REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2027/2016
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 Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-03-23
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 52/2016-SGT/ANEEL
Brasília, 16 de março 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
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
C P F L M o c o c a - C o m p a n h i a L u z e F o r ç a d e
M o c o c 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
48581.000840/2016-00

ÍNDICE
I. OBJETIVO......................................................................................................................................................................................... 2
II. DOS FATOS..................................................................................................................................................................................... 3
III. ANÁLISE ......................................................................................................................................................................................... 4
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO ............................................................................................................................................ 7
III.2 RECEITA VERIFICADA ............................................................................................................................................................... 7
III.3 PARCELA B ................................................................................................................................................................................. 8
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO) .............................................................................................................................................. 8
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI) ...................................................................................................................................... 10
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR) .......................................... 12
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI). ................................................................................... 17
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) ..................................................................................................................................................... 21
III.4 PARCELA A ............................................................................................................................................................................... 22
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE)................................................................................................. 23
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT) ............................... 29
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) ............................................................................................................................................... 30
III.5 FATOR X ................................................................................................................................................................................... 32
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS ....................................................................................................................... 36
III.7 ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT............................................................................................................ 40
III.8 SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS................................................................................................................... 41
III.9 RESULTADO DA REVISÃO ...................................................................................................................................................... 42
IV. CONCLUSÃO .............................................................................................................................................................................. 43
48581.000840/2016-00

(Fls. 2 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
Nota Técnica no 52/2016–SGT/ANEEL
Em 16 de março de 2016.
Processo n.º 48500.002819/2015-91
Assunto: Quarta Revisão Tarifária Periódica da
CPFL Mococa - Companhia Luz e Força de Mococa.
I. OBJETIVO
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da quarta revisão tarifária periódica da CPFL Mococa
- Companhia Luz e Força de Mococa consolidada após análise das contribuições trazidas no âmbito da
Audiência Pública (AP) 70/2015.
2. O Módulo 2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabeleceu as
metodologias aplicáveis a quarta revisão tarifária periódica da CPFL Mococa. 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 CPFL
Mococa. 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.

(Fls. 3 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
II. DOS FATOS
4. Em 03 de fevereiro de 1999 foi assinado o Contrato de Concessão n°17/1999, entre a União e
a empresa CPFL Mococa, 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 03 de fevereiro de 2004, as subsequentes seriam realizadas a cada quatro anos.
6. Em dezembro de 2015, em processo conduzido pelo Ministério de Minas e Energia, foi
assinado o Termo Aditivo ao Contrato de Concessão citado, tendo por objeto formalizar a prorrogação da
concessão pelo período de 30 anos.
7. A assinatura do Termo Aditivo implicou na alteração da data contratual prevista para a
realização da quarta revisão tarifária ordinária, de 03 de fevereiro de 2016 para 22 de março de 2016, conforme
Subcláusula Décima Terceira da Cláusula Sexta:
"Subcláusula Décima Terceira – As revisões tarifárias ordinárias obedecerão ao seguinte
cronograma: a primeira revisão será procedida em 22 de março de 2016 e as subsequentes
serão realizadas a cada 5 (cinco) anos a partir desta data".
8. 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.
9. 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.
10. 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
11. Por meio do Ofício nº 115/2015-SGT/ANEEL, de 10/08/2015, foram solicitadas as informações
iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, que foram encaminhadas pela Carta nº 054/OR/CPFL
Mococa/2015, de 15 de setembro de 2015.
12. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando n° 093/2016-SRD/ANEEL, de 14/10/2015.
13. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 108/2016-SRD/ANEEL, de
10/03/2016.

(Fls. 4 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
14. Em 10/11/2015, na 42° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a
AP n° 70/2015 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de
contribuições se estendeu de 12 de novembro a 17 de dezembro, com sessão presencial em 10 de dezembro
de 2015 na cidade de Mococa - SP.
15. No dia 16/11/2015, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das
contribuições trazidas na AP n° 70/2015, foi encaminhada à CPFL Mococa e ao Conselho de Consumidores.
16. 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. O Conselho de Consumidores optou por não realizar a reunião.
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.
A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem alteradas as
21.
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.
O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte fórmula:
22.
𝐑𝐑
𝑹𝑻= ( 𝐑𝐕−𝟏) × 𝟏𝟎𝟎 (1)
onde:
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);RR: Receita Requerida; e
RV: Receita Verificada.

(Fls. 5 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
23. A Receita Requerida é dividida em duas parcelas: a primeira, denominada de Parcela A,
envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos clientes, uso dos sistemas
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:
𝑹𝑹= 𝑽𝑷𝑨+ 𝑽𝑷𝑩 (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.

(Fls. 6 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
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.
(3)
𝑽𝑷𝑩= (𝑪𝑨𝑶𝑴+ 𝑪𝑨𝑨) ∙(𝟏−𝑷𝒎− 𝑴𝑰𝑸) −𝑶𝑹
onde:
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;
CAA: Custo Anual dos Ativos;
𝑃𝑚: Fator de Ajuste de Mercado; e
𝑀𝐼𝑄: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade;
𝑂𝑅: Outras Receitas
32. Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é dado pela soma
dos componentes abaixo:
𝑪𝑨𝑶𝑴= 𝑪𝑶+ 𝑹𝑰 (4)
onde:
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção;
CO3: Custos Operacionais e
RI: Receitas Irrecuperáveis.
Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo:
33.
(5)
𝑪𝑨𝑨= 𝑹𝑪+ 𝑸𝑹𝑹+ 𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰
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:
𝑽𝑷𝑨= 𝑪𝑬+ 𝑪𝑻+ 𝑬𝑺 (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 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
36. O reposicionamento tarifário calculado para a CPFL Mococa, para aplicação a partir
de 22 de março de 2016, resultou no percentual total médio de 1,41%, 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$)
VPA+VPB 91.267.393,10
Receita Verificada 89.998.236,73
Reposicionamento Tarifário Médio 1,41%
Quando a base de comparação da Parcela A não é ajustada para se considerar os custos
37.
acrescidos na RTE, o reposicionamento tarifário é de 11,90%. Isso ocorre porque na RTE a cobertura tarifária
de Parcela A que foi acrescida às tarifas se deu mediante componente financeiro.
38. Como consequência, é necessário acrescentar, na base de comparação, os custos acrescidos
na RTE mediante componente financeiro, para se calcular o reposicionamento tarifário médio que reflete a
atualização dos custos de Parcela A e B.
III.2 RECEITA VERIFICADA
39. No cálculo da Receita de Verificada foram considerados os dados de mercado disponíveis
no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP para o
período de março de 2015 a fevereiro de 2016 e as tarifas de base econômica homologadas no processo de
RTE, resultando em faturamento anual de R$ 81.559.930,61. A este cálculo foi acrescido o valor de
R$ 8.438.306,12, referente aos valores de Parcela A que foram acrescidos na RTE mediante componente
financeiro.
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.

(Fls. 8 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
Tabela 2 – Receita Verificada

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 200.397 | 78.652.478,52 |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 1.071 | 453.180,95 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 53.591 | 16.825.146,09 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 145.735 | 61.374.151,48 |
| Demais Livres | 27.334 | 2.822.017,37 |

Geração - 85.434,72

Total 227.731 81.559.930,61
III.3 PARCELA B
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO)
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.

(Fls. 9 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
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:
𝑵 √𝑪𝑶𝒆𝒇
∆𝑪𝑶= 𝐦𝐢𝐧( | −𝟏| ; 𝟓%)
𝑪𝑶𝑨𝒕
(7)
∆𝑪𝑶)𝑵
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂 = 𝑪𝑶𝑨𝒕(𝟏±
onde:
∆𝐶𝑂, é a trajetória dos custos operacionais regulatórios;
±5%, é a variação máxima admissível;
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 , 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.
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:
𝟏, 𝟐∙𝑶𝒑𝒆𝒙𝒎é𝒅𝒊𝒐+ 𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
(8)
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂 ′ =
𝟐
onde:
′ , é a meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento;
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜, média dos custos operacionais reais.
49. A tabela a seguir resume o cálculo de definição dos Custos Operacionais regulatórios para a
CPFL Mococa no valor de R$ 17.878.889,34.

(Fls. 10 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
Tabela 3 – Custos operacionais regulatórios no reposicionamento
Descrição Limite Inferior Limite Superior

1. Eficiência 84,64% 96,48%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 13.705.023,11 15.622.090,19
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição Valor
3. OPEX nas tarifas - R$ 18.633.845
4. Meta estudo de eficiência - R$ 15.622.090
5. Variação Anual (%) -3,46%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a. 15.622.090
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição Reais
7. OPEX Real - R$ 11.746.704
8. Meta OPEX 15.622.090
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX 132,99%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento 14.859.068
11. Número de anos no ciclo 4
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.] 17.878.889
50. No caso da CPFL Mococa, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa é maior do
que o intervalo superior definido pelo método de benchmarking. Como resultado, é estabelecida uma trajetória
de redução da Parcela B ao longo do ciclo, para que, ao final desse ciclo, os custos operacionais regulatórios
alcance o limite superior do intervalo.
51. Uma vez que a aplicação direta da metodologia resultou em uma trajetória de -3,46% a.a., não
foi necessário ajustar a meta regulatória para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%.
52. Em relação à comparação que é realizada com os custos reais, a aplicação da metodologia
resultou em relação entre a meta de custos operacionais e os custos reais de 132,99%, e consequentemente
e foi necessário recalcular a trajetória para compartilhar com o consumidor o valor excedente a 120%. O
resultado final da análise foi um custo operacional considerado na revisão inferior ao atualmente existente na
tarifa, contribuindo para uma redução tarifária de -1,28%.
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI)
53. O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no processo de revisão tarifária
é composto por duas parcelas: (1) uma associada aos encargos setoriais e (2) outra relativa aos demais itens
da receita da distribuidora.

(Fls. 11 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
54. O valor da parcela relativa aos encargos setoriais é feito a partir do nível de receitas
irrecuperáveis da própria concessionária. O objetivo é calcular os custos com encargos setoriais
da forma mais precisa possível considerando, inclusive, o montante que é faturado e não recebido pelas
concessionárias. Os níveis de receitas irrecuperáveis de cada concessionária são reconhecidos desde que não
superem os limites estabelecidos no Submódulo 2.2 do PRORET. A equação a seguir sintetiza o cálculo das
receitas irrecuperáveis associadas aos encargos setoriais.
𝑬𝑺

𝑽𝒊= × {∑(𝝆𝒄× 𝑹𝑰𝒊) } (9)
𝑪
(𝟏−𝑰𝑪𝑴𝑺−𝑷𝑰𝑺−𝑪𝑶𝑭𝑰𝑵𝑺)
onde:
𝑉𝐼: Parcela de receitas irrecuperáveis associada aos encargos setoriais;
ES: Valor dos encargos setoriais a ser considerado na revisão tarifária;
𝜌𝑐: Participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; e
𝑅𝐼𝑖: Mediana dos percentuais de receitas irrecuperáveis, relativa à classe C, verificados nos três anos
anteriores ao da revisão tarifária.
55. Para a parcela de receitas irrecuperáveis relativa aos demais itens da receita, são definidos
percentuais regulatórios específicos para cada empresa, por classe de consumo. Os percentuais regulatórios
são baseados no desempenho das distribuidoras, que são comparadas conforme sua posição no ranking de
complexidade socioeconômica das áreas de concessão. O valor de receitas irrecuperáveis dessa parcela
da receita, acrescido dos valores previstos de faturamento de bandeiras tarifárias, é então definido pela seguinte
equação:
𝑹𝑹 +𝑹𝒆𝒄𝒆𝒊𝒕𝒂 𝒅𝒆 𝑩𝒂𝒏𝒅𝒆𝒊𝒓𝒂𝒔−𝑬𝒏𝒄𝒂𝒓𝒈𝒐𝒔 𝑺𝒆𝒕𝒐𝒓𝒊𝒂𝒔

𝑽𝑹𝑰= × {∑(𝝆𝒄× 𝑹𝑰𝒄) } (10)
𝑪
(𝟏−𝑰𝑪𝑴𝑺−𝑷𝑰𝑺−𝑪𝑶𝑭𝑰𝑵𝑺)
Onde:
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis;
𝑅𝑅: receita requerida
Receita de Bandeiras: receita prevista de bandeiras tarifárias;
𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠 𝑆𝑒𝑡𝑜𝑟𝑖𝑎𝑖𝑠: valores de encargos setoriais definidos na revisão tarifária;
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à
empresa.
56. A tabela a seguir resume o cálculo do valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no
processo de revisão tarifária, segregado em duas parcelas, uma relacionada aos encargos setoriais e outra
relativa ao restante da receita.
Tabela 4 – Receitas Irrecuperáveis

| Descrição | Receita Base (R$) | % RI | RI (R$) |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 27.938.069 | 0,20% | 56.202 |
| Restante da Receita | 94.611.281 | 0,04% | 40.871 |
| Total | 122.549.349 | 0,08% | 97.074 |

(Fls. 12 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR)
57. A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos realizados
pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e do custo de capital,
conforme formulação a seguir:
𝑹𝑪= (𝑩𝑹𝑹𝒍−𝑹𝑮𝑹) ∙𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é + 𝑹𝑮𝑹∙𝒓𝒓𝒈𝒓+ 𝑹𝑪𝑶𝑬 (11)
onde:
RC: Remuneração do Capital;
BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida;
RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR;
rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real Antes dos Impostos;
rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais.
58. A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais -
RCOE – é calculado conforme equação abaixo.
𝒓𝒑−𝒓𝒇
𝑪𝑨𝑶𝑴 (12)
𝑹𝑪𝑶𝑬 = 𝟏−𝒕× 𝟎, 𝟓× 𝑷× 𝑪𝑨𝑶𝑴+𝑪𝑨𝑨−𝑹𝑪𝑶𝑬× 𝑶𝑬𝑺𝒃
onde:
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações
Especiais;
𝑟𝑝: Custo de Capital Próprio (nominal);
𝑟𝑓: Remuneração do Ativo Livre de Risco (nominal);
𝑡: Impostos e Contribuições sobre a Renda;
𝑃: Participação do Capital Próprio no Capital Total;
𝐶𝐴𝑂𝑀: Custos de Administração, Operação e Manutenção;
𝐶𝐴𝐴: Custo Anual dos Ativos;e
𝑂𝐸𝑆𝑏: Obrigações Especiais Bruta.
59. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor
os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil.
60. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base
de Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a seguir:
(13)
𝑸𝑹𝑹= 𝑩𝑹𝑹𝒃∙𝜹
onde:
QRR: Quota de Reintegração Regulatória;
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e
: Taxa média de depreciação das instalações.

(Fls. 13 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
61. Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as taxas anuais
de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico –
MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 02 de junho de 2009.
III.3.3.1 CUSTO DE CAPITAL
62. Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado
de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda, sendo
expresso pela seguinte fórmula:
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪= (𝑷𝑽 ⁄ ) ∙𝒓𝒑+ (𝑫𝑽 ⁄ ) ∙𝒓𝒅 (14)
onde:
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais;
rP: custo do capital próprio real depois de impostos;
rD: custo da dívida real depois de impostos;
P: capital próprio;
D: capital de terceiros ou dívida;
V: soma do capital próprio e de terceiros;
63. A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor
em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro.
64. Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada, partiu-se do levantamento
de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, nos anos de 2011, 2012 e 2013,
resultando no percentual de participação de capital de terceiros (D/V) de 48,76%.
65. Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno CAPM (Capital
Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de ativos de distribuição de
energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte equação:
𝒓𝑷= 𝒓𝒇+ 𝜷∙(𝒓𝒎−𝒓𝒇) + 𝒓𝑩 (15)
onde:
rP: custo de capital próprio;
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;
: beta do setor regulado;
rm-rf: prêmio de risco do mercado de referência; e
rB: prêmio de risco país.
Para o custo de capital de terceiros adota-se uma abordagem similar à do capital próprio, ou
66.
seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos para se emprestar
recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de terceiros é calculado então pelo
método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão:

(Fls. 14 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
𝒓𝒅= 𝒓𝒇+ 𝒓𝑪+ 𝒓𝑩 (16)
onde:
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;
rc: prêmio de risco de crédito; e
rB: prêmio de risco país.
67. A tabela a seguir ilustra o cálculo do custo médio ponderado de capital para
uma concessionária que tenha alíquota de 34% a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e
Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL).
Tabela 5: Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC
CUSTO DE CAPITAL
Proporção de Capital Próprio 51,24%
Proporção de Capital de Terceiros 48,76%
Taxa livre de risco 5,64%
Prêmio de risco de Mercado 7,56%
Beta médio alavancado 0,70
Prêmio de risco do negócio 5,31%
Inflação americana considerada 2,41%
Prêmio de risco país 2,62%
Custo de capital próprio real 10,90%
Prêmio de risco de crédito 3,37%
Custo de dívida real 5,14%
CUSTO MÉDIO PONDERADO
WACC real antes de impostos* 12,26%
WACC real depois de impostos 8,09%
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%
68. Para aplicação tarifária considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos impostos
do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às tarifas dos consumidores
como se segue abaixo:
(𝑷𝑽 ⁄ )∙𝒓𝒑+(𝑫𝑽 ⁄ )∙𝒓𝒅
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é = (17)
𝟏−𝑻
69. Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal diferenciado,
de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas finais inferiores ao valor de
34%, seriam consideradas as seguintes alíquotas:
a) para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as alíquota de IRPJ
e CSSL somam 0,00% (zero);

(Fls. 15 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as alíquotas de IRPJ
e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na área de concessão sujeita ao
benefício fiscal;
c) para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as alíquotas de
IRPJ e CSLL somam 24%;
d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%.
70. Para aplicação tarifária considerar-se-ia o WACC conforme tabela abaixo:
Tabela 6: WACC antes de Impostos
Alíquota de Taxa
WACC
IRPJ e CSLL (rwacc-pré)

| WACC real antes dos impostosa | Isento | 9,97% |
| --- | --- | --- |
| WACC real antes dos impostosb | 15,25% | 10,77% |
| WACC real antes dos impostosc | 24% | 11,45% |
| WACC real antes dos impostosd | 34% | 12,26% |

a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda;
b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM;
c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e
d) todas as demais.
71. Também será deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor
de recursos da RGR junto a Eletrobrás, referente ao terceiro mês anterior à data base do laudo de avaliação
da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR
serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da empresa ao custo de capital regulatório (WACC).
72. O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será
remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário contempla
atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário são
corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória.
73. Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) serão remunerados pelo
custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 0,73% a.a., e os recursos da RGR não destinados ao PLpT
serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros disponíveis às distribuidoras de
energia elétrica, de 2,88% a.a. em termos reais.
III.3.3.2 BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA
74. Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público de
distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser observadas as
seguintes diretrizes:
a) A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP) deve ser
"blindada". Entende- se como base blindada os valores aprovados por laudo de avaliação

(Fls. 16 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e as
respectivas atualizações;
b) As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde que ainda
em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão tarifária;
c) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de
remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base do
terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b);
d) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês anterior
ao mês da atual revisão tarifária;
e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IGP-M, entre a data-base do
laudo de avaliação e a data da revisão tarifária;
75. Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica
somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente utilizados no
serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de remuneração aqueles
ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR.
76. As tabelas a seguir resumem o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como da
remuneração e quota de reintegração.
Tabela 7 – Remuneração do Capital e Quota de Reintegração
Descrição
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) 165.183.774
(2) Índice de Aproveitamento Integral 1.267.012
(3) Obrigações Especiais Bruta 19.185.077
(4) Bens Totalmente Depreciados 31.376.740
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 113.354.945
(6) Depreciação Acumulada 80.469.847
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 84.713.927
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado 687.473
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) 84.026.454
(10) Almoxarifado em Operação 443.923
(11) Ativo Diferido -
(12) Obrigações Especiais Líquida 13.024.540
(13) Terrenos e Servidões 670.785
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13) 72.116.622
(15) Saldo RGR PLPT 191.602
(16) Saldo RGR Demais Investimentos -
(17) Taxa de Depreciação 3,77%
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) 4.273.481
(19) Remuneração de Obrigações Especiais 306.936
(20) Remuneração do Capital 9.126.342

(Fls. 17 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
77. O valor da Base de Remuneração Regulatória foi informado pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF por meio do Memorando nº 108/2016-SFF/ANEEL, de 10 de março
de 2016.
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI).
78. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, refere-se
aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos,
e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.
79. Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no Ativo
Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são determinados como uma
relação do AIS. A BAR será determinada pela formulação a seguir:
𝟕𝟏𝟓𝟗∙(𝑨𝑰𝑺−𝑰𝑨)−𝟎,𝟏𝟔𝟕+𝟏∙(𝑰𝑷𝑪𝑨𝟏/𝑰𝑷𝑪𝑨𝟎)𝟎,𝟏𝟔𝟕 (18)
𝑩𝑨𝑹= 𝟐,
onde:
𝐵𝐴𝑅: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos não
elétricos (instalações móveis e imóveis);
𝐴𝐼𝑆: Ativo imobilizado em serviço aprovado na quarta revisão;
𝐼𝐴: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na quarta revisão;
𝐼𝐺𝑃𝑀1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e
𝐼𝐺𝑃𝑀0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011.
80. Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade é necessário
segregar em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:
Tabela 8: Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos
Grupo de Ativos (% da BAR)
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅𝐴) 45%
Veículos (𝐵𝐴𝑅𝑉) 12%
43%
Sistemas (BARI)
81. Uma vez segregado, as Anuidades são dadas por:
𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰= 𝑪𝑨𝑳+ 𝑪𝑨𝑽+ 𝑪𝑨𝑰 (19)
onde:
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades);
CAL: Custo Anual de Aluguéis;
CAV: Custo Anual de Veículos; e
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática.
82. As Anuidades serão calculadas em regime, com depreciação linear na vida útil e com
remuneração sobre 50% do investimento.

(Fls. 18 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é
𝑪𝑨(𝑳/𝑽/𝑰) = 𝑩𝑨𝑹𝑨/𝑽/𝑰 ∙[ 𝑽𝑼𝑨/𝑽/𝑰+ 𝟏 ] (20)
𝟐
onde:
CA(L/V/I): Custo Anual de: A: Aluguéis / V:Veículos / I:Sistemas de Informática;
BARA/V/I: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para
infraestrutura de: A:imóveis de uso administrativos / V: veículos / I: Sistemas de informática; e
VUA/V/I: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle
Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE: A: 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade de Cadastro)
"Edificação – outras" e 15% referente ao TUC "Equipamento Geral" / V: referente ao TUC "Veículos" /
I:referente ao TUC "Equipamento Geral de Informática"..
83. A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI:
Tabela 9: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI
Descrição Valores (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR) 19.262.883
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA) 8.668.297
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV) 2.311.546
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI) 8.283.040
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL) 975.895
(6) Anuidade - Veículos (CAV) 471.919
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI) 2.070.588
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7) 3.518.401
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO DE
INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE
84. Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção - CAOM e ao Custo Anual dos Ativos -
CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.
O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, considera os
85.
ganhos potenciais de produtividade entre o ano anterior à revisão tarifária, período de referência, e o período
em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze meses posteriores à revisão.
O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm) a ser aplicado na revisão tarifária periódica de
86.
cada concessionária no ajuste do Valor da Parcela B é definido a partir da produtividade média do setor
de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do número de unidades consumidoras da
concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme equação a seguir:
̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅) ̅̅̅̅̅̅)
𝑷𝒎(𝒊): = 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟏𝟒× (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊) −∆𝑴𝑾𝒉 −𝟎, 𝟎𝟒× (∆𝑼𝑪(𝒊) −∆𝑼𝑪 (21)
onde:
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.;

(Fls. 19 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a
revisão tarifária em processamento;
̅̅̅̅̅̅̅̅̅: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.;
∆𝑀𝑊ℎ
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i,
entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e
∆𝑈𝐶 ̅̅̅̅̅̅ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a.
87. O Fator de Ajuste de Mercado calculado para aplicação na atual revisão tarifária é de 1,21%.
Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, é considerada a mesma metodologia
88.
de cálculo do Componente Q do Fator X.
89. Durante o período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, os pesos dos indicadores
de qualidade comercial serão incrementados de forma gradativa. Portanto, até março de 2016, será aplicada a
metodologia do 3CRTP, conforme descrito a seguir:
90. Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado são considerados os indicadores
Duração Equivalente de Interrupção (DEC) e Frequência Equivalente de Interrupção (FEC). O mecanismo
busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho relativo entre as
distribuidoras.
91. O valor do ajuste da Parcela B em função do mecanismo de incentivo à melhoria da qualidade
depende do desempenho relativo das distribuidoras. Para definição do Indicador de Qualidade do Serviço de
cada distribuidora são comparados, a cada ano civil, os indicadores apurados DEC e FEC, contra os limites
definidos pela ANEEL, conforme a seguinte equação:
𝟏 𝑫𝑬𝑪𝒂𝒑𝒖𝒓𝒂𝒅𝒐(𝒊) 𝑭𝑬𝑪𝒂𝒑𝒖𝒓𝒂𝒅𝒐(𝒊) (22)
𝑰𝒏𝒅. 𝑸𝒖𝒂𝒍(𝒊) = 𝟐∙( + )
𝑫𝑬𝑪𝒍𝒊𝒎𝒊𝒕𝒆(𝒊) 𝑭𝑬𝑪𝒍𝒊𝒎𝒊𝒕𝒆(𝒊)
Onde:
𝑄𝑢𝑎𝑙: Indicador de qualidade do serviço para fins tarifários;
𝐼𝑛𝑑.
𝐷𝐸𝐶𝑎𝑝𝑢𝑟𝑎𝑑𝑜: Apuração de DEC do último ano civil disponível;
𝐹𝐸𝐶𝑎𝑝𝑢𝑟𝑎𝑑𝑜: Apuração de FEC do último ano civil disponível;
𝐷𝐸𝐶𝑙𝑖𝑚𝑖𝑡𝑒: Limite de DEC definido para o ano civil em que o indicador foi apurado; e
𝐹𝐸𝐶𝑙𝑖𝑚𝑖𝑡𝑒: Limite de FEC definido para o ano civil em que o indicador foi apurado.
92. Para efeito de comparação do desempenho relativo, as distribuidoras são segregadas em dois
grupos de acordo com seu porte. As distribuidoras com mercado faturado superior a 1 TWh/ano no ano da
apuração dos indicadores serão denominadas de grande porte, sendo as demais denominadas de pequeno
porte.
93. Uma vez definidos os indicadores de qualidade do serviço de cada concessionária,
são consideradas as de melhor desempenho aquelas cujo indicador for inferior ao primeiro quartil
dos indicadores individuais das concessionárias de seu grupo. No sentido oposto, as concessionárias com pior
desempenho são aquelas cujo indicador superar o terceiro quartil. Os quartis são calculados assim que
as apurações de DEC e FEC das distribuidoras estiverem disponíveis.

(Fls. 20 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
94. O Fator de Ajuste de Qualidade é especificado de acordo com a variação dos indicadores
apurados DEC e FEC, já expurgadas as causas externas à distribuidora, levando-se em consideração o
desempenho da distribuidora com relação à qualidade do serviço prestado, conforme tabela a seguir.
Tabela 10 – Componente Q do Fator X

Regra Melhores Piores
Var DECI/FECI

| Geral | Desempenhos | Desempenhos |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Maior que 20% | 1.00% | 0.50% | 1.00% |
| 17% a 20% | 0.95% | 0.47% | 0.95% |
| 14% a 17% | 0.79% | 0.40% | 0.79% |
| 11% a 14% | 0.64% | 0.32% | 0.64% |
| 8% a 11% | 0.49% | 0.24% | 0.49% |
| 5% a 8% | 0.33% | 0.17% | 0.33% |
| -5% a 5% | 0.00% | 0.00% | 0.00% |
| -8% a -5% | -0.33% | -0.33% | -0.17% |
| -11% a -8% | -0.49% | -0.49% | -0.24% |
| -14% a -11% | -0.64% | -0.64% | -0.32% |
| -17% a -14% | -0.79% | -0.79% | -0.40% |
| -20% a -17% | -0.95% | -0.95% | -0.47% |
| Menor que -20% | -1.00% | -1.00% | -0.50% |

95. A variação anual dos indicadores DEC e FEC é calculada conforme a equação a seguir e
considera os indicadores expurgando interrupções decorrentes de causas externas ao sistema de distribuição
da concessionária.
𝑫𝑬𝑪𝑰(𝒕)(𝒊) 𝑭𝑬𝑪𝑰(𝒕)(𝒊)

𝑽𝒂𝒓𝑫𝑬𝑪𝑰/𝑭𝑬𝑪𝑰(𝒊) = 𝟏 𝟐[( −𝟏) + ( −𝟏)] (23)
𝑫𝑬𝑪𝑰(𝒕−𝟏)(𝒊) 𝑭𝑬𝑪𝑰(𝒕−𝟏)(𝒊)
Onde:
𝑉𝑎𝑟𝐷𝐸𝐶𝐼/𝐹𝐸𝐶𝐼(𝑖): Variação anual média de DEC e FEC da concessionária i, expurgadas as causas
externas ao sistema de distribuição;
𝐷𝐸𝐶𝐼(𝑡): DEC apurado do último ano civil disponível, expurgado causas externas ao sistema de
distribuição da concessionária. Somatório dos DECip e DECind definidos no PRODIST;
𝐷𝐸𝐶𝐼(𝑡−1): Mesma definição acima, mas apurado no ano anterior;
𝐹𝐸𝐶𝐼(𝑡): FEC do último ano civil disponível, expurgado causas externas ao sistema de distribuição da
concessionária. Somatório dos FECip e FECind definidos no PRODIST; e
𝐹𝐸𝐶𝐼(𝑡−1): Mesma definição acima, mas apurado no ano anterior.
96. O Fator de Ajuste de Qualidade calculado para aplicação na atual revisão tarifária é de 1,00%.
97. As tabelas a seguir resumem o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária
da concessionária.

(Fls. 21 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
Tabela 11: Cálculo da Parcela B ajustada
Descrição Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) 17.975.963
Custos Operacionais (CO) 17.878.889,34
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi) 56.202,32
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse) 40.871,26
Custo Anual dos Ativos (CAA) 16.918.225
Remuneração do Capital (RC) 9.126.342,31
Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 4.273.481,42
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI) 3.518.401,34
Parcela B (VPB) 34.894.188
Índice de Produtividade da Parcela B 1,21%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade 1,00%
Parcela B com ajustes 34.122.429
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR)
98. As outras receitas podem ser classificadas em duas categorias, conforme sua natureza:
em "receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica", que são as relativas aos serviços
cobráveis, e "receitas de atividades acessórias", que são atividades de natureza econômica acessória ao objeto
do contrato de concessão, exercida por conta e risco das concessionárias. As atividades acessórias
subdividem-se em 2 subgrupos:
a) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade regulada,
prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como: arrecadação de convênios
ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de faturas de terceiros por meio de
estrutura própria de arrecadação; veiculação de propaganda ou publicidade em fatura de energia
elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos;
compartilhamento de infraestrutura; serviços de avaliação técnica e de aferição de medidores em
laboratório próprio; e operacionalização de serviço de créditos tributários.
b) Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como atividade não
regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de distribuição de energia
elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por terceiros, observando-se
a legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da concorrência. São elas:
elaboração de projeto, construção, expansão, operação, manutenção ou reforma de: (1) redes de
distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao
atendimento dos empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia
elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de
energia; (4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: (6)
padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas
de medição de energia elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e
minigeração distribuída; e (9) sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do consumo

(Fls. 22 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis
nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em
lei; serviços de comunicação de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades
acessórias previstas.
99. O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será de 60%
da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins de estimular
a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço de
distribuição de energia elétrica.
100. Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias complementares
também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens: a) (8) geradores, incluindose unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de iluminação pública, b) eficientização
do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos
projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços
de comunicação de dados, os quais o percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta.
101. Desse modo, para cada natureza de receita há um percentual que deve ser revertido
à modicidade tarifária, nos termos do Submódulo 2.7 do PRORET. A tabela a seguir sintetiza o cálculo de
"Outras Receitas".
Tabela 12: Outras Receitas
Descrição das atividades Compartilhamento Receita Regulatória

Serviços Cobráveis 60% 107.387,31
60%
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros 4.689,18
50%
Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D 0,00

| Veiculação de publicidade | 60% | 0,00 |
| --- | --- | --- |
| Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos | 60% | 0,00 |
| Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses) | 60% | 548.385,68 |
| Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores. | 60% | 0,00 |
| Operacionalização de serviço de créditos tributários | 60% | 60.726,74 |

Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:
(1) redes de distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos 60%
empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras; 0,00

| (2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; | 60% | 32.868,15 |
| --- | --- | --- |
| (3) subestações de energia; | 60% | 0,00 |
| (4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; | 60% | 0,00 |
| (5) banco de capacitores: | 60% | 0,00 |
| (6) padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; | 60% | 0,00 |
| (7) sistemas de medição de energia elétrica; | 60% | 1.527,78 |
| (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; | 30% | 0,00 |

60%
(9) sistemas de iluminação pública. 0,00
Eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de 30%
0,00
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei

Serviços de comunicação de dados 30% 0,00
Serviços de consultoria 60% 0,00
III.4 PARCELA A
102. O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as condições
vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de energia elétrica (CE),

(Fls. 23 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão (CT) e os custos com Encargos
Setoriais (ES).
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE)
III.4.1.1 TIPOS DE CONTRATOS E REGRAS DE PRECIFICAÇÃO
103. A Lei n. 10.848, de 15/03/2004 alterou as regras de compra e venda de energia
elétrica especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica.
Foram estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com
mercado próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar.
104. Também a Lei n° 10.848, de 15/03/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no
Sistema Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente
de Contratação Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia
"deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada".
105. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação de
contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema Isolado
antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio
de licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações
de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a
Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes
de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre concessionária
com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do
Decreto n. 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos
empreendimentos e de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004;
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163,
de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou indiretamente,
para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento de até dois anos,
para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica necessário para o
atendimento à totalidade de suas cargas.

Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com
as concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, de
16/9/2008;

(Fls. 24 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e
Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art. 11
Lei nº 12.111, de 9/12/2009;

Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – PROINFA;
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia física
de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos da
Lei n° 12.783, de 2013;
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio da
concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que atendem
os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho de 1995,
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004;

Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes firmam
contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL;

Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: hidráulicas
com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração, com eficiência
energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de eficiência para
térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível).
III.4.1.2 ENERGIA REQUERIDA
106. Além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores há que se considerar que
nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Perdas de energia são inerentes à natureza
do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica. Cabe à ANEEL definir a cada
revisão tarifária um referencial regulatório de perdas que leve em consideração o desempenho da
concessionária nos segmentos de perdas que tenha maior gestão.
107. As perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema
de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as Perdas na Distribuição
que podem ser de natureza técnica ou não técnica.
108. As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de
transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária. As perdas
não técnicas, por sua vez, representam todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica,
tais como furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem

(Fls. 25 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
equipamento de medição, etc. São medidas pela diferença entre as Perdas na Distribuição e as Perdas
Técnicas.
109. As Perdas Técnicas são calculadas levando-se em consideração as características do sistema
de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos condutores,
tipo de transformadores, etc. São calculadas as perdas nas redes de distribuição em alta, média e baixa tensão,
subestações, transformadores de distribuição, além dos ramais de ligação e medidores.
O Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição - PRODIST detalha a metodologia empregada para o cálculo
das perdas técnicas. O nível de perdas técnicas calculado, como percentual da energia injetada, é mantido
constante em todos os processos tarifários até a revisão subsequente.
110. 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° 093/2016 – SRD/ANEEL,
no percentual de 8,17% sobre a energia injetada.
111. O referencial regulatório para as Perdas Não Técnicas é redefinido a cada revisão tarifária e
pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor de perdas não técnicas
a cada reajuste tarifário, ou na forma de uma meta fixa, em que o nível de perdas não técnicas reconhecido
nas tarifas, sempre referenciado em termos de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, se
mantém constante ao longo do ciclo tarifário.
112. A abordagem adotada pela ANEEL para a definição dos limites de perdas não técnicas é o da
comparação do desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão com certo grau de
semelhança. Essa comparação se dá essencialmente a partir da construção de um ranking de complexidade
no combate às perdas não técnicas que busca mensurar de forma objetiva o nível de dificuldade enfrentado
por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as fraudes e furtos de energia em sua área de atuação.
113. A partir da formulação do ranking é possível afirmar que distribuidoras que atuam em áreas
mais complexas, e que ainda assim tenham alcançado níveis mais baixos de perdas não técnicas, sejam
referencias de eficiência e possam, portanto, ser utilizadas para se definir trajetórias de redução de perdas não
técnicas para as demais. Cabe ressaltar que além da análise de eficiência comparativa das distribuidoras, a
avaliação também considera o desempenho passado da própria distribuidora, que pode servir de referencial
regulatório quando os níveis de perdas não técnicas tiverem crescido.
114. O ponto de partida para o referencial regulatório de perdas não técnicas é definido, regra geral,
pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada
pela distribuidora, considerando eventuais ajustes e exceções previstas no Submódulo 2.6 do PRORET, se for
o caso. A meta para o final do ciclo, por sua vez, considera o desempenho de distribuidoras que atuem em
áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não técnicas, e que tenham
desempenho melhores. Caso a concessionária em processo de revisão possua patamares reais de perdas não
técnicas superiores aos considerados adequados pela ANEEL, o nível médio de perdas não técnicas das
empresas benchmarks passa a ser referencial para a definição da meta, que deve observar a velocidade
potencial de redução.
115. A tabela a seguir sintetiza o cálculo das perdas não técnicas para a concessionária.

(Fls. 26 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
Tabela 13: Perdas Regulatórias
1 - Cálculo do Ponto de Partida
Perdas Não
Descrição
Técnica (% BT)
1. Meta 3º Ciclo (Faturada) 0,00%
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos anos) 1,33%
3. Meta 3º Ciclo (Medida) [1. + 2.] 1,33%
4. Média Histórico (Medida) 2,31%
5. Ponto de Partida [ = Média Histórica ] 2,31%
6. Ponto de Partida (faturado) 0,98%
2 - Cálculo do Ponto de Chegada

| Descrição | Modelo C | Modelo G | Modelo K |
| --- | --- | --- | --- |
| Empresa Benchmark | UHENPAL | UHENPAL | UHENPAL |
| 5. Perda Benchmark (PNT/BT) | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| 6. Perda MOCOCA (PNT/BT) | 4,03% | 4,03% | 4,03% |
| 7. Probabilidade de Comparação | 84,86% | 88,64% | 92,93% |
| 8. Meta baseada em cada Benchmark [ 7. x 5. + ( 1.- 7.) x 6. ] | 0,61% | 0,46% | 0,28% |

9. Meta média dos Benchmarks [média( 8 ) ] 0,45%
10. Ponto de Partida (PNT/BT) 2,31%
11. Ponto de Chegada [ = Ponto de Partida ] 2,31%
12. Meta (Faturado) 0,98%

| Descrição | Ponto Partida | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) | 2,31% | 2,31% | 2,31% | 2,31% | 2,31% | 2,31% |
| Velocidade de Redução (a.a) | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |  |
| Limite de Redução (a.a) | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |  |
| Referencial Regulatório PNT/BT (medido) | 2,31% | 2,31% | 2,31% | 2,31% | 2,31% | 2,31% |
| Diferença entre medido e faturado | 1,33% | 1,33% | 1,33% | 1,33% | 1,33% | 1,33% |
| Referencial Regulatório PNT/BT (faturado) | 0,98% | 0,98% | 0,98% | 0,98% | 0,98% | 0,98% |
| Referencial Regulatório PT/Einj | 8,17% | 8,17% | 8,17% | 8,17% | 8,17% | 8,17% |

116. No caso da CPFL Mococa, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a média histórica
praticada pela concessionária, de 0,98% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o
final do ciclo, propõe-se o mesmo percentual de 0,98% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa
tensão, tendo em vista que a empresa pratica perdas abaixo de 2,5% sobre o mercado medido de baixa tensão,
e, nestes casos, a metodologia não estabelece uma trajetória inferior ao ponto de partida.
117. A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo de revisão
tarifária.
Tabela 14: Energia Requerida

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 200.397 | 200.397 |
| Fornecimento | 200.397 | 200.397 |
| Consumidores Livres | 27.334 | 27.334 |
| Perdas Totais | 33.260 | 29.954 |
| Perdas Rede B. | 9.383 | 8.145 |
| Perdas na Distribuição | 23.878 | 21.809 |

Perda Não Técnica - 1.429

Perda Técnica 23.878 20.380
Energia Requerida 233.657 230.351

(Fls. 27 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
118. A Energia Vendida representa toda energia faturada pela concessionária de seu mercado
cativo, consumo próprio e energia suprida a outras distribuidoras. As perdas na Rede Básica são apuradas em
cada processo tarifário com base nas medições dos últimos 12 meses das perdas apuradas na Rede Básica e
nas Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso compartilhada, contabilizadas pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.
III.4.1.3 VALORAÇÃO DA COMPRA DE ENERGIA
119. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no contrato
de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004.
120. Também é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225,
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia
requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na
data da revisão.
121. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica considerando
o período de referência em questão.
122. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada
e a energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada disponível corresponde
ao somatório de CCEAR's, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, Geração Própria, cotas de
energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos Renovados, e Contratos de
Suprimento.
123. No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os
seguintes procedimentos:
a) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos
contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega nos 12
meses subsequentes;
b) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi utilizado
o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do IPCA até o
mês do aniversário contratual;
c) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se, além
da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de cobertura
tarifária aprovada pela AP 081/2015, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de bandeiras e
definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016. O mecanismo das bandeiras tarifárias,
iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao consumidor do custo de geração de
energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma antecipação da receita necessária para cobrir
os custos adicionais com geração térmica em condições hidrológicas desfavoráveis. Para o cálculo do preço
de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em conta o fato de que para patamares de geração

(Fls. 28 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28 R$/MWh, as concessionárias obterão receita
adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, os valores de CMO utilizados para obter a
previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por disponibilidade foram fixados em 211,28
R$/MWh para os 12 meses subsequentes.
d) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas pelo
Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos.
e) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que
pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado - SRM por meio do
Memorando nº 300/2015-SRM/ANEEL, de 30/09/2015, obedecida a data de reajuste prevista em cada contrato.
f) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente de Angra e Cotas das
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL.
124. A tabela a seguir resume o custo com compra de energia.
Tabela 15: Custo com Compra de Energia

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 12.251,67 | 10.990,42 | 129,13 | 1.419.234,86 |
| 12º LEN - MCSD (- MIII) A-3 2014-20 T | 2.938,75 | 2.636,22 | 141,75 | 373.671,75 |
| 12º LEN - MCSD (MIII) A-3 2014-20 T | 767,94 | 688,88 | 141,75 | 97.645,69 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra | 346,81 | 311,11 | 130,99 | 40.750,49 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra | 590,78 | 529,96 | 130,99 | 69.417,27 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra | 3.603,88 | 3.232,88 | 130,99 | 423.462,51 |
| 13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra | 590,97 | 530,13 | 113,75 | 60.301,74 |
| 15º LEN DIS20-2017/ Nova regra | 256,42 | 230,02 | 109,68 | 25.229,49 |
| 15º LEN QTD30-2017/ Nova regra | 254,73 | 228,50 | 116,57 | 26.636,29 |
| Estruturante Santo Antônio - MCSD | 65,14 | 58,44 | 132,56 | 7.746,43 |
| Estruturante Jirau - MCSD | 355,17 | 318,61 | 116,59 | 37.147,66 |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | 1.686,33 | 1.512,73 | 115,57 | 174.828,92 |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | 794,77 | 712,95 | 115,57 | 82.396,62 |
| Bilaterais | 155.232,00 | 139.251,56 | 115,52 | 16.086.318,27 |
| AES TIETE | 101.997,84 | 91.497,62 | 115,81 | 10.596.106,98 |
| CPFL - LAJEADO | 53.234,16 | 47.753,94 | 114,97 | 5.490.211,29 |
| Energia Base | 88.709,95 | 80.108,78 | 167,47 | 13.415.631,37 |
| Cota Angra I/Angra II | 9.039,28 | 8.108,73 | 206,29 | 1.672.749,75 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 21.384,44 | 19.183,00 | 61,27 | 1.175.322,76 |
| Itaipu (tirando as perdas) | 53.126,96 | 47.657,78 | 221,74 | 10.567.558,86 |
| PROINFA | 5.159,26 | 5.159,26 | - | - |
| Total | 256.193,62 | 230.350,75 | 134,24 | 30.921.184,49 |

(Fls. 29 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT)
125. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu
e Uso de Sistemas de Distribuição:
126. Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado
com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base
nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes da
atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas de
TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de
fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída
à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotaspartes.
127. O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações
de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e têm
reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia
elétrica.
128. O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A despesa
com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda
de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW.
129. O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição
– CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com
base nos valores de demanda de potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em
resolução da distribuidora acessada.
130. Os valores dos custos relacionados à transmissão de energia a serem considerados nesta
revisão tarifária são detalhados na tabela a seguir:
Tabela 16: Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)
Descrição Valor (R$)
Rede Básica 2.258.196
Rede Básica Fronteira 2.120.115
MUST Itaipu 513.211
Transporte de Itaipu 242.414
Conexão 981.726
Total 6.115.662,80

(Fls. 30 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES)
131. Os Encargos Setoriais são definidos em legislação própria, têm destinação específica e
resultam de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. A ANEEL não tem competência para criar ou
extinguir encargos setoriais e os mesmos não representam ganhos de receita para a concessionária que
recolhe os valores e os repassa aos gestores dos recursos.
132. A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, criada pela Lei n.º 10.438/2002 e alterada
pela Lei 12.783/2013, tem a finalidade de prover recursos para: i) universalização; ii) subvenção à subclasse
residencial baixa renda; iii) Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; iv) amortização de operações
financeiras vinculadas à reversão de ativos ao final das concessões; v) a competitividade da energia produzida
a partir de fonte eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral.
As quotas da CDE foram definidas originalmente com base nos valores da CCC dos Sistemas Interligados de
2001, cujos valores foram reajustados anualmente, a partir de 2002, na proporção do crescimento
de mercado de cada agente, e em 2004 também pelo Índice de Preço ao Consumidor Amplo – IPCA (IBGE). A
partir da Lei 12.783/2013, a sistemática fica alterada e as cotas passam a ser definidas em função dos recursos
necessários para atingir suas finalidades e das demais receitas relacionadas à CDE.
133. A cobertura tarifária referente ao encargo CDE considerada nesta revisão tarifária incorpora os
seguintes valores:
a) quota anual da CDE – USO de R$ 8.230.018,20, paga por todos os agentes que atendem
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário
incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica.
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual,
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438,
de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013.
b) quota anual CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) de R$ 4.899.856,12, paga por todos as
concessionárias de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado
Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica.
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta no Ambiente de Contratação
Regulada – CONTA-ACR, em atendimento ao Decreto nº 8.222, de 1º de abril de 2014, e nos termos
na Resolução Normativa nº 612, de 16 de abril de 2014.
A CONTA-ACR tem como objetivo cobrir as despesas incorridas pelas concessionárias de
distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da exposição involuntária no mercado
de curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas a Contratos de Comercialização
de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na modalidade por disponibilidade de energia
elétrica.

(Fls. 31 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
O valor da quota anual CDE – ENERGIA (CONTA-ACR) deverá ser recolhido mensalmente à CCEE,
diretamente na CONTA-ACR, no período de competência de março de 2016 a fevereiro de 2017,
até o dia 12 do mês subsequente.
c) quota anual CDE – ENERGIA (DEC 7.895) de R$ 845.971,03, paga por todos as concessionárias
de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado Nacional - SIN,
mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica.
Essa quota é destinada à devolução dos recursos recebidos pelas concessionárias de distribuição,
no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, para a cobertura de parcela dos custos com a
exposição involuntária no mercado de curto prazo, o risco hidrológico das usinas contratadas em
regime de Cotas, e o despacho de termoelétricas por razão de segurança energética, em
atendimento aos Decretos 7.895/2013 e Decreto 8.203/2014.
134. A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH foi criada pela
Lei n.º 7.990, de 28 de dezembro de 1989. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas
hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula: CFURH = TAR x GH x 6,75%, em que TAR refere-se à Tarifa
Atualizada de Referência estabelecida anualmente pela ANEEL (em R$/MWh) e GH é o montante (em MWh)
da geração mensal da usina hidrelétrica, conforme determina a Resolução ANEEL nº 67/2001.
135. A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE foi instituída pela
Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, posteriormente alterada pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro
de 2013. Esta última reduziu o valor da TFSEE de 0,5% para 0,4% do benefício econômico anual auferido pela
concessionária. O valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita
e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades.
136. A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, instituiu o Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, com o objetivo de aumentar a participação de fontes alternativas
renováveis na produção de energia elétrica (energia eólica, biomassa e pequena central hidrelétrica). O custeio
do PROINFA é estabelecido em conformidade com o Plano Anual do PROINFA – PAP, elaborado pela
ELETROBRÁS, conforme o disposto no art. 12 do Decreto no 5.025/2004, sendo suas quotas determinadas
em função do mercado relativo aos consumidores cativos, livres e autoprodutores (caso o consumo seja maior
que a geração própria) de cada distribuidora, conforme estabelece a Resolução Normativa ANEEL n° 127/2004.
137. O Encargo de Serviços do Sistema – ESS, previsto no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de
2004, representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços
ancilares, prestados aos usuários do Sistema Interligado Nacional - SIN, que compreenderão, dentre outros:
I - custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições de
transmissão dentro de cada submercado; II - a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos
geradores para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; III - a reserva de
capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior aos valores de referência estabelecidos para
cada gerador em Procedimentos de Rede do ONS, necessária para a operação do sistema de transmissão; e
IV - a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte
de geração e alívio de cargas.
138. O Encargo de Energia de Reserva – EER, conforme previsto no Decreto nº 6.353, de 16 de
janeiro de 2008, representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como

(Fls. 32 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao Sistema Interligado Nacional
- SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os custos
administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica do SIN.
139. O encargo referente à Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D) foi criado pela
Lei nº. 9.991, de 24 de julho de 2000, que estabelece que as concessionárias e permissionárias de serviços
públicos de distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar anualmente o montante de,
no mínimo, 0,75% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no
mínimo, 0,25% em programas de eficiência energética no uso final, conforme determinam a Resolução ANEEL
nº 271/2000 e a Resolução Normativa ANEEL nº 316/2008.
140. As distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades do Operador
Nacional do Sistema – ONS. Este tem como atividades a coordenação e o controle da operação dos sistemas
elétricos interligados e a administração e coordenação da prestação dos serviços de transmissão de energia
elétrica por parte das transmissoras aos usuários acessantes da rede básica.
141. Os valores dos encargos setoriais considerados nesta revisão tarifária estão demonstrados na
tabela abaixo:
Tabela 17: Encargos Setoriais
Descrição Valor (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 179.230
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 13.975.845
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 4.007.924
PROINFA 1.923.281
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 777.421
Total 20.863.702
III.5 FATOR X
142. O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas
eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo tarifário.
É empregado no cálculo tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é corrigido pelo IGP-M
menos o Fator X. Dessa forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste tarifário anual.
A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária periódica
143.
busca defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível de crescimento do
mercado, do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além de promover uma transição
dos custos operacionais eficientes.
144. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme a
formulação a seguir:
𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑿= 𝑷𝒅+ 𝑸+ 𝑻 (24)
onde:
𝑃𝑑 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;

(Fls. 33 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
𝑄 = Qualidade do serviço; e
𝑇 = Trajetória de custos operacionais.
145. Os componentes Pd e T são definidos "ex-ante", ou seja, no momento da revisão tarifária.
O componente Q será especificado "ex-post", ou seja, em cada reajuste tarifário posterior à atual revisão
tarifária, embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida.
III.5.1 COMPONENTE DE GANHOS DE PRODUTIVIDADE DA ATIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO – Pd
146. O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de
energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da variação observada, no curto prazo,
do mercado e das unidades consumidoras.
147. O componente Pd a ser aplicado nos reajustes tarifários de cada concessionária é definido
a partir da produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do
número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme
equação a seguir:
̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅) ̅̅̅̅̅̅) (25)
𝑷𝒅(𝒊): = 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟏𝟒× (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊) −∆𝑴𝑾𝒉 −𝟎, 𝟎𝟒× (∆𝑼𝑪(𝒊) −∆𝑼𝑪
onde:
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.;
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a
revisão tarifária em processamento;
̅̅̅̅̅̅̅̅̅: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.;
∆𝑀𝑊ℎ
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i,
entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e
∆𝑈𝐶 ̅̅̅̅̅̅ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a..
148. O valor do componente Pd do Fator X a ser considerado nos reajustes subsequente é
de 1,21%.
III.5.2 TRAJETÓRIA DE EFICIÊNCIA PARA OS CUSTOS OPERACIONAIS – T
O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos
149.
custos operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo de custos operacionais, bem como o cálculo
do Componente T, está descrita na seção III.3.1 da presente Nota Técnica. O valor do componente T do Fator
X a ser considerado nos reajustes subsequentes da concessionária é de 2,43%.
III.5.3 COMPONENTE DE QUALIDADE DO SERVIÇO – Q
150. O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço
prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo com o comportamento
de indicadores de qualidade.

(Fls. 34 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
151. Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, serão considerados indicadores dos
serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete
indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.
152. As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme equação
abaixo:
𝐐= 𝟎, 𝟕𝟎. 𝐐𝐓é𝐜𝐧𝐢𝐜𝐨+ 𝟎, 𝟑𝟎. 𝐐𝐂𝐨𝐦𝐞𝐫𝐜𝐢𝐚𝐥 (𝟐𝟔)
153. A parcela técnica do componente Q é calculada por meio dos indicadores DEC e FEC,
enquanto a parcela comercial é aferida por outros cinco indicadores, todos apresentados na tabela 16
a seguir1:
Tabela 18 – Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Mecanismo de Incentivos
Padrões
Sigla Distribuidoras

Indicador Definição Estabelecidos para Regulamentação
Indicador Avaliadas
Atendimento
Comerciais
Frequência equivalente de Valor máximo
Frequência Equivalente

FER reclamações a cada mil unidades definido para cada Todas REN nº 574/2012
de Reclamação
consumidoras Distribuidora
Índice ANEEL de Resultado de pesquisa de avaliação

IASC Satisfação do do grau de satisfação do consumidor Valor mínimo de 70 Todas
Consumidor residencial com os serviços prestados

Indicador de Nível de Relação das chamadas atendidas Aquelas com
Valor maior ou igual Art. 188 da REN

INS Serviço do Atendimento pelas chamadas recebidas menos mais de 60 mil
a 85% nº 414/2010

Telefônico abandonadas unidades
Indicador de Abandono Relação das chamadas Aquelas com
Valor menor ou igual Art. 188 da REN

IAb do Atendimento abandonadas sobre recebidas menos mais de 60 mil
a 4% nº 414/2010

Telefônico abandonadas unidades
Indicador de Chamadas Valor menor ou igual Aquelas com
Relação das chamadas ocupadas Art. 188 da REN

ICO Ocupadas do a: 4% até 2014; 2% a mais de 60 mil
sobre oferecidas nº 414/2010

Atendimento Telefônico partir de 2015 unidades
Técnicos
Duração Equivalente de Valor máximo
Tempo que uma UC ficou sem Módulo 8 do

DEC Interrupção por Unidade definido para cada Todas
energia elétrica para certo período PRODIST
Consumidora Distribuidora
Freqüencia Equivalente Número de vezes que uma UC ficou Valor máximo
Módulo 8 do

FEC de Interrupção por sem energia elétrica para certo definido para cada Todas
PRODIST

Unidade Consumidora período Distribuidora
154. Os sete indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. Após período de transição, a equação
do componente de qualidade será a seguinte:
1 Considera-se, por simplicidade de apresentação, que o IASC é um componente de qualidade comercial, mesmo sabendo-se que a
satisfação mensurada por esse índice compreende todas as dimensões de qualidade.

(Fls. 35 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
𝐐= 𝟎, 𝟓𝟎. 𝐐𝐃𝐄𝐂+ 𝟎, 𝟐𝟎. 𝐐𝐅𝐄𝐂+ 𝟎, 𝟏𝟎. 𝐐𝐅𝐄𝐑+ 𝟎, 𝟏𝟎. 𝐐𝐈𝐀𝐒𝐂+ 𝟎, 𝟎𝟒. 𝐐𝐈𝐍𝐒+ 𝟎, 𝟎𝟑. 𝐐𝐈𝐀𝐛+ 𝟎, 𝟎𝟑. 𝐐𝐈𝐂𝐎(26)
155. As distribuidoras com menos de 60 mil Unidades Consumidoras são avaliadas por quatro
indicadores. Como elas não possuem a obrigação de implantar Central de Teleatendimento – CTA, essas
concessionárias são dispensadas da observância dos limites para os indicadores INS, IAb e ICO. A equação,
após período de transição, passa a ser:
𝐐= 𝟎, 𝟓𝟎. 𝐐𝐃𝐄𝐂+ 𝟎, 𝟐𝟎. 𝐐𝐅𝐄𝐂+ 𝟎, 𝟏𝟓. 𝐐𝐅𝐄𝐑+ 𝟎, 𝟏𝟓. 𝐐𝐈𝐀𝐒𝐂 (27)
156. Durante o período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, os pesos dos indicadores
de qualidade comercial serão incrementados de forma gradativa. Conjuntamente, a amplitude dos valores de
cada indicador será elevada de +-1% para +-2%. O efeito conjunto desses dois processos de transição resulta
nos valores finais apresentados nas tabelas 17 e 18, a serem aplicados aos indicadores técnicos e comerciais
nos períodos considerados.
Tabela 19 – Valores finais dos pesos para concessionárias com mais de 60 mil unidades consumidoras
Metodologia
Nova Metodologia
3º CRTP

abr/15 a abr/16 a abr/17 a abr/18 a abr/19 a
Indicador

| mar/16 | mar/17 | mar/18 | mar/19 | mar/20 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| DEC | 50% | 30% | 37,5% | 45% | 50% |
| FEC | 50% | 30% | 30,0% | 27% | 20% |
| INS | 0,75% | 1,8% | 4% |  |  |
| ICO | 0,375% | 0,9% | 3% |  |  |
| IAb | 0,375% | 0,9% | 3% |  |  |
| FER | 3,0% | 7,2% | 10% |  |  |
| IASC | 3,0% | 7,2% | 10% |  |  |
| Total | 100% | 60% | 75% | 90% | 100% |

Tabela 20 – Valores finais dos pesos para concessionárias com menos de 60 mil unidades consumidoras
Metodologia
Nova Metodologia
3º CRTP

abr/15 a abr/16 a abr/17 a abr/18 a abr/19 a
Indicador

| mar/16 | mar/17 | mar/18 | mar/19 | mar/20 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| DEC | 50% | 30% | 37,5% | 45% | 50% |
| FEC | 50% | 30% | 30,0% | 27% | 20% |
| FER | 3,75% | 9% | 15% |  |  |
| IASC | 3,75% | 9% | 15% |  |  |
| Total | 100% | 60% | 75% | 90% | 100% |

157. Os modelos a serem aplicados para obtenção de cada parcela da qualidade depende da classe
que pertence cada concessionária. Com o objetivo de aplicar grau de incentivo na medida da qualidade
prestada, as concessionárias foram divididas entre as que atendem ao padrão e aquelas que não atendem ao
padrão estabelecido. Por sua vez, cada um desses dois grupos foi dividido em duas classes de distribuidoras:
a composta por 25% das melhores (ou piores) e a dos demais 75%. Há, portanto, quatro classes de
concessionárias de acordo com seu desempenho: 25% melhores do grupo que atende ao padrão (azul); 75%
restantes do grupo que atende ao padrão (verde); 25% piores do grupo que não atende ao padrão (vermelha);
e 75% restantes do grupo que não atende ao padrão (roxa).

(Fls. 36 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
158. A divisão das classes é precedida pela separação das concessionárias em dois grupos pelo
critério de porte. Assim, concessionárias de maior porte terão seus desempenhos comparados entre si.
Igualmente para as concessionárias de menor porte. O critério para divisão dos dois grupos é estabelecido no
âmbito da avaliação anual do ranking de continuidade dos serviços, que deve incorporar também a divulgação
dos indicadores comerciais.
159. O Anexo II do Submódulo 2.5 do PRORET mostra os modelos a serem aplicados para obtenção
de cada parcela da qualidade. O Componente Q será aplicado a partir dos reajustes tarifários do ano de 2016.
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS
O valor da tarifa de fornecimento de energia elétrica encerra um conceito de custo econômico.
160.
Entretanto, foram criados na legislação diversos componentes tarifários financeiros que não fazem parte da
base tarifária, ou seja, não integram a tarifa econômica, pois se referem a valores a serem pagos pelos
consumidores em cada período de 12 meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias.
i) Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, para
compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme
disposto na Portaria Interministerial n° 025, de 24 de janeiro de 2002, dos Ministros de Estado de Minas e Energia
e da Fazenda, que resultou em R$ 13.334.216,31. Tabela abaixo indica os valores calculados para cada item
da CVA.
Tabela 21: Valores apurados das CVA´s
12 Meses
Delta 5° Dia Útil Anterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)

| CVA CDE | 11.991.212,33 | 12.879.869,57 | 13.827.050,87 |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA CDE Energia | (3.047.956,47) | (3.255.489,26) | (3.494.896,85) |
| CVA Rede Básica | 549.239,12 | 618.061,61 | 663.513,66 |
| CVA Compra Energia | 3.700.171,94 | 3.807.634,45 | 4.087.646,62 |
| CVA Transporte Itaipu | 54.436,70 | 58.106,63 | 62.379,78 |
| CVA Proinfa | 107.047,41 | 109.705,22 | 117.772,90 |
| CVA ESS/ERR | (1.860.728,36) | (1.797.093,04) | (1.929.250,66) |
| Total | 11.493.422,67 | 12.420.795,18 | 13.334.216,31 |

ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, verifica-se se o Saldo da CVA em Processamento considerado no
processo tarifário de 2015 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o
mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado nos
12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC
verificada. Apurou-se um valor de -R$ 215.528,91.

(Fls. 37 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com a redação dada à Subcláusula
Décima - Oitava do Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, procedeu-se ao cálculo das diferenças
mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e os
respectivos valores contemplados no reajuste anterior. O total das diferenças, atualizadas pela SELIC para
fevereiro de 2016, totalizou o valor de R$ 600.098,86
iv) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Está sendo
considerado no atual cálculo tarifário os pagamentos efetuados para constituir garantias financeiras na
contratação dos CCEAR, totalizando o valor de R$ 17.109,44.
v) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Conforme a
REN nº 255/2007, com redação alterada pelas REN nº 305/2008 e nº 609/2014, foi calculada, com base nos
dados fornecidos pela CCEE referentes aos anos de 2014, a sobrecontratação de 1.980 MWh que resultou no
valor de - R$ 1.267.212,74.
 Para o ano civil de 2015 foi aplicada a regra aprovada na REN nº 703/2016, que
resultou numa sobrecontratação de 3.126 MWh. Referido montante de energia foi obtido com
base em dados fornecidos pela CCEE e representa, juntamente com o ajuste financeiro das
operações no mercado de curto prazo, um repasse tarifário de -R$ 450.039.59, considerando
o período entre janeiro e novembro/15.
 Ressalta-se que não foi considerado o resultado do MCP de dezembro, uma vez que
a data de liquidação está fora do prazo permitido em regulamento (D-30). Dessa forma, o valor
do resultado do MCP de dezembro de 2015 deve ser considerado no próximo reajuste tarifário
da CPFL Mococa.
vi) Exposição a Diferenças de Preços entre Submercados. Conforme dispõe o artigo 28 do
Decreto nº 5.163/2004, as regras de comercialização preveem mecanismos específicos para o rateio dos riscos
financeiros decorrentes de diferenças de preços entre submercados, eventualmente impostos aos agentes de
distribuição que celebrarem os CCEARs na modalidade de quantidade de energia. A SGT apurou, com base
nos relatórios da CCEE, o valor da exposição líquida, atualizado pelo IPCA, referente ao período de janeiro a
dezembro de 2015. O valor totalizado foi de R$ 18.251,76.
vii) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de fevereiro
de 2015 homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de Distribuição de
Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição de energia elétrica,
em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das novas quotas de CDE.
Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o
aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na Revisão Tarifária Extraordinária –
RTE de cada distribuidora.
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015,
as variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na tarifa
de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros possibilitaria

(Fls. 38 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria o cálculo da
RTE.
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior.
A RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade
de Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual.
 Como a apuração da CVACOMPRA e CVACDE continua levando em conta
DE ENERGIA
a cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas
CVAs.
 Dessa forma, para o presente processo tarifário, está sendo revertido o valor negativo de
-R$ 8.224.645,34 referente à receita faturada dos componentes financeiros de CDE, para
a competência março/15 a janeiro/16, e o valor negativo de -R$ 325.537,49, referente à
receita faturada dos componentes financeiros de Energia, de março a dezembro de 15,
devidamente atualizados pela SELIC.
viii) Conselho de Consumidores. Conforme dispõe o art. 18, §4º e §6º da Resolução Normativa
451/2011, os valores disponibilizados aos Conselhos de Consumidores devem ser levados em consideração na
definição da Parcela B da receita da distribuidora e eventual saldo remanescente deverá ser revertido à
modicidade tarifária subsequente. Portanto, está sendo considerado o valor total de -R$ 74.539,58, atualizado
por IGP-M;
ix) Reversão de financeiros por Postergação. 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 tarifário, está sendo revertido os valores de
financeiros considerados no processo tarifário anterior que foram cobrados nas tarifas por um período superior
a 12 meses. Os valores calculados a serem revertidos foram alocados de acordo com a estrutura de financeiros,
incluindo CVA, neutralidade de encargos setoriais, repasse de sobrecontratação, exposição a diferença de
preços entre submercados, garantias financeiras e implantação de manual de controle patrimonial, com suas
respectivas alocações nas componentes TUSD e TE. Dessa forma, o valor totalizado foi de R$ 350.415,59.
Resumo dos Componentes Financeiros
161. A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros.

(Fls. 39 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
Tabela 22: Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos efeitos da RTE | 296.030,91 | 0,36% |
| CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido dos efeitos da RTE | 3.762.109,13 | 4,61% |
| CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos efeitos da RTE | 725.893,43 | 0,89% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (215.528,91) | -0,26% |
| Neutralidade dos Encargos | 600.098,86 | 0,74% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (1.717.252,33) | -2,11% |
| Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia | 46.188,49 | 0,06% |
| Exposição Diferença Preços entre Submercados | 18.251,76 | 0,02% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 17.109,44 | 0,02% |
| Conselho de Consumidores | (74.539,58) | -0,09% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE | 498.259 | 0,61% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD | (147.844) | -0,18% |
| Total | 3.808.776,80 | 4,67% |

162. O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de 4,61%. Esse
efeito já leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à
Conta – ACR.
163. A principal modalidade contratual que impactou o saldo da CVA energia foi a de ITAIPU, devido
à alta do dólar ocorrida no período, aliada à nova 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.
164. O gráfico abaixo demonstra tal efeito por modalidade contratual.

(Fls. 40 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
Gráfico – CVA energia por modalidade de aquisição de energia
165. Ressalta-se ainda o financeiro de postergação da vigência das tarifas, com efeito de 0,43%
(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.
III.7 ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT
166. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme previsão
das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de liquidação no
mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica conectados ao Sistema
Interligado Nacional – SIN.
167. Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
168. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras,
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos preços
de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente.
169. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a receita
decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses da Conta

(Fls. 41 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
Bandeiras para o período de competência de janeiro a dezembro de 2015 foram considerados na apuração da
CVA Energia e CVA ESS da concessionária.
170. Na tabela abaixo são apresentados os valores que foram repassados à CPFL Mococa e,
consequentemente, descontados dos valores apurados da CVA Energia e ESS.
Tabela 23 – Valores de repasse da conta CCBRT (R$)

| Competência | CVA ESS | CVA Energia |
| --- | --- | --- |
| jan-15 | 30.908,56 | 4.819,68 |
| fev-15 | 2.996,59 | 59.091,91 |
| mar-15 | 75.586,22 | 93.055,18 |
| abr-15 | 58.683,04 | 215.613,66 |
| mai-15 | 62.943,95 | 324.641,57 |
| jun-15 | 0,00 | 437.634,42 |
| jul-15 | 120.783,79 | 438.558,72 |
| ago-15 | 391.329,64 | 156.784,13 |
| set-15 | 452.949,80 | 223.274,04 |
| out-15 | 599.010,14 | 729.033,03 |
| nov-15 | 188.742,15 | 603.247,19 |
| TOTAL | 1.983.933,88 | 3.285.753,53 |

III.8 SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
171. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos: 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.
172. Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. – Eletrobras
– deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos
descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem
repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário.
173. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a
distribuidora no período de competência de março/2016 a fevereiro/2017, até o 10º dia útil do mês subsequente.
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no
período de fevereiro/2015 a fevereiro/2016.

(Fls. 42 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
Tabela 24: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

| TIPO | Ajuste (R$) | Previsão (R$) | Valor Mensal (R$) |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 30.521,88 | 144.971,83 | 175.493,71 |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | (44,73) | 4.500,94 | 4.456,21 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (4.879,22) | 32.881,01 | 28.001,79 |
| Subsídio Rural | (34.709,21) | 435.347,81 | 400.638,60 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (1.637,30) | 51.674,34 | 50.037,04 |
| Total | (10.748,57) | 669.375,93 | 658.627,35 |

III.9 RESULTADO DA REVISÃO
174. A Revisão Tarifária da CPFL Mococa conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos
consumidores de 9,02% sendo de 20,29%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
4,99%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
175. O efeito médio nas tarifas de 9,02% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos
de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 1,41%, 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; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário para
compensação nos 12 meses subsequentes, com efeito de 4,67%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data do reajuste em processamento, que
contribuíram para a um efeito de 2,94% no atual processo tarifário da CPFL Mococa.
176. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 9,02%, representa
a conjugação dos três movimentos tarifários acima explicitados [9,02% = + (1,41%) + (4,67%) + (2,94%)].
A Tabela 25 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação entre
177.
o cálculo da RTE de 2015 e a revisão de 2016; a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e da
Parcela B na composição da revisão ajustada pelos custos acrescidos na RTE; a distribuição da receita para
cobrir os custos da Parcela A e da Parcela B; a contribuição de cada componente financeiro, para formar o
índice de reajuste final, e a da retirada dos componentes tarifários considerados no último processo.

(Fls. 43 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
Tabela 25: Resumo da revisão
Receita Verificada Receita Requerida Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 60.016.450 | 57.900.549 -3,53% | -2,35% | 63,44% |
| Encargos Setoriais | 21.173.235 | 20.863.702 -1,46% | -0,34% | 22,86% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 277.153 | 179.230 -35,33% | -0,11% | 0,20% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 11.929.033 | 8.230.018 -31,01% | -4,11% | 9,02% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 728.370 | 845.971 16,15% | 0,13% | 0,93% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 4.339.340 | 4.899.856 12,92% | 0,62% | 5,37% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 1.747.814 | 4.007.924 129,31% | 2,51% | 4,39% |
| PROINFA | 1.386.143 | 1.923.281 38,75% | 0,60% | 2,11% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 765.383 | 777.421 1,57% | 0,01% | 0,85% |
| Custos de Transmissão | 5.831.665 | 6.115.663 4,87% | 0,32% | 6,70% |
| Rede Básica | 2.906.453 | 2.258.196 -22,30% | -0,72% | 2,47% |
| Rede Básica Fronteira | 1.556.882 | 2.120.115 36,18% | 0,63% | 2,32% |
| MUST Itaipu | 441.159 | 513.211 16,33% | 0,08% | 0,56% |
| Transporte de Itaipu | 186.793 | 242.414 29,78% | 0,06% | 0,27% |
| Conexão | 740.378 | 981.726 32,60% | 0,27% | 1,08% |
| Custos de Aquisição de Energia | 33.011.550 | 30.921.184 -6,33% | -2,32% | 33,88% |
| PARCELA B | 29.981.786,55 | 33.366.844,04 11,29% | 3,76% | 36,56% |
| Custos Operacionais | 18.633.845 | 17.483.460 -6,17% | -1,28% | 19,16% |
| Anuidades | 2.419.548 | 3.440.584 42,20% | 1,13% | 3,77% |
| Remuneração | 5.361.539 | 8.924.494 66,45% | 3,96% | 9,78% |
| Depreciação | 4.062.037 | 4.178.964 2,88% | 0,13% | 4,58% |
| Receitas Irrecuperáveis | 129.408 | 94.927 -26,65% | -0,04% | 0,10% |
| Outras Receitas | -624.590 | -755.585 20,97% | -0,15% | -0,83% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 89.998.236,73 | 91.267.393,10 1,41% | 1,41% | 100,00% |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 4,67%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos efeitos da RTE 0,36%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido dos efeitos da RTE 4,61%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos efeitos da RTE 0,89%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,26%
Neutralidade dos Encargos 0,74%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -2,11%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia 0,06%
Exposição Diferença Preços entre Submercados 0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,02%
Conselho de Consumidores -0,09%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE 0,61%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,18%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 2,94%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,02%
IV. CONCLUSÃO
178. Por todo o exposto, o reposicionamento tarifário da CPFL Mococa é de 1,41%, considerando o
efeito da RTE, sendo o efeito médio percebido pelo consumidor de 9,02%. O efeito consolidado por nível de
tensão pode ser observado na tabela a seguir.

(Fls. 44 da Nota Técnica no 52/2016-SGT/ANEEL, de 16/03/2016).
Tabela 26 – Efeito médio ao consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 20,29%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 4,99%
Efeito Médio AT+BT 9,02%
DEVETH LIMA FERREIRA NÁDIA MAKI
Especialista em Regulação – SGT Especialista em Regulação – SGT
THIAGO ROBERTO MAGALHÃES VELOSO
Especialista em Regulação
De acordo
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária