REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2028/2016
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 Jaguari de Energia - CPFL Jaguari.
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 59/2016-SGT/ANEEL
Brasília, 18 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 J a g u a r i - C o m p a n h i a J a g u a r i d e E n e r g i 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
48581.000864/2016-00

ÍNDICE
I. OBJETIVO
.......................................................................................................................................................................... 2
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 .................................................................................................. 19
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR) ............................................................................................................................... 22
III.4 PARCELA A ......................................................................................................................................................... 23
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE) ...................................................................... 24
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT) . 30
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) ......................................................................................................................... 31
III.5 FATOR X .............................................................................................................................................................. 34
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS .............................................................................................. 39
Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT .......................................................................................................... 44
Subvenção CDE – Descontos Tarifários ................................................................................................................................. 45
III.7. RESULTADO DA REVISÃO ............................................................................................................................. 46
IV. CONCLUSÃO ........................................................................................................................................................ 48

(Fls. 2 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
Nota Técnica no 59/2016–SGT/ANEEL
Em 18 de março de 2016.
Processo n.º 48500.002817/2015-01
Assunto: Quarta Revisão Tarifária Periódica da
CPFL Jaguari - Companhia Jaguari de Energia.
I. OBJETIVO
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da quarta revisão tarifária periódica da CPFL
Jaguari - Companhia Jaguari de Energia consolidada após análise das contribuições trazidas no âmbito da
Audiência Pública (AP) 71/2015.
2. O Módulo 2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabeleceu as
metodologias aplicáveis a quarta revisão tarifária periódica da CPFL Jaguari. 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
Jaguari. A Seção III descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo do
Reposicionamento Tarifário, da Receita Verificada, da Parcela B, da Parcela A, de Outras Receitas, dos
Componentes Financeiros e do Fator X. A seção IV traz as conclusões.

(Fls. 3 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
II. DOS FATOS
4. Em 03 de fevereiro de 1999 foi assinado o Contrato de Concessão n°15/1999, entre a União
e a empresa CPFL Jaguari, 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 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 114/2015-SGT/ANEEL, de 10/08/2015, foram solicitadas as
informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, que foram encaminhadas pela Carta n°
064/RR/CPFL Jaguari/2015. Após a realização da Audiência Pública n° 71/2015, as informações iniciais
foram atualizadas pela Carta n° 013/RR/CPFL Jaguari/2016, de 15 de fevereiro de 2016.
12. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando n° 091/2015-SRD/ANEEL, de 28/10/2015. Após a realização da Audiência
Pública n° 71/2015, as informações definitivas relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram
informadas por meio do Memorando n° 095/2016-SRD/ANEEL, de 14/03/2016.

(Fls. 4 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
13. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 664/2015-SFF/ANEEL, de
22/10/2015. Após a realização da Audiência Pública n° 71/2015, as informações definitivas relativas à Base
de Remuneração foram informadas por meio do Memorando n° 109/2016-SFF/ANEEL, de 10/03/2016.
14. Em 10/11/2015, na 42° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a
AP n° 71/2015 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 de 2015, com sessão presencial em 10 de
dezembro de 2015 na cidade de Jaguariúna/SP.
15. Nos dias 19/02/2016 e 24/02/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após
avaliação das contribuições trazidas na AP n° 71/2015, foi encaminhada, respectivamente, à CPFL Jaguari e
ao seu Conselho de Consumidores.
16. Em 25/02/2016, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da CPFL
Jaguari, para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária apresentou as
suas contribuições finais. Por meio do fax n° 06/2016, de 29/01/2016, o Conselho de Consumidores foi
convidado para uma reunião no dia 29/02/2016 na Agência e optou por não realizar a reunião por
incompatibilidade de agenda dos Conselheiros.
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.
O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a Receita
19.
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.
A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada
20.
dos investimentos necessários para a prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. O cálculo da
receita requerida também compreende a atualização de custos relacionados às atividades de geração e
transmissão e aos encargos setoriais.
21. A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem alteradas as
tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O resultado da razão entre
essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em média.

(Fls. 5 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
22. O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte fórmula:
𝐑𝐑
𝑹𝑻= ( 𝐑𝐕−𝟏) × 𝟏𝟎𝟎 (1)
onde:
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);RR: Receita Requerida; e
RV: Receita Verificada.
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.
A segunda parcela, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a prestação
24.
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.

(Fls. 6 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
30. Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação dos
mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão tarifária. Por fim,
são descontadas as Outras Receitas auferidas pela concessionária, que são revertidas em parte para a
modicidade tarifária.
31. A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao nível de
preços.
∙(𝟏−𝑷𝒎− 𝑴𝑰𝑸)

𝑽𝑷𝑩= (𝑪𝑨𝑶𝑴+ 𝑪𝑨𝑨) −𝑶𝑹 (3)
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.
33. Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo:
𝑪𝑨𝑨= 𝑹𝑪+ 𝑸𝑹𝑹+ 𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰 (5)
onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos;
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos;
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades).
34. A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A:
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.

(Fls. 7 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
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.
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
36. O reposicionamento tarifário calculado para a CPFL Jaguari, para aplicação a partir
de 22 de março de 2016, resultou no percentual total médio de 1,60%, 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$)
VPA+VPB 169.071.024,32
Receita Verificada 166.409.507,82
Reposicionamen 1,60%
37. Quando a base de comparação da Parcela A não é ajustada para se considerar os custos
acrescidos na RTE, o reposicionamento tarifário é de 17,01%. Isso ocorre porque na RTE a cobertura tarifária
de Parcela A que foi acrescida às tarifas se deu mediante componente financeiro.
38. Como consequência, é necessário acrescentar na base de comparação os custos acrescidos
na RTE mediante componente financeiro para se calcular o reposicionamento tarifário médio que reflete a
atualização dos custos de Parcela A e B.
III.2 RECEITA VERIFICADA
No cálculo da Receita de Verificada foram considerados os dados de mercado disponíveis
39.
no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP para o
período de março de 2015 a fevereiro de 2016 e as tarifas de base econômica homologadas no processo de
RTE, resultando em faturamento anual de R$ 144.493.864,61. A este cálculo foi acrescido o valor de
R$ 21.915.643,22, 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 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
Tabela 2 – Receita Verificada

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 480.857 | 140.345.333,58 |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 24.708 | 6.921.928,20 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 309.741 | 86.167.363,20 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 146.409 | 47.256.042,18 |
| Demais Livres | 80.157 | 4.046.755,67 |

Geração - 101.775,36

Total 561.014 144.493.864,61
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 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
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:
√𝑪𝑶𝒆𝒇
𝑵
∆𝑪𝑶= 𝐦𝐢𝐧( | −𝟏| ; 𝟓%)
𝑪𝑶𝑨𝒕
(7)
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂 = 𝑪𝑶𝑨𝒕(𝟏± ∆𝑪𝑶)𝑵
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
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂 ′ = (8)
𝟐
onde:
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 ′ , é a meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento;
𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜, média dos custos operacionais reais.
49. A tabela a seguir resume o cálculo de definição dos Custos Operacionais regulatórios para a
CPFL Jaguari no valor de R$ 18.483.434,71.

(Fls. 10 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
Tabela 3 – Custos operacionais regulatórios no reposicionamento
Descrição Limite Inferior Limite Superior

1. Eficiência 94,15% 100,00%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 18.447.682,08 19.593.666,98
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição Valor
3. OPEX nas tarifas - R$ 18.709.731,79
4. Meta estudo de eficiência - R$ 18.709.731,79
5. Variação Anual (%) 0,00%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a. 18.709.731,79
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição Reais
7. OPEX Real - R$ 13.705.634,18
8. Meta OPEX 18.709.731,79
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX 136,51%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento 17.578.246,40
11. Número de anos no ciclo 5
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.] 18.483.434,71
50. No caso da CPFL Jaguari, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas está
dentro do intervalo definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Com isso, não foi necessário
ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5% estabelecido no regulamento. Mas na
comparação que é realizada com os custos reais da concessionária, a aplicação da metodologia resultou em
uma relação superior a 120% e, desse modo, foi necessário recalcular a meta de custos operacionais para
compartilhar com o consumidor o valor excedente a relação de 120%.
Como resultado final dessa análise, foi definido uma trajetória para que a cobertura de custos
51.
operacionais presente nas tarifas convirja para os custos operacionais regulatórios no final do ciclo tarifário. O
resultado final da análise foi um custo operacional inferior ao atualmente existente na tarifa, o que contribui
para o resultado final das tarifas em -0,21%, pelo fato desse custo ainda ser ajustado pelos ganhos potenciais
de produtividade nos doze meses posteriores à revisão.
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI)
52. 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.
53. 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

(Fls. 11 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
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.

𝑽𝒊= 𝑬𝑺 × {∑(𝝆𝒄× 𝑹𝑰𝒊) } (9)
(𝟏−𝑰𝑪𝑴𝑺−𝑷𝑰𝑺−𝑪𝑶𝑭𝑰𝑵𝑺) 𝑪
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.
54. 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.
55. A tabela a seguir resume o cálculo do valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no
processo de revisão tarifária, segregado em suas 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 | 68.230.244,59 | 0,05% | 34.116,64 |
| Restante da Receita | 162.575.460,21 | 0,02% | 35.741,16 |
| Total | 230.805.704,80 | 0,03% | 69.857,80 |

(Fls. 12 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR)
56. 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.
57. A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais -
RCOE – é calculado conforme equação abaixo.
𝒓𝒑−𝒓𝒇 𝑪𝑨𝑶𝑴
𝑹𝑪𝑶𝑬 = 𝟏−𝒕× 𝟎, 𝟓× 𝑷× 𝑪𝑨𝑶𝑴+𝑪𝑨𝑨−𝑹𝑪𝑶𝑬× 𝑶𝑬𝑺𝒃 (12)
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.
58. 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.
59. 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:
𝑸𝑹𝑹= 𝑩𝑹𝑹𝒃∙𝜹 (13)
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 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
60. 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
61. 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;
62. 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.
63. 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%.
64. 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.
65. Para o custo de capital de terceiros adota-se uma abordagem similar à do capital próprio, ou
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 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
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.
66. 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%
67. 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
Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal
68.
diferenciado, de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas finais
inferiores ao valor de 34%, seriam consideradas as seguintes alíquotas:

(Fls. 15 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
a) para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as
alíquota de IRPJ e CSSL somam 0,00% (zero);
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%.
69. 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.
70. 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).
71. 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.
72. 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
73. 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:

(Fls. 16 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
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
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 database do laudo de avaliação e a data da revisão tarifária;
74. 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.
75. As tabelas a seguir resumem o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como da
remuneração e quota de reintegração.

(Fls. 17 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
Tabela 7 – Remuneração do Capital e Quota de Reintegração
Descrição
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) 127.774.243,92
(2) Índice de Aproveitamento Integral -
(3) Obrigações Especiais Bruta 19.348.598,31
(4) Bens Totalmente Depreciados 18.939.117,41
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 89.486.528,19
(6) Depreciação Acumulada 54.329.603,81
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 73.444.640,11
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado -
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) 73.444.640,11
(10) Almoxarifado em Operação 334.764,98
(11) Ativo Diferido -
(12) Obrigações Especiais Líquida 14.031.581,40
(13) Terrenos e Servidões 2.571.356,73
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13) 62.319.180,41
(15) Saldo RGR PLPT 31.090,32
(16) Saldo RGR Demais Investimentos -
(17) Taxa de Depreciação 3,76%
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) 3.364.693,46
(19) Remuneração de Obrigações Especiais 340.916,73
(20) Remuneração do Capital 7.977.663,53
76. O valor da Base de Remuneração Regulatória foi informado pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF por meio do Memorando nº 109/2016-SFF/ANEEL, de 10 de
março de 2016.
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI).
77. 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.
78. 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:
𝑩𝑨𝑹= 𝟐, 𝟕𝟏𝟓𝟗∙(𝑨𝑰𝑺−𝑰𝑨)−𝟎,𝟏𝟔𝟕+𝟏∙(𝑰𝑷𝑪𝑨𝟏/𝑰𝑷𝑪𝑨𝟎)𝟎,𝟏𝟔𝟕 (18)
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;

(Fls. 18 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
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.
79. 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%
Sistemas (BARI) 43%
80. 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.
81. As Anuidades serão calculadas em regime, com depreciação linear na vida útil e com
remuneração sobre 50% do investimento.
𝟏 𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é
𝑪𝑨(𝑳/𝑽/𝑰) = 𝑩𝑨𝑹𝑨/𝑽/𝑰 ∙[ 𝑽𝑼𝑨/𝑽/𝑰+ ] (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"..
82. A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI

(Fls. 19 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
Tabela 9: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI
Descrição Valores (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR) 15.653.350,45
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA) 7.044.007,70
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV) 1.878.402,05
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI) 6.730.940,69
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL) 793.028,84
(6) Anuidade - Veículos (CAV) 383.489,20
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI) 1.682.595,47
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7) 2.859.113,51
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO
DE INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE
Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção - CAOM e ao Custo Anual dos Ativos -
83.
CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.
84. O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, considera os
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.
85. O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm) a ser aplicado na revisão tarifária periódica de
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.;
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a
revisão tarifária em processamento;
̅̅̅̅̅̅̅̅̅:
∆𝑀𝑊ℎ Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.;
∆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.
86. O Fator de Ajuste de Mercado calculado para aplicação na atual revisão tarifária é de 1,30%.
87. Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, é considerada a mesma metodologia
de cálculo do Componente Q do Fator X.

(Fls. 20 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
88. 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:
89. 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.
90. 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:
𝑸𝒖𝒂𝒍(𝒊) 𝟏 𝑫𝑬𝑪𝒂𝒑𝒖𝒓𝒂𝒅𝒐(𝒊) 𝑭𝑬𝑪𝒂𝒑𝒖𝒓𝒂𝒅𝒐(𝒊)

𝑰𝒏𝒅. = 𝟐∙( + ) (22)
𝑫𝑬𝑪𝒍𝒊𝒎𝒊𝒕𝒆(𝒊) 𝑭𝑬𝑪𝒍𝒊𝒎𝒊𝒕𝒆(𝒊)
Onde:
𝐼𝑛𝑑. 𝑄𝑢𝑎𝑙: Indicador de qualidade do serviço para fins tarifários;
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.
91. 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.
92. 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.
93. 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% |

(Fls. 21 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).

Regra Melhores Piores
Var DECI/FECI

| Geral | Desempenhos | Desempenhos |  |
| --- | --- | --- | --- |
| -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% |

94. 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.
𝟏 𝑫𝑬𝑪𝑰(𝒕)(𝒊) 𝑭𝑬𝑪𝑰(𝒕)(𝒊)

𝑽𝒂𝒓𝑫𝑬𝑪𝑰/𝑭𝑬𝑪𝑰(𝒊) = 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.
95. O Fator de Ajuste de Qualidade calculado para aplicação na atual revisão tarifária é de -0,64%
96. As tabelas a seguir resumem o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária
da concessionária.

(Fls. 22 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
Tabela 11: Cálculo da Parcela B ajustada
Descrição Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) 18.553.292,51
Custos Operacionais (CO) 18.483.434,71
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi) 34.116,64
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse) 35.741,16
Custo Anual dos Ativos (CAA) 14.201.470,50
Remuneração do Capital (RC) 7.977.663,53
Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 3.364.693,46
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI) 2.859.113,51
Parcela B (VPB) 32.754.763,01
Índice de Produtividade da Parcela B 1,30%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade -0,64%
Parcela B com ajustes 32.537.208,83
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR)
97. 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
de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis

(Fls. 23 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
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.
98. 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.
99. 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.
100. 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% 75.792,26
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros 60% 12.485,20
50%
Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D 0,00
60%
Veiculação de publicidade 0,00

| Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos | 60% | 164.548,81 |
| --- | --- | --- |
| Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses) | 60% | 796.369,94 |
| Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores. | 60% | 0,00 |
| Operacionalização de serviço de créditos tributários | 60% | 0,00 |

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% 0,00
empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras;
60%
(2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; 18.852,98
60%
(3) subestações de energia; 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% | 16.035,53 |
| (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; | 30% | 0,00 |
| (9) sistemas de iluminação pública. | 60% | 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
101. 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. 24 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
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
102. 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.
103. 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".
104. 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;
 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

(Fls. 25 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
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
105. 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.
106. 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.
107. 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 equipamento de medição, etc. São medidas pela diferença entre as Perdas na Distribuição e as Perdas
Técnicas.

(Fls. 26 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
108. 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.
109. O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela
Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 095/2016 – SRD/ANEEL,
no percentual de 4,276% sobre a energia injetada.
110. 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.
111. 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.
112. 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.
113. 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.
114. A tabela a seguir sintetiza o cálculo das perdas não técnicas para a concessionária.

(Fls. 27 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
Tabela 13: Perdas Regulatórias
1 - Cálculo do Ponto de Partida
Perdas Não
Descrição
Técnica (% BT)
1. Meta 3º Ciclo (Faturada) 1,64%
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos anos) 0,90%
3. Meta 3º Ciclo (Medida) [1. + 2.] 2,55%
4. Média Histórico (Medida) 2,63%
5. Ponto de Partida [ = máximo (2,5% e Mínimo (3. e 4.) ] 2,55%
6. Ponto de Partida (faturado) 1,64%
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 CJE (PNT/BT) | 0,66% | 0,66% | 0,66% |
| 7. Probabilidade de Comparação | 97,57% | 97,01% | 98,26% |
| 8. Meta baseada em cada Benchmark [ 7. x 5. + ( 1.- 7.) x 6. ] | 0,02% | 0,02% | 0,01% |

0,02%
9. Meta média dos Benchmarks [média( 8 ) ]
10. Ponto de Partida (PNT/BT) 2,55%
11. Meta = Mínimo (9 e 10 ) 0,02%
0,00%
12. Meta (Faturado)

| Descrição | Ponto Partida | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) | 2,55% | 2,04% | 1,53% | 1,03% | 0,52% | 0,02% |
| Velocidade de Redução (a.a) | -0,51% | -0,51% | -0,51% | -0,51% | -0,51% |  |
| Limite de Redução (a.a) | -0,05% | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |  |
| Referencial Regulatório PNT/BT (medido) | 2,55% | 2,50% | 2,50% | 2,50% | 2,50% | 2,50% |
| Diferença entre medido e faturado | 0,90% | 0,90% | 0,90% | 0,90% | 0,90% | 0,90% |
| Referencial Regulatório PNT/BT (faturado) | 1,64% | 1,60% | 1,60% | 1,60% | 1,60% | 1,60% |
| Referencial Regulatório PT/Einj | 4,28% | 4,28% | 4,28% | 4,28% | 4,28% | 4,28% |

115. No caso da CPFL Jaguari, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a meta do 3º
ciclo de revisão, de 1,64% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do ciclo,
propõe-se o percentual de 1,60% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, tendo em vista
que na análise comparativa foi observado uma empresa comparável com percentuais menores.
116. A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo de revisão
tarifária.

(Fls. 28 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
Tabela 14: Energia Requerida

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 480.857 | 480.857 |
| Fornecimento | 480.857 | 480.857 |
| Consumidores Livres | 80.157 | 80.157 |
| Perdas Totais | 42.084 | 47.334 |
| Perdas Rede B. | 21.418 | 19.833 |
| Perdas na Distribuição | 20.666 | 27.501 |
| Perda Não Técnica | 2.401 | 2.336 |
| Perda Técnica | 18.265 | 25.165 |
| Energia Requerida | 522.941 | 528.191 |

117. 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
118. 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.
119. 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.
120. 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.
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada
121.
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.
122. No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os
seguintes procedimentos:

(Fls. 29 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
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 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 299/2015-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.
123. A tabela a seguir resume o custo com compra de energia.

(Fls. 30 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
Tabela 15: Custo com Compra de Energia

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 175.000,62 | 139.393,42 | 195,92 | 27.309.752,21 |
| 12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra | (572,83) | (456,28) | 176,63 | (80.594,64) |
| 12º LEE 2014 36M/ Nova regra | 14.383,76 | 11.457,11 | 176,63 | 2.023.724,75 |
| 13º LEE 2014-05 DISP | 10.494,98 | 8.359,58 | 365,18 | 3.052.731,61 |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE | (1.077,48) | (858,25) | 320,63 | (275.175,91) |
| 13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE | 26.848,90 | 21.385,98 | 320,63 | 6.856.897,68 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP | 2.635,48 | 2.099,24 | 293,78 | 616.720,14 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra | (140,16) | (111,64) | 222,45 | (24.835,03) |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra | 3.435,89 | 2.736,79 | 222,45 | 608.806,54 |
| 12º LEN - MCSD (- MIII) A-3 2014-20 T | 5.877,50 | 4.681,61 | 141,75 | 663.596,60 |
| 12º LEN - MCSD (MIII) A-3 2014-20 T | 1.535,87 | 1.223,37 | 141,75 | 173.407,13 |
| 5º LEN A-5 2012-30 H | 2.939,32 | 2.341,26 | 219,49 | 513.881,51 |
| 7º LEN A-5 2013-15 T | 20.795,62 | 16.564,36 | 267,19 | 4.425.866,35 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra | 2.352,67 | 1.873,97 | 130,99 | 245.464,55 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra | 4.007,70 | 3.192,26 | 130,99 | 418.141,68 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra | 24.447,95 | 19.473,55 | 130,99 | 2.550.767,79 |
| 13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra | 4.008,98 | 3.193,28 | 113,75 | 363.233,21 |
| 15º LEN DIS20-2017/ Nova regra | 882,72 | 703,11 | 109,68 | 77.119,43 |
| 15º LEN QTD30-2017/ Nova regra | 876,89 | 698,47 | 116,57 | 81.419,58 |
| Estruturante Santo Antônio | 20.703,18 | 16.490,73 | 132,56 | 2.186.027,63 |
| Estruturante Santo Antônio - MCSD | 442,20 | 352,22 | 132,56 | 46.690,92 |
| Estruturante Jirau | 13.526,09 | 10.773,95 | 116,59 | 1.256.183,78 |
| Estruturante Jirau - MCSD | 2.410,91 | 1.920,37 | 116,59 | 223.904,24 |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | 11.446,95 | 9.117,85 | 115,57 | 1.053.765,76 |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | 2.737,52 | 2.180,52 | 115,57 | 252.006,91 |
| Bilaterais | 248.450,38 | 197.898,43 | 118,38 | 23.426.299,60 |
| AES TIETÊ | 163.247,71 | 130.031,87 | 118,67 | 15.430.851,38 |
| CPFL LAJEADO | 85.202,66 | 67.866,56 | 117,81 | 7.995.448,22 |
| Energia Base | 236.468,52 | 190.899,43 | 141,71 | 27.052.337,70 |
| Cota Angra I/Angra II | 19.090,45 | 15.206,14 | 206,29 | 3.136.873,74 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 95.664,23 | 76.199,53 | 60,72 | 4.627.181,60 |
| Itaipu (tirando as perdas) | 109.206,20 | 86.986,13 | 221,74 | 19.288.282,36 |
| PROINFA | 12.507,64 | 12.507,64 | - | - |
| Total | 659.919,52 | 528.191,28 | 147,27 | 77.788.389,51 |

III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT)
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição da
124.
concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu
e Uso de Sistemas de Distribuição:
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de
125.
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado

(Fls. 31 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
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.
126. 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.
127. 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$/MW.
128. O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição
– CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com
base nos valores de demanda de potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em
resolução da distribuidora acessada.
129. Os valores dos custos relacionados à transmissão de energia a serem considerados nesta
revisão tarifária são detalhados na tabela a seguir:
Tabela 16: Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)
Descrição Valor (R$)
Rede Básica 3.818.824,96
Rede Básica Fronteira 3.382.891,38
MUST Itaipu 1.124.719,07
Transporte de Itaipu 531.427,08
Conexão 813.578,61
Total 9.671.441,10
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES)
130. 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.

(Fls. 32 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
131. 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.
132. A cobertura tarifária referente ao encargo CDE considerada nesta revisão tarifária incorpora os
seguintes valores:
a) quota anual da CDE – USO de R$ 20.106.292,07, 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$ 11.670.772,62, 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.
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.

(Fls. 33 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
c) quota anual CDE – ENERGIA (DEC 7.895) de R$ 2.277.846,15, 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.
133. 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.
134. 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.
135. 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.
136. 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.
137. 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 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

(Fls. 34 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
custos administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica
do SIN.
138. 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.
139. 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.
140. 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 142.418,54
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 34.054.910,84
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 9.716.439,66
PROINFA 4.787.212,58
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1.457.087,97
Total 50.158.069,59
III.5 FATOR X
141. 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.
142. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária periódica
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.
143. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme a
formulação a seguir:
𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑿= 𝑷𝒅+ 𝑸+ 𝑻 (24)

(Fls. 35 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
onde:
𝑃𝑑 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
𝑄 = Qualidade do serviço; e
𝑇 = Trajetória de custos operacionais.
144. 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
145. 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.
146. 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:
𝑷𝒅(𝒊): = 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟏𝟒× (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊) −∆𝑴𝑾𝒉 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅) −𝟎, 𝟎𝟒× (∆𝑼𝑪(𝒊) −∆𝑼𝑪 ̅̅̅̅̅̅) (25)
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;
∆𝑀𝑊ℎ ̅̅̅̅̅̅̅̅̅: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.;
∆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..
147. O valor do componente Pd do Fator X a ser considerado nos reajustes subsequente é
de 1,30%.
III.5.2 TRAJETÓRIA DE EFICIÊNCIA PARA OS CUSTOS OPERACIONAIS – T
148. O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos
custos operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo de custos operacionais, bem como o cálculo
do Componente T, são descritos 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 0,73%.

(Fls. 36 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
III.5.3 COMPONENTE DE QUALIDADE DO SERVIÇO – Q
149. 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.
150. 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.
151. As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme equação
abaixo:
𝐐= 𝟎, 𝟕𝟎. 𝐐𝐓é𝐜𝐧𝐢𝐜𝐨+ 𝟎, 𝟑𝟎. 𝐐𝐂𝐨𝐦𝐞𝐫𝐜𝐢𝐚𝐥 (𝟐𝟔)
152. 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 18
a seguir1:
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. 37 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
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
Os sete indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus
153.
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. Após período de transição, a equação
do componente de qualidade será a seguinte:
𝐐= 𝟎, 𝟓𝟎. 𝐐𝐃𝐄𝐂+ 𝟎, 𝟐𝟎. 𝐐𝐅𝐄𝐂+ 𝟎, 𝟏𝟎. 𝐐𝐅𝐄𝐑+ 𝟎, 𝟏𝟎. 𝐐𝐈𝐀𝐒𝐂+ 𝟎, 𝟎𝟒. 𝐐𝐈𝐍𝐒+ 𝟎, 𝟎𝟑. 𝐐𝐈𝐀𝐛+ 𝟎, 𝟎𝟑. 𝐐𝐈𝐂𝐎(26)
154. 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)
155. 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 19 e 20, a serem aplicados aos indicadores técnicos e
comerciais nos períodos considerados.

(Fls. 38 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
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% |

156. 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).
157. 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.
158. 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 2017.

(Fls. 39 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS
159. O valor da tarifa de fornecimento de energia elétrica encerra um conceito de custo econômico.
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$ 41.454.372,92. 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 | 29.456.281,17 | 31.641.949,51 | 33.968.887,90 |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA CDE Energia | (7.105.183,04) | (7.588.566,76) | (8.146.627,42) |
| CVA Rede Básica | 769.237,61 | 871.451,10 | 935.537,32 |
| CVA Compra Energia | 16.022.525,89 | 17.467.233,20 | 18.751.767,69 |
| CVA Transporte Itaipu | 186.602,77 | 202.812,92 | 217.727,71 |
| CVA Proinfa | 261.482,66 | 267.959,67 | 287.665,33 |
| CVA ESS/ERR | (3.914.845,75) | (4.248.176,16) | (4.560.585,61) |
| Total | 35.676.101,29 | 38.614.663,49 | 41.454.372,92 |

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$ 61.037,18.
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
março de 2016, totalizou o valor de R$ 1.279.826,54.
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$ 179.668,33.

(Fls. 40 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
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 calculado, com base nos
dados fornecidos pela CCEE referentes ao ano de 2014, a sobrecontratação de 4.761 MWh que resultou no
valor de - R$ 3.314.664,57. Descontados os repasses da CDE e conta ACR para esta exposição, o valor
resultou em -R$ 3.383.252,48.
a) Para o ano civil de 2015 foi aplicada a regra aprovada na REN nº 703/2016, que resultou
numa sobrecontratação de 1399 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$ 1.449.750,65, 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 Jaguari.
vi) Reversão Ano Anterior da Previsão da Sobrecontratação/Exposição de Energia. No
processo de reajuste tarifário de 2015 foi concedido o financeiro "Previsão da sobrecontratação/exposição de
energia". Com a revisão tarifária extraordinária de 2015, esse financeiro foi excluído a partir de 02/03/2015.
Com isso, houve a necessidade de reverter o financeiro "Previsão da sobrecontratação/exposição de energia"
que vigorou de 03/02/2015 a 01/03/2015 no valor de R$ 217.032,60.
vii) 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 2014. O valor totalizado foi de R$ 184.748,88.
viii) Ajuste referente ao equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A4). Em 22/07/2013 foi
firmado Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) entre a CPFL Jaguari e a CPFL Centrais
Geradoras Ltda, em relação à Usina Macaco Branco (nível de tensão A4), com vigência a partir de 01/08/2013
e Montante de Uso (MUSD) contratado de 2.313 kW. Entretanto, conforme inciso I do art. 3º da REH nº
1.853/2015, por se tratar de geradora em regime anual de cotas, o faturamento da TUSDg somente poderia
ser aplicado a partir de julho de 2015, com a publicação da nova Receita Anual de Geração (RAG), usando
como referência a tarifa publicada no reajuste anual de 2015. Sendo assim, está sendo considerado no atual
processo tarifário da CPFL Jaguari um componente financeiro no valor R$ 1.425,78, já atualizado pela Selic,
correspondente à diferença de receita que deixou de ser auferida pela distribuidora em relação ao período de
competência de fevereiro/2015 a junho/2015.
ix) 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

(Fls. 41 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na Revisão Tarifária Extraordinária –
RTE de cada distribuidora. No caso particular da CPFL Jaguari, o resultado da Revisão Tarifária Extraordinária
de 2015 foi alterado pela Resolução Homologatória - REH nº 1.870/2015, que tratou de refletir os efeitos do
encargo tarifário da CDE destinado à amortização da Conta-ACR na tarifa vigente da concessionária.
 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
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$ 20.986.403,27 referente à receita faturada dos componentes financeiros de CDE,
para a competência março/15 a janeiro/16, e o valor negativo de -R$ 1.138.577,84,
referente à receita faturada dos componentes financeiros de Energia, referente à
março/15 a dezembro/16, devidamente atualizados pela SELIC.

A reversão do valor restante, abrangendo a receita faturada no período entre 01 de
janeiro de 2016 a 21 de março de 2016, para o componente financeiro de compra de
energia, e entre 01 de fevereiro de 2016 a 21 de março de 2016, para os componentes
financeiros de CDE, será efetuada no próximo processo tarifário da concessionária, em
2017, juntamente com a apuração das CVAs desses períodos.
x) 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$ 64.842,30, atualizado
por IGP-M.
xi) Ajuste Liminar Abrace. Os associados da Associação Brasileira de Grandes Consumidores
de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE tiveram decisão liminar favorável no Processo Judicial
n. 26648-39.2015.4.01.3400 para suspender o pagamento da parte controversa do encargo tarifário CDE, bem
como alterar a forma de rateio dos valores remanescentes da quota, de forma proporcional ao uso dos
sistemas de distribuição e transmissão.

(Fls. 42 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
A Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar por meio do Despacho
nº 3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 24 de setembro de 2015,
data da 12ª Reunião Pública Extraordinária, realizada após a análise das contribuições recebidas no âmbito
da Audiência Pública nº 57/2015. Posteriormente a REH nº 1986 de 10 de novembro de 2015 alterou a REH
nº 1967 e ampliou o alcance da liminar para novas unidades consumidoras.
As tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e nº 1986/2015 tiveram vigência a partir de 3
de julho de 2015. Nestes atos foi publicada a relação de consumidores alcançados pela liminar para cada
distribuidora e também das unidades consumidoras que percebem o pagamento da TUST.
Os consumidores deveriam comprovar à respectiva distribuidora acessada que é parte afetada na
Ação Ordinária do Processo Judicial por meio de documentos que vinculem a unidade consumidora à
ABRACE.
Assim, nos processos tarifários deliberados após a REH nº 1.967/2015, faz-se necessário
a realização de procedimento extraordinário de cálculo para dar cumprimento à decisão, conforme descrito a
seguir:

O ítem III.2.1 da Nota Técnica nº 255/2015-SGT/ANEEL, disponibilizada junto à REH
nº 1.967/2015 detalha a metodologia de cálculo da componente tarifária TUSD-CDE para
os associados da ABRACE;
 Nas REH nº 1.967/2015, 1.986/2015 e nos processos tarifários (reajuste/revisão)
tarifários posteriores foram publicadas tarifas específicas para os Associados da Abrace,
para os dois ambientes de contratatação (LIVRE e CATIVO) e para as modalidades
tarifárias aplicáveis a cada subgrupo tarifário de acordo com o mercado fornecido pela
distribuidora;
 A distribuidora encaminhou dados complementares no SAMP detalhando o mercado de
consumo (MWh) para o período de referência do processo tarifário, associando-o aos
consumidores ABRACE. As orientações foram fornecidas à distribuidora pelos OfíciosCirculares nº 27/2015-SGT/ANEEL e nº 37/2015-SGT/ANEEL.
 De acordo com a decisão proferida pela Diretoria, como não foi alterada a obrigação de
recolhimento da quota da CDE definida pela REH nº 1.857/2015, a distribuidora fará jus a
um reconhecimento financeiro da diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada no último
processo tarifário e a nova tarifa aprovada pela REH nº 1.967/2015, considerando o
mercado faturado nos termos do art. 4º da REH nº 1.967/2015. No presente caso o valor
apurado em relação ao período de 03/07/2015 a 21/03/2016 (dia anterior à revisão
tarifária) foi de R$ 1.897.198,39.
 Este financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da distribuidora
e não deverá incidir sobre os associados da ABRACE;

(Fls. 43 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
 No mesmo sentido, quando identificado que o recalculo da cota de CDE para cumprir a
decisão liminar da ABRACE resultou em valores inferiores ao originalmente homologados
para a distribuidora, não foi alocado para os consumidores da ABRACE uma parcela da
CVA-CDE proporcional a essa diferença. Por outro lado, se a cota recalculada for maior,
o consumidor ABRACE deverá participar da recuperação de toda CVA- CDE. No caso da
CPFL Jaguari, o montante alocado aos consumidores da ABRACE foi de R$
3.946.181,31.
A preservação das tarifas econômicas é adequada pois a decisão proferida não alterou o
regulamento vigente e ainda está sendo cumprida na forma liminar, facilitando a operacionalização do cálculo
no caso de sua reversão.
xii) 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 neutralidade de encargos setoriais, CVA, repasse de sobrecontratação, exposição a
diferença de preços entre submercados, garantias financeiras e o ajuste relativo a usina Macaco Branco, com
suas respectivas alocações nas componentes TUSD e TE. O valor totalizado foi de - R$ 137.864,08.
Resumo dos Componentes Financeiros
160. A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros.
Tabela 22: Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE | 562.936,93 | 0,39% |
| CVA em Processamento - Energia comprada Líquido dos Efeitos da RTE | 17.613.189,85 | 12,19% |
| CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos Efeitos da RTE | 1.153.265,04 | 0,80% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (61.037,18) | -0,04% |
| Neutralidade dos Encargos | 1.279.826,54 | 0,89% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (4.833.003,13) | -3,34% |
| Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia | 217.032,60 | 0,15% |
| Exposição Diferença Preços entre Submercados | 184.748,88 | 0,13% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 179.668,33 | 0,12% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A4) | 1.425,78 | 0,00% |
| Conselho de Consumidores | (64.842,30) | -0,04% |
| Ajuste Liminar Abrace | 1.897.198 | 1,31% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE | 243.548 | 0,17% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD | (381.412) | -0,26% |
| Total | 17.992.545,65 | 12,45% |

(Fls. 44 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
161. O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de 12,19%. Esse
efeito já leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e
à Conta – ACR.
162. A principal modalidade contratual que impactou o saldo da CVA energia foi a de ITAIPU, com
impacto de 8,60% devido à alta do dólar ocorrida no período, aliada a tarifa de repasse de ITAIPU,
estabelecida pela Resolução Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015. Por
sua vez, a receita repassada da Conta Bandeiras e da Conta-ACR contribuiu para que o efeito da CVA
energia não sofresse um aumento adicional de -7,04%.
163. Na Tabela abaixo é apresentada a diferença entre a cobertura e a despesa de energia no
cálculo da CVA energia.
Gráfico 1 – CVA energia por modalidade de aquisição de energia
Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT
164. 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.

(Fls. 45 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
165. 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.
166. 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.
167. 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
Bandeiras para o período de competência de janeiro/2015 a novembro/2015 foram considerados na apuração
da CVA Energia e CVA ESS da concessionária.
168. Na tabela abaixo são apresentados os valores que foram repassados à CPFL Jaguari e,
consequentemente, descontados dos valores apurados da CVA Energia e ESS.
Tabela 23 – Valores de repasse da conta CCBRT (R$)

| Competência | CVA energia | CVA ESS/EER |
| --- | --- | --- |
| jan/15 | 156.221,00 | 0,00 |
| fev/15 | 294.724,58 | 0,00 |
| mar/15 | 627.812,00 | 10.132,25 |
| abr/15 | 726.185,45 | 219.507,23 |
| mai/15 | 996.116,80 | 67.443,49 |

jun/15 1.442.874,15 0,00

jul/15 934.580,55 638.938,60
ago/15 395.892,22 1.058.061,89

set/15 646.625,37 779.499,78
out/15 1.619.284,44 1.470.654,50
nov/15 1.454.011,88 444.780,74
Subvenção CDE – Descontos Tarifários
169. 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.
170. 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.

(Fls. 46 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
171. 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.
Tabela 24: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)
Subsídio Carga Fonte Incentivada (449,97) 74.135,47 73.685,50
Subsídio Geração Fonte Incentivada 18,08 1.163,31 1.181,39
Subsídio Distribuição - - -

| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (2.180,73) | 60.877,00 | 58.696,27 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Rural | (10.231,34) | 57.639,54 | 47.408,20 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (635,98) | 46,63 | (589,35) |
| Total | (13.479,94) | 193.861,95 | 180.382,00 |

III.7. RESULTADO DA REVISÃO
172. A Revisão Tarifária da CPFL Jaguari conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido
pelos consumidores de 13,25% sendo de 11,42%, em média, para os consumidores conectados na Alta
Tensão e de 17,14%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
173. O efeito médio nas tarifas de 13,25% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos
de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 1,60%, ao se ter como base de comparação, além dos
custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos que foram acrescidos na RTE mediante
componente financeiro; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário para
compensação nos 12 meses subsequentes, com efeito de 12,45%; 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 -0,81% no atual processo tarifário da CPFL Jaguari.
174. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 13,25%,
representa a conjugação dos três movimentos tarifários acima explicitados [13,25%= + (1,60%) + (12,45%)
+(-0,81%)].
175. A Tabela 25 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação entre
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. 47 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
Tabela 25: Resumo da revisão
Receita Verificada Receita Requerida Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 139.620.766,11 | 137.617.900,20 -1,43% | -1,20% | 81,40% |
| Encargos Setoriais | 51.389.563,87 | 50.158.069,59 -2,40% | -0,74% | 29,67% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 247.342,96 | 142.418,54 -42,42% | -0,06% | 0,08% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 29.781.963,22 | 20.106.292,07 -32,49% | -5,81% | 11,89% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 1.956.605,48 | 2.277.846,15 16,42% | 0,19% | 1,35% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 10.309.476,98 | 11.670.772,62 13,20% | 0,82% | 6,90% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 4.156.783,81 | 9.716.439,66 133,75% | 3,34% | 5,75% |
| PROINFA | 3.528.687,96 | 4.787.212,58 35,67% | 0,76% | 2,83% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 1.408.703,48 | 1.457.087,97 3,43% | 0,03% | 0,86% |
| Custos de Transmissão | 9.522.792,06 | 9.671.441,10 1,56% | 0,09% | 5,72% |
| Rede Básica | 4.827.898,94 | 3.818.824,96 -20,90% | -0,61% | 2,26% |
| Rede Básica Fronteira | 2.479.875,85 | 3.382.891,38 36,41% | 0,54% | 2,00% |
| MUST Itaipu | 1.117.368,95 | 1.124.719,07 0,66% | 0,00% | 0,67% |
| Transporte de Itaipu | 473.216,83 | 531.427,08 12,30% | 0,03% | 0,31% |
| Conexão | 624.431,49 | 813.578,61 30,29% | 0,11% | 0,48% |
| Custos de Aquisição de Energia | 78.708.410,17 | 77.788.389,51 -1,17% | -0,55% | 46,01% |
| PARCELA B | 26.788.741,72 | 31.453.124,12 17,41% | 2,80% | 18,60% |
| Custos Operacionais | 18.709.731,79 | 18.360.669,40 -1,87% | -0,21% | 10,86% |
| Anuidades | 2.035.683,46 | 2.840.123,53 39,52% | 0,48% | 1,68% |
| Remuneração | 4.553.934,55 | 74,02% | 2,03% | 4,69% |

7.924.676,61

| Depreciação | 2.952.442,84 | 3.342.345,47 13,21% | 0,23% | 1,98% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Receitas Irrecuperáveis | 184.069,50 | 69.393,81 -62,30% | -0,07% | 0,04% |
| Outras Receitas | -1.521.347,49 | -1.084.084,71 -28,74% | 0,26% | -0,64% |
| Ajuste Investimentos 2CRTP | -125.772,94 | 0,00 -100,00% | 0,08% | - |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 166.409.507,82 | 169.071.024,32 | 1,60% | 100,00% |

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

(Fls. 48 da Nota Técnica no 59/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016).
IV. CONCLUSÃO
176. O reposicionamento tarifário da CPFL Jaguari é de 1,60%, considerando o efeito da RTE,
sendo o efeito médio percebido pelo consumidor de 13,25%. O efeito consolidado por nível de tensão pode
ser observado na tabela a seguir.
Tabela 26 – Efeito médio ao consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 11,42%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 17,14%
Efeito Médio AT+BT 13,25%
ANDRÉ LÚCIO NEVES NÁDIA MAKI
Especialista em Regulação – SGT Especialista em Regulação – SGT
THIAGO ROBERTO MAGALHÃES VELOSO
Especialista em Regulação – SGT
De acordo
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária