REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2072/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da quarta revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A - EDEVP.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-05-09
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004453/2015-95 e 48500.000127/2016-90
INTERESSADOS: EDEVP - Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S/A
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da EDEVP - Empresa de Distribuição de Energia Vale
Paranapanema S/A, a vigorar a partir de 10 de maio de 2016, e definição dos correspondentes limites dos indicadores
de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2017 a 2021, consolidados após a
avaliação das contribuições trazidas na Audiência Pública no 008/2016.
I. RELATÓRIO
A quarta revisão tarifária periódica da EDEVP - Empresa de Distribuição de Energia Vale
Paranapanema S/A tem vigência a partir do dia 10 de maio de 2016.
2. As metodologias aplicáveis à revisão e estrutura tarifária são definidas nos Módulos 2 e 7 do
PRORET.
Por meio da Audiência Pública n° 008/2016 foi discutido com a sociedade a proposta de revisão
3.
tarifária e os limites de DEC e FEC para o período de 2017 a 2021.
2. No dia 12/04/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições
trazidas na AP n° 008/2016, foi encaminhada à EDEVP e ao Conselho de Consumidores. Em 19/04/2016, na sede
desta Agência, foram realizadas reuniões com o Conselho de Consumidores e os representantes da EDEVP, para
discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária e o Conselho de Consumidores
apresentaram as suas contribuições finais.
3. A análise das contribuições relativas aos indicadores DEC e FEC, bem como a proposta final da
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD para os limites dos indicadores de 2017 a 2021
constam da Nota Técnica nº 53, de 26/04/2016.
4. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 117, de 27/04/2016,
submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da EDEVP.
5. Em 03/05/2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, administrado por esta
Agência, e identificou-se que não constavam inadimplências relativas às obrigações setoriais para com o Setor
Elétrico1.
6. A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu das minutas de Resolução e as referendou.
7. É o relatório.
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

II. FUNDAMENTAÇÃO
II.1 REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
II.1.1 Efeito Médio
8. A revisão tarifária periódica conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores da EDEVP
de 1,69%, sendo de 6,20% em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -0,33% em média, para
os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
9. A diferença entre os efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorre da nova estrutura
tarifária que é redefinida no momento da revisão tarifária, que impactou mais intensamente os consumidores na alta
tensão, pelo fato do custo de expansão ter aumentado mais neste nível de tensão.
10. II.1.2 Principais impactos
11. O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
12.

Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
13. A Tabela 2 detalha cada um dos itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os
valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado, e a
participação de cada valor na composição da receita da concessionária.
Tabela 2 – Revisão tarifária da EDEVP
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -3,04% | -2,33% | 75,06% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 2,23% | 0,53% | 24,22% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 3,33% | 0,00% | 0,14% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -26,74% | -3,48% | 9,62% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 18,22% | 0,38% | 2,46% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 13,03% | 0,71% | 6,17% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 140,32% | 2,88% | 4,96% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 5,89% | 0,05% | 0,86% |
| ONS | 15,20% | 0,00% | 0,01% |
| Custos de Transmissão | 6,56% | 0,31% | 5,07% |
| Rede Básica | -20,72% | -0,48% | 1,85% |
| Rede Básica Fronteira | 43,95% | 0,64% | 2,12% |
| Rede Básica ONS (A2) | 1,61% | 0,00% | 0,25% |
| MUST Itaipu | 15,64% | 0,07% | 0,53% |
| Transporte de Itaipu | 29,14% | 0,06% | 0,25% |
| Conexão | 33,86% | 0,02% | 0,06% |
| Custos de Aquisição de Energia | -6,52% | -3,17% | 45,78% |
| PARCELA B | 6,60% | 1,53% | 24,94% |
| Custos Operacionais | -2,76% | -0,47% | 16,80% |
| Anuidades | 38,21% | 0,61% | 2,21% |
| Remuneração | 56,46% | 1,48% | 4,12% |
| Depreciação | 13,52% | 0,29% | 2,42% |
| Receitas Irrecuperáveis | -85,45% | -0,37% | 0,06% |
| Outras Receitas | -0,82% | 0,01% | -0,69% |

Reposicionamento Tarifário -0,80%
0,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 7,36%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq do Financ. RTE) -0,22%
CVA em Processamento - Energia comprada (Líq do Financ. RTE) 9,28%
CVA em Processamento - Transmissão (Líq do Financ. RTE) 0,52%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -1,74%
Neutralidade dos Encargos 1,69%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -2,64%
Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano Civil 2014 0,01%
Exposição Diferença Preços entre Submercados 0,00%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,13%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 0,38%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores -0,05%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,88%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 1,69%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Encargos Setoriais

14. Os encargos setoriais tiveram impacto de 0,53%. Contribuiu para a redução dos encargos a CDEUso, decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016. No sentido oposto, houve
elevação dos custos com energia de reserva, em razão do início de suprimento do 15º Leilão de Energia de Reserva
e dos custos relativos à Conta ACR em razão da elevação dos custos financeiros atrelados à taxa CDI.
Compra de Energia
15. Os custos com compra de energia contribuíram para reduzir as tarifas em -3,17%. A principal razão
para a redução dos custos com compra de energia foi a queda da tarifa de Itaipu. Destaca-se também que a
distribuidora recebeu cotas de energia renovada nos termos da Lei n. 12.783/2015 que, embora estejam com seus
preços majorados em razão do leilão de bonificação de outorga, têm preços inferiores ao preço médio da distribuidora.
Por fim, há entrada de mais energia relativa aos leilões de Santo Antonio, Jirau e Belo Monte que também têm preço
menor do que o custo médio de aquisição da distribuidora.
16. A revisão tarifária também deve definir os referenciais regulatórios de Perdas na Distribuição, técnicas
e não técnicas, a serem adotados até a próxima revisão tarifária. A abordagem adotada para a definição das perdas
não técnicas é o da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto
de partida da trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior
e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.
17. O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com
outras distribuidoras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não
técnicas, e que tenham desempenho melhores.
18. No caso da EDEVP, propõe-se que seja adotado, como ponto de partida, o valor de sua média
histórica, de 1,95% sobre o mercado de baixa tensão medido, que corresponde a 0,97% sobre o mercado de baixa
tensão faturado, mantendo-se este patamar até o final do ciclo (2020).
19. No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas levando-se em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica
e tipo de transformadores. O referencial de perdas técnicas é calculado como percentual da energia injetada. O valor
de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela Superintendência de Regulação
da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 156/2016 – SRD/ANEEL, no percentual de 6,47% sobre a energia
injetada.
Parcela B – Custos de Distribuição
20. A redefinição do valor da Parcela B é o objeto central dos processos de revisão tarifária. O valor
definido na revisão será somente reajustado nos anos seguintes, de modo a incentivar as distribuidoras a serem mais
eficientes do que o referencial regulatório. Essa Parcela compreende os custos operacionais eficientes e o custo anual
dos ativos.
21. Os custos operacionais contribuíram para reduzir as tarifas em 0,47%. Sua definição é feita a partir
de uma análise de eficiência comparativa que gera um intervalo de custos operacionais passíveis de reconhecimento
tarifário. No caso da EDEVP, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas é maior do que o intervalo
superior definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como resultado, foi estabelecida uma trajetória

de diminuição desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final, os custos operacionais regulatórios alcance o limite
superior do intervalo.
22. O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de reintegração
regulatória. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela concessionária. A segunda
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados, e visa recompor os ativos afetos à prestação
do serviço ao longo da vida útil.
23. A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 56,46% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 1,48%. Essa situação adveio dos efeitos do
aumento da Base Líquida combinado com o do WACC regulatório em relação aos valores hoje existentes na Parcela
B.
24. Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve elevação de 13,52% em relação aos
valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em 0,29%. A situação proveio dos efeitos do aumento
da Base Bruta, combinado com o aumento da taxa de depreciação (de 3,89% para 3,99%).
Componentes Financeiros
25. O componente financeiro mais expressivo foi a CVAENERGIA, com impacto de 9,28%. Esse efeito já
leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à Conta – ACR.
26. A principal modalidade contratual que impactou o saldo da CVAENERGIA foi a de ITAIPU, com impacto
de 5,48%, devido à alta do dólar ocorrida no período, aliada a nova tarifa de repasse de ITAIPU, estabelecida pela
Resolução Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015. Destaca-se ainda o efeito dos
CCEAR – Leilão de Ajuste com efeito de 2,83%. Por sua vez, a receita repassada da Conta Bandeiras e da ContaACR contribuiu para que o efeito da CVAENERGIA não sofresse um aumento adicional de 5,20%.
27. Convém registrar que a EDEVP solicitou pleito de componente financeiro referente a custos com
inventários para fins de incorporação de redes particulares. O mesmo, porém, não foi acolhido. O artigo 10 da
Resolução Normativa 229/2006, em seu § 1°, indica que os custos decorrentes de incorporação de redes particulares
serão considerados de acordo com metodologia e critérios adotados pela ANEEL, seguindo-se os princípios de custos
eficientes e investimentos prudentes. Neste sentido, como os custos de inventários de redes particulares tem
características de custos operacionais, sua consideração ocorre no âmbito do custo global de O&M, por meio da
comparação entre os custos eficientes e os custos reais contábeis, atendendo a metodologia do Submódulo 2.2 do
PRORET. Cabe ainda frisar que as despesas operacionais da empresa não têm vinculação direta entre custo incorrido
e repasse tarifário, uma vez que o princípio de custos eficientes prevalece na consideração dos custos regulatórios.
28. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários2, o montante mensal de recursos da CDE,
a ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores
mensais a serem repassados durante 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a
diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
2 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº
7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes
sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores
de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento;
distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço
público de irrigação.

29. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à EDEVP,
em relação às competências entre maio/2016 a abril/2017, é de R$ 1.066.657,28. Esse valor já inclui o ajuste da
diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio/2015 a abril/2016.
FATOR X
30. Dois componentes do Fator X são definidos no momento da revisão tarifária: o que trata dos Ganhos
de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T.
31. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora em
função da produtividade média do Setor, do crescimento do mercado e do número de unidades consumidoras da
própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é 1,24%.
32. O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais regulatórios
quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses custos ao longo do ciclo
tarifário. O componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da EDEVP é de 1,01%.
33. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, a ser fixado nos reajustes subsequentes. Esse
índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade
da energia seja mais aderente às tarifas praticadas. Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, serão
considerados indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora.
34. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da EDEVP até a próxima revisão
tarifária será de 2,25%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de reajuste.
35. Por fim, o Gráfico a seguir ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, abaixo
da variação do IGP-M e do IPCA, no mesmo período:
Gráfico 5 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
36. O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi obtido
pela aplicação da nova metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 2014, após
realizada a Audiência Pública 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST3.
37. Como não houve contribuições relacionadas aos limites de DEC e FEC, mantém-se a proposta
submetida à Audiência para a EDEVP. No Gráfico 7 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais
propostos de DEC e FEC para a Distribuidora. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021,
a redução média anual é de 4,95% no DEC e 6,19% no FEC.
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - EDEVP
18,00
16,12
16,00 15,26
14,00 13,64
12,43
13,24
13,11

12,00 12,52 11,48 11,30
11,96 10,60
10,14
11,23 11,12
10,00 9,45
10,60 9,16
9,82 8,42
9,33 8,13
8,91 7,71
8,00 7,11
8,22
7,75
7,14
6,00
6,44
4,00
7,75
6,92 7,14 7,05

6,34 6,20 5,97 5,88 6,46 5,88 6,43
5,25 5,52 5,57 5,16
4,85
2,00
0,00

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite DEC Limite Proposto FEC Limite Proposto
Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da EDEVP.
Fonte: Nota Técnica no 53/2016-SRD/ANEEL.
3 "5.10 Limites de continuidade do serviço.
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD conforme
estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades consumidoras.
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte
procedimento:
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho dos
conjuntos; e
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC."

38. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 8 e 9 apresentam uma
comparação entre os limites da EDEVP e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte localizadas na Região
Sudeste:
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 1
Milhão
18,00
16,00
14,00
EDEVP
CAIUÁ-D
CNEE
12,00
CPFL Jaguari
(horas)
CPFL Leste Paulista
10,00
CPFL Mococa
Limite
CPFL Santa Cruz
8,00 CPFL Sul Paulista
DEC
DMED
6,00 EEB
ELFSM
EMG
4,00
ENF
2,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 8 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica no 53/2016-SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 1
Milhão
25,00
20,00
EDEVP
CAIUÁ-D
CNEE
(interrupções)
CPFL Jaguari
15,00
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
Limite
CPFL Sul Paulista
10,00
FEC DMED
EEB
ELFSM
EMG
5,00 ENF
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 9 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste

Fonte: Nota Técnica no 53/2016-SRD/ANEEL.
39. Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a EDEVP estão aderentes à realidade da
região.
40. Com respeito aos indicadores individuais DIC, FIC, DMIC e DICRI, os limites são definidos a partir
dos indicadores coletivos DEC e FEC, como consta no Anexo I do Módulo 8 do PRODIST. A violação aos limites dos
indicadores individuais resulta em compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 6 apresenta os
valores pagos e o número de compensações efetuadas pela EDEVP entre 2013 e 2015:
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela EDEVP
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2013 42.677 74.944,47
2014 75.403 211.028,64
2015 94.084 371.489,46
Fonte: site da ANEEL.
III. DIREITO
41. A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de
dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei no 10.848, de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei
no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, em especial ao inciso V; b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de
outubro de 1997; c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro
de 1996; e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995; f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009; g)
Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição
de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST e i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no
014/1999.
IV. DISPOSITIVO
42. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.004453/2015-95 e
48500.000127/2016-90, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a fim de:
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da EDEVP, a vigorar a partir de 10 de
maio de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 1,69%, sendo
6,20% para os consumidores em alta tensão e -0,33% para os consumidores em baixa tensão;
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE aplicáveis
aos consumidores e aos usuários da EDEVP ;
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como
Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo;
d) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de energia
de reserva – EER;
e) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à EDEVP, de modo a custear os
descontos retirados da estrutura tarifária;
f) fixar o componente Pd do Fator X de 1,24%;

g) fixar o componente T do Fator X de 1,01%;
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem
observados pela EDEVP; e
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020:

2017 2018 2019 2020
Perdas Técnicas

6,47% 6,47% 6,47% 6,47%
(sobre Energia Injetada)
Perdas Não Técnicas

0,97% 0,97% 0,97% 0,97%
(sobre Mercado BT)
Brasília, 3 de maio de 2016.
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor