REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 5719/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Estabelece os limites de continuidade dos serviços de distribuição de energia elétrica, nos seus aspectos de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC, da Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa, para o período de 2017 a 2020.
Assunto: Fixação
Situação: REVOGADA
Publicação: 2016-03-23
Autor: ANEEL

FL. 1 de 19
VOTO
PROCESSOS: 48500.002819/2015-91 e 48500.004700/2015-53
INTERESSADOS: Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa,
a vigorar a partir de 22 de março de 2016, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade
de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de
Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2017 a 2020, consolidados após a avaliação das
contribuições trazidas na Audiência Pública no 70/2015.
I. R E L A T Ó R I O
O Contrato de Concessão de Distribuição no 17/1999, que regula a exploração dos serviços públicos
de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa,
estabelece 22 de março de 2016 para a realização da quarta revisão tarifária periódica da concessionária.
2. As metodologias aplicáveis ao Quarto Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas 4CRTP das
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica são definidas nos Módulos 2 e 7 dos procedimentos de
Regulação Tarifária – PRORET, que tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já contemplam
as alterações no Módulo 2, aprovadas na Resolução Normativa no 660, de em 28 de abril de 2015.
3. Na 42o Reunião Pública Ordinária, realizada em 10 de novembro de 2015, a Diretoria da ANEEL
instaurou a Audiência Pública 70/2015 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária e
os limites de DEC e FEC de 2017 a 2020. O período de contribuições se estendeu de 12 de novembro a 17 de
dezembro, com sessão presencial em 10 de dezembro de 2015 na cidade de Mococa - SP.
4. Em 16 de fevereiro de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das
contribuições trazidas na Audiência Pública 70/2015, foi encaminhada à CPFL Mococa e ao Conselho de
Consumidores. Em 25 de fevereiro, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da empresa
para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a Concessionária apresentou as suas
contribuições finais. O Conselho de Consumidores optou por não realizar a reunião.

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5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota Técnica no
21, de 10 de março de 2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e apresentou proposta
para a fixação dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da CPFL
Mococa, de 2017 a 2020.
6. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela SRD,
por meio do Memorando no 93/2016-SRD/ANEEL, de 14 de março de 2016.
7. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando no 108/2016-SFF/ANEEL, de 10 de março
2016.
8. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica no 52, de 16 de março de
2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CPFL Mococa.
9. Em 22 de março de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico,
administrado por esta Agência, e identificou-se que não constavam inadimplências relativas às obrigações setoriais
para com o Setor Elétrico, conforme estabelecido na Resolução Normativa no 538, de 2013, registradas em nome da
CPFL Mococa1.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
10. A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento Tarifário
o qual contempla os custos eficientes e os investimentos prudentes para a prestação dos serviços de distribuição de
energia elétrica, do Fator X e da nova estrutura tarifária.
11. O reposicionamento tarifário calculado para a CPFL Mococa é de 1,41%, tendo como base de
comparação, além dos custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos decorrentes da RTE
ocorrida em fevereiro de 2015, incluídos mediante componente financeiro.
12. Ao montante calculado, foram adicionados os componentes financeiros correspondentes a 4,67%,
sendo -10,48% decorrente da retirada dos componentes financeiros fixados na RTE 2015 e 15,15% referente aos
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

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demais financeiros. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior
representa a majoração de 2,94% na atual revisão. Essa movimentação tarifária conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 9,02%, [9,02% = (1,41%) + (15,15%) + (-10,48%) + (2,94%)].
13. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1:
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
14. O impacto a ser percebido por cada consumidor depende do subgrupo e modalidade tarifária a qual
pertence.
15. A diferença entre os efeitos médios dos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa Tensão) tem relação com
os itens de custos que estão sofrendo alterações. A principal alteração é a nova alocação de custos da Parcela B
entre os subgrupos tarifários devido ao recálculo da estrutura tarifária (estrutura vertical), que impactou mais
intensamente os consumidores na alta tensão. A Nota Técnica da Estrutura Tarifária analisa detalhadamente esse
efeito.
16. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
Erro! Fonte de
referência não encontrada.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO

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Equilíbrio econômico-financeiro
17. O reposicionamento tarifário envolve a redefinição das tarifas em nível compatível com o equilíbrio
econômico-financeiro do contrato de concessão. No reposicionamento tarifário, o equilíbrio da concessão ocorre por
meio do ajuste das tarifas homologadas no último reajuste tarifário, para mais ou para menos, considerando a
relação entre as receitas do serviço de distribuição, requerida e verificada.
18. A receita requerida corresponde à receita compatível com a cobertura dos custos operacionais
eficientes (custo do serviço para atender à qualidade firmada pela ANEEL) e com a remuneração dos investimentos
reconhecidos como prudentes. Tal receita é composta pela soma da Parcela A e da Parcela B. Na quarta revisão
tarifária da CPFL Mococa, a receita requerida é maior do que a verificada, o que explica o reposicionamento tarifário
de 1,41%.
19. A Tabela 2 demonstra os valores de cada um dos itens de receita na revisão tarifária, o impacto de
cada componente no reposicionamento tarifário, bem como a participação percentual na receita requerida da
revisão.

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Tabela 2 – Revisão tarifária da CPFL Mococa
Erro! Fonte de referência não encontrada.Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
20. O reposicionamento econômico de 1,41% é composto pelo impacto de -2,35% na Parcela A e do
incremento na Parcela B de 3,76%.

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Parcela A
21. A Parcela A, que independe da vontade ou da gestão da distribuidora, compreende os custos
relacionados aos encargos setoriais, definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de
geração de energia elétrica, inclusive a geração própria.
22. Nessa Parcela, sobressaiu a redução dos custos com compra de energia e encargos setoriais, os
quais impactaram o reposicionamento tarifário em -1,73% e -0,94%, respectivamente.
23. Desses encargos, destaca-se a quota CDE – Uso, paga por todos os agentes que atendem
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN. A quota definida para a CPFL Mococa
impactou a revisão em -4,11%. Também merece destaque a elevação da previsão de gastos com o encargo de
Energia de Reserva, com efeito de 2,51%, em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de Energia
de Reserva.
24. Quanto ao impacto dos custos com compra de energia, tal resultado decorre, principalmente, da
queda da tarifa de repasse da potência contratada de Itaipu de US$ 38,07/kW.mês para US$ 25,78/kW.mês, e do
término do CCEAR de Ajuste, que possui custo unitário superior ao custo médio de compra de energia da CCEE.
25. Esses efeitos negativos foram compensados, em parte, pelo aumento do custo das usinas
hidrelétricas em regime de alocação de cotas de garantia física de energia e potência, objeto do Leilão 12/2015ANEEL, que, no último processo tarifário teve preço de repasse de R$ 33,34 /MWh, sendo que no atual processo, a
cobertura tarifária econômica está em torno de R$ 60/MWh, que reflete o Preço-Teto resultante das receitas
estabelecidas no Edital de cada usina.
26. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia.
1,18%
0,72% 0,61%

0,02% 0,33% 0,21%
-0,10%
-1,73%
-1,86%
-2,84%

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

Alternativa- Madeira e Angra º
Alternativa- Lei n
Cota
Cotas
e
Nova Nova e

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Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
27. A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre a revisão tarifária extraordinária e a
atual revisão:
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Erro!
Fonte de referência não encontrada.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Perdas na distribuição
28. Com relação às Perdas na Distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas não
técnicas é o da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de
partida da trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e
a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.
29. O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com
outras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que
tenham desempenho melhores.
30. No caso da CPFL Mococa, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a média histórica
praticada pela Concessionária, de 0,98% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do
ciclo, propõe-se o mesmo percentual de 0,98% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, tendo em
vista que a empresa pratica perdas abaixo de 2,5% (medido), e, nestes casos, não é estabelecida trajetória de
redução das perdas.

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31. No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas considerando as características do
sistema de distribuição da Concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica e tipo de
transformadores. O valor de perdas técnicas de 8,17% em relação à energia injetada, foi calculado nos termos do
Módulo 7 do PRODIST e informado pela SRD no Memorando no 93/2016–SRD/ANEEL.
Parcela B
32. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera a
metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela trata dos custos com a atividade de distribuição e
compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos operacionais eficientes e o
anual dos ativos – os dos investimentos prudentes realizados pela distribuidora.
33. Desde a Terceira Revisão Tarifária, o crescimento da Parcela B na receita verificada da
Concessionária foi de 26,22%, resultante do efeito dos reajustes da tarifa, que considera a variação do IGP-M,
deduzido do Fator X, e a do mercado da Distribuidora.
Custo de administração, operação e manutenção e anuidades
34. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de comparação
entre concessionária para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas tarifas. A partir dessa
análise, é estabelecido intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores que serão
estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.
35. No caso da CPFL Mococa, 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
trajetória de redução desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final desse ciclo, os custos operacionais
regulatórios alcancem o limite superior do intervalo.
36. Como a aplicação da metodologia resultou em redução dos custos operacionais da CPFL Mococa
de -3,46% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%,
estabelecido no regulamento.
37. Quanto à comparação que é realizada com os custos reais da Concessionária, a aplicação da
metodologia resultou em relação superior a 120% e, desse modo, foi necessário recalcular a meta de custos

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operacionais para compartilhar com o consumidor o valor excedente. O resultado final da análise foi custo
operacional inferior ao atualmente existente na tarifa, contribuindo para a redução tarifária em -1,28%.
Custo anual dos ativos
38. 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, visando recompor os ativos afetos à
prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de Remuneração Bruta e à Taxa de
Depreciação.
39. Quanto à Remuneração do Capital, houve variação de 66,45% em relação aos valores hoje
existentes, o que representou o impacto nas tarifas de 3,96%. A situação adveio do aumento da base líquida de
98,4% desde o terceiro ciclo de revisão, em razão do elevado volume de investimentos realizado desde a terceira
revisão, da ordem de R$ 48 milhões, segundo o laudo de avaliação da base de remuneração.
40. O aumento do WACC regulatório, que passou de 7,5% para 8,09%, e do início da remuneração
sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais também contribuíram para o aumento
observado da remuneração do capital.
41. Referentemente à Quota de Reintegração Regulatória, houve aumento de 2,88% em relação aos
valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em 0,13%. A situação proveio dos efeitos do aumento da
Base Bruta, combinado com a redução da taxa de depreciação (de 3,83% para 3,77%).
Componentes financeiros
42. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CPFL Mococa:
Tabela 4 – Componentes financeiros

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Erro! Fonte de referência não
encontrada.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
43. O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de 4,61%. Esse efeito já
leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à Conta – ACR.
44. A principal modalidade contratual que impactou o saldo da CVA energia foi a de ITAIPU, devido à
alta do dólar ocorrida no período, aliada a nova tarifa de repasse de ITAIPU, estabelecida pela Resolução
Homologatória no 1.836, de 9 de dezembro de 2014, e cobrada a partir de janeiro/2015. A receita repassada da
Conta Bandeiras e da Conta-ACR, por sua vez, contribuiu para que o efeito da CVA energia não sofresse aumento
adicional.
45. O Gráfico 3 demonstra tal efeito por modalidade contratual.
Gráfico 3 – CVA energia por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
46. Ressalta-se ainda o financeiro de postergação da vigência das tarifas, com efeito de 0,43%
(Componente TE e TUSD) no atual processo tarifário. Esse financeiro decorre da assinatura do termo aditivo de

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prorrogação da concessão, que implicou na alteração da data contratual de 3 de fevereiro de 2016 para 22 de
março de 2016. Dessa forma, no atual processo tarifário estão sendo revertidos os valores de componentes
financeiros considerados no processo tarifário anterior que foram cobrados nas tarifas por período superior a 12
meses.
Subvenção da CDE
47. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários, 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.
48. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CPFL
Mococa, em relação às competências entre março/2016 a fevereiro/2017, é de R$ 658.627,35. Esse valor inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre fevereiro/2015 e fevereiro/2016.
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
49. O Fator X é índice fixado pela ANEEL e considerado nos reajustes subsequentes. A incumbência é
repartir com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do crescimento do número
de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o que contribui para a modicidade
tarifária.
50. Esse índice é constituído de 3 componentes: o que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade
de Distribuição – Pd, da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T e do Mecanismo de Incentivo à
Qualidade – Q.
51. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de 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 1,21%.
52. Já o Componente T tem por objetivo estabelecer trajetória de custos operacionais regulatórios
quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses custos ao longo do
ciclo tarifário. O componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da CPFL Mococa é de 2,43%.

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53. O outro integrante do Fator X, Componente Q, é 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.
54. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CPFL Mococa até a próxima
revisão tarifária será de 3,64%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de
reajuste.
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL
55. A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública e o
resultado da revisão tarifária.
Tabela 5 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final
Audiência Pública -
Final - Participação na
Participação na Variação
Revisão %
Revisão %

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 3,15% | -2,35% | -5,50% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 0,63% | -0,94% | -1,58% |
| Custos de Transmissão | 0,25% | 0,32% | 0,06% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2,26% | -1,73% | -3,99% |
| PARCELA B | 1,86% | 3,76% | 1,91% |
| CO + Anuidades + RI | -1,15% | -0,18% | 0,97% |
| Remuneração | 3,01% | 3,96% | 0,95% |
| Depreciação | 0,12% | 0,13% | 0,01% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | -0,12% | -0,15% | -0,02% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 5,01% | 1,41% | -3,60% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 6,69% | 4,67% | -2,03% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | 2,94% | 2,94% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | 0,99% | 0,00% | -0,99% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 15,64% | 9,02% | -6,62% |

Fonte:
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
56. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Audiência Pública
foram:
a) os encargos setoriais, que contribuíram com -1,58% no efeito médio divulgado na audiência
pública. Esse efeito se deve principalmente à nova quota de CDE USO que foi definida somente
após a abertura da Audiência Pública;

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b) o custo de aquisição de energia, que contribui para a variação de -3,99%, em razão,
principalmente, à redução da tarifa em dólar de ITAIPU, que foi homologada após a abertura da
Audiência Pública;
c) a remuneração do capital e a quota de reintegração regulatória, que contribuíram para a
variação de 0,96%. Quanto aos valores da base provisória, submetida em Audiência Pública, o
valor da base de remuneração líquida aumentou 10,83% e a base de remuneração bruta 3,84%,
e
d) os componentes financeiros do processo atual, que sofreu variação de -2,03% em relação aos
valores provisórios publicados para Audiência Pública.
57. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com e sem
tributos , estão demonstrados nos Gráficos 4 e 5.
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 4 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 5 – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
58. O Gráfico 6 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 10 anos, abaixo da variação
do IGP-M e do IPCA no mesmo período.
Erro! Fonte de referência
não encontrada.

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Gráfico 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
59. 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 PRODIST2.
60. A Distribuidora não apresentou contribuições acerca dos valores dos limites, tampouco solicitação
de reconfiguração dos conjuntos elétricos. Dessa forma, passa-se à proposta final de limites de DEC e FEC. Nos
Gráficos 7 e 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC e FEC para a CPFL
Mococa após análise. Em relação aos limites globais propostos para 2017 a 2020, a redução média anual é de
3,43% no DEC e 3,97% no FEC.
Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CPFL Mococa
Fonte: Nota Técnica no 21/2016-SRD/ANEEL.
2 "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."

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Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CPFL Mococa
Fonte: Nota Técnica no 21/2016-SRD/ANEEL.
61. Nos Gráficos 9 e 10, são apresentados os histogramas dos limites de 2016 (vigentes) e 2020
(propostos) dos conjuntos da CPFL Mococa. Verifica-se que a proposta para 2020 reduz a distância entre os limites
dos conjuntos da Distribuidora, conduzindo a mais uniformização da continuidade prestada aos consumidores.
Gráfico 9 – Histograma do limite do DEC dos conjuntos da CPFL Mococa para 2016 e 2020
Fonte: Nota Técnica no 21/2016-SRD/ANEEL.

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Gráfico 10 – Histograma do limite do FEC dos conjuntos da CPFL Mococa para 2016 e 2020
Fonte: Nota Técnica no 21/2016-SRD/ANEEL.
62. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 11 e 12 apresentam a
comparação entre os limites da CPFL Mococa e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte localizadas na
Região Sudeste.
Gráfico 11 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica no 21/2016-SRD/ANEEL.

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Gráfico 12 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica no 21/2016-SRD/ANEEL.
63. Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a CPFL Mococa estão aderentes à
realidade da região.
64. Com respeito aos indicadores individuais DIC, FIC, DMIC e DICRI, os limites são definidos a partir
dos indicadores coletivos DEC e FEC, como consta no Anexo I do Módulo 8 do PRODIST. A violação aos limites
dos indicadores individuais resulta em compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 6 apresenta os
valores pagos e o número de compensações efetuadas pela CPFL Mococa entre 2013 e 2015.
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela CPFL Mococa
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2013 6.649 24.924,31
2014 23.442 90.237,44
2015 16.989 161.636,20
Fonte: Site da ANEEL.
III. D I R E I T O
65. 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;

FL. 18 de 19
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995;
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009;
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET;
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional –
PRODIST;
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no 17/1999.
IV. D I S P O S I T I V O
66. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.002819/2015-91 e
48500.004700/2015-53, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a fim de
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CPFL Mococa, a vigorar a partir
de 22 de março de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
9,02%, sendo 20,29% para os consumidores em alta tensão e 4,99% para os consumidores em
baixa tensão;
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da CPFL Mococa;
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como
Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo;
d) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de energia
de reserva – EER;
e) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CPFL Mococa, de modo a
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
f) fixar o componente Pd do Fator X em 1,21%;
g) fixar o componente T do Fator X em 2,43%;

FL. 19 de 19
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2020 a serem
observados pela CPFL Mococa, e
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020:

| Reajuste | Reajuste | Reajuste | Reajuste |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |  |
| Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) | 8,17% | 8,17% | 8,17% | 8,17% |
| 0,98% | 0,98% | 0,98% | 0,98% |  |

Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)
Brasília, 22 de março de 2016.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
Diretor