REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 5810/2016
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 Caiuá Distribuição de Energia S.A - Caiuá-D, para o período de 2017 a 2021.
Assunto: Fixação
Situação: REVOGADA
Publicação: 2016-05-09
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004451/2015-04 e 48500.000124/2016-56
INTERESSADOS: CAIUÁ-D - Caiuá Distribuição de Energia S/A
RELATOR: Diretor José Jurhosa Junior
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência De Regulação Dos Serviços
De Distribuição – SRD
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da CAIUÁ-D - Caiuá Distribuição de Energia 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 05/2016.
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão de Distribuição no 13/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CAIUÁ-D - Caiuá Distribuição de Energia S/A,
estabelece a data de 10 de maio de 2016 para a realização da quarta revisão tarifária periódica da concessionária.
2. As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, que
tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já contemplam as alterações no Módulo 2, aprovadas
em 28/04/2015, por meio da REN 660/2015.
3. Em 23/02/2016, na 5ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a AP n°
5/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de contribuições se
estendeu de 24 de fevereiro a 28 de março, com sessão presencial em 10 de março de 2016 na cidade de
Presidente Prudente - SP.
2. No dia 19/04/2016, houve reunião com a empresa acerca dos números finais da revisão tarifária
da CAIUA. O Conselho de Consumidores teve a mesma oportunidade de se reunir com a ANEEL, porém declinou
do convite.
3. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota Técnica
55, de 26 de abril 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 CAIUA,
para o período de 2017 a 2021.
4. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela SRD,
por meio do Memorando n° 157/2015-SRD/ANEEL, de 27/04/2016.
5. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 219/2015-SFF/ANEEL, de 26/04/2016.

6. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica 122, de 28 de abril de
2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CAIUA.
7. Em 3 de maio 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 538, de 2013, registradas em nome da CAIUA1.
8. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
9. A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento
Tarifário, do Fator X e da nova estrutura tarifária. O Reposicionamento Tarifário calculado para a CAIUA conduz a
um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -0,94%, sendo de 2,84% em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de -2,32% em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 2,84%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -2,32%
Efeito Médio AT+BT -0,94%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
10. 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.
11. O efeito médio de -0,94% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos de Parcela A e B;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário; e (iii) da retirada dos
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data da presente revisão.
12. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 0,70%, ao ter
como base de comparação a receita verificada. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados
no atual processo tarifário da CAIUA, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o
aumento tarifário em 2,87%. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo
anterior, representa uma redução de -4,51% na atual revisão.
13. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -0,94%, representa
a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [-0,94% = + (0,70%) + 2,87% + (-4,51%)]. O Gráfico I
a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

2,87%
1,34%
0,25%
-0,12%
-0,77%
-0,94%
-4,51%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
14. O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com a
cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes.
15. A Tabela 2 apresenta os itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os valores
atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado, e a participação
de cada valor na composição da receita da concessionária.
Tabela 2 – Revisão tarifária da CAIUA

Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -0,83% | -0,65% | 76,61% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -0,52% | -0,12% | 23,78% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | -5,53% | -0,01% | 0,12% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -29,56% | -3,92% | 9,28% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 16,47% | 0,36% | 2,56% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 11,36% | 0,63% | 6,13% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 132,03% | 2,80% | 4,88% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 1,41% | 0,01% | 0,82% |
| ONS | 15,88% | 0,00% | 0,01% |
| Custos de Transmissão | 5,57% | 0,25% | 4,66% |
| Rede Básica | -24,16% | -0,53% | 1,66% |
| Rede Básica Fronteira | 42,00% | 0,61% | 2,04% |
| Rede Básica ONS (A2) | 16,00% | 0,00% | 0,01% |
| MUST Itaipu | 17,23% | 0,09% | 0,58% |
| Transporte de Itaipu | 30,96% | 0,07% | 0,28% |
| Conexão | 30,23% | 0,02% | 0,09% |
| Custos de Aquisição de Energia | -1,56% | -0,77% | 48,17% |
| PARCELA B | 6,04% | 1,34% | 23,39% |
| Custos Operacionais | -2,01% | -0,31% | 14,87% |
| Anuidades | 37,64% | 0,56% | 2,03% |
| Remuneração | 49,08% | 1,52% | 4,58% |
| Depreciação | 7,88% | 0,20% | 2,67% |
| Receitas Irrecuperáveis | -81,19% | -0,36% | 0,08% |
| Outras Receitas | 45,51% | -0,26% | -0,84% |

RT 0,70%
0,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 2,87%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais liquido financeiro RTE 0,03%
CVA em Processamento - Energia comprada liquido financeiro RTE 3,45%
CVA em Processamento - Transmissão liquido financeiro RTE 0,58%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -2,28%
Neutralidade dos Encargos 1,41%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -1,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,10%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 0,65%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores -0,05%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,51%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -0,94%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
16. A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em legislação
específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, inclusive a geração própria. Esta
Parcela reduziu-se e impactou o reposicionamento tarifário em -0,65%, sobretudo devido a redução dos encargos
setoriais e dos custos com compra de energia.

17. Desses encargos, destaca-se a quota CDE – USO (CONTA – ACR), que reduziu em decorrência
da recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016, impactando em -3,92% o reposicionamento.
Em contrapartida, houve elevação da previsão de gastos com o encargo de ESS/EER Reserva, cujo impacto foi
de 2,80%, em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de Energia de Reserva.
18. Ressalta-se ainda o impacto dos custos com compra de energia, de -0,77%. Tal resultado decorre,
principalmente, da queda da tarifa de repasse de potência contratada de Itaipu de US$ 38,07/kW por mês para
US$ 25,78/kW por mês e do término do CCEAR de Ajuste, que possui custo unitário superior ao custo médio de
compra de energia da CAIUA. Destaque-se também, a redução de custos com as usinas hidrelétricas em regime
de cotas que, apesar do aumento do custo unitário de R$ 33,34/MWh para R$ 60,62/MWh, representa um impacto
negativo, tendo em vista a maior alocação dessa energia no atual processo, a um custo unitário inferior ao custo
médio do mix de compra da concessionária. Fato semelhante também foi verificado para a energia contratada das
usinas do complexo do Madeira e Belo Monte.
19. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
1,03%
0,62% 0,59%

0,29% 0,30% 0,39%
0,15%
0,00% 0,00%
-0,16%
-0,49%
-0,77%
-0,83%
-2,67%

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

- - Alternativa- Alternativa- Madeira º
Existente Existente n Montante
Lei
Cota
Cotas
e e
Nova
Nova
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
20. A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o reajuste tarifário de 2015 e a atual
revisão:
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia

Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Tipo de contrato | Processo A-1 | Processo atual | Variação | Processo A-1 Processo atual | Variação |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 25.179,24 | 26.362,66 | 4,70% | 321,43 | 343,52 | 6,87% |
| Existente - CCEAR-QTD | 88.358,66 | 112.674,71 | 27,52% | 229,17 | 264,65 | 15,48% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 164.439,24 | 160.938,37 | -2,13% | 243,75 | 253,71 | 4,08% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 102.655,49 | 107.123,47 | 4,35% | 159,53 | 174,11 | 9,14% |
| Ajuste - CCEAR | 12.040,32 | 0,00 -100,00% | 388,18 | 0,00 | -100,00% |  |
| Madeira e Belo Monte | 57.188,97 | 80.667,83 | 41,05% | 108,94 | 118,38 | 8,66% |
| Bilateral | 203.225,51 | 200.616,00 | -1,28% | 173,06 | 188,20 | 8,75% |
| Cota Angra I e Angra II | 44.413,50 | 45.540,43 | 2,54% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 241.705,64 | 334.289,56 | 38,30% | 33,34 | 60,56 | 81,64% |
| Geração Própria | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Itaipu | 256.254,21 | 260.428,53 | 1,63% | 256,13 | 201,27 | -21,42% |
| Montante de Reposição | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Proinfa | 26.232,32 | 27.786,99 | 5,93% | 254,59 | 342,13 | 34,38% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -9.260,40 | -141.273,79 1425,6% | 177,14 | 171,39 | -3,2% |  |
| TOTAL | 1.212.432,69 | 1.215.154,77 | 0,2% | 178,82 | 175,30 | -2,0% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
21. 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.
22. 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.
23. No caso da CAIUA, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, o valor de 1,19% sobre
o mercado de baixa tensão faturado, resultante da metodologia definida no Submódulo 2.6 do PRORET. No que
se refere à meta para o final do ciclo, propõe-se que seja mantido o percentual de 1,19% de perdas não técnicas
sobre o mercado de baixa tensão, tendo em vista que a CAIUA se situa no grupo de empresas com perdas não
técnicas em que não se exige mais redução.
24. 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° 157/2016 – SRD/ANEEL, no percentual de 6,999%
sobre a energia injetada.
25. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera a
metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela compreende os custos operacionais eficientes e o
custo anual dos ativos. Desde a terceira revisão tarifária, o crescimento da Parcela B na concessionária foi de
27,0%, em decorrência da atualização dessa parcela de custos nos reajustes pelo IGP-M descontado do Fator X
e do crescimento acumulado do mercado desde a última revisão.
26. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de
comparação entre concessionária para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas tarifas. A

partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores que
serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.
27. No caso da CAIUA, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa encontra-se dentro do
intervalo de custos eficientes, portanto não há necessidade de se estabelecer trajetória para os custos operacionais
regulatórios ao longo do ciclo. Por outro lado, a aplicação da metodologia resultou em um custo operacional na
revisão inferior ao atualmente existente na tarifa, contribuindo para uma redução imediata da tarifária em -0,31%.
28. 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.
29. A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 49,08% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 1,52%. Essa situação adveio do aumento do
WACC regulatório e da remuneração sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais,
que teve início no atual ciclo de revisões.
30. Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 7,88% em relação aos
valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em 0,20%. A situação proveio aumento da Base Bruta
combinado com a redução da taxa de depreciação (de 3,97% para 3,91%).
31. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CAIUA:
Tabela 4 – Componentes financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais liquido financeiro RTE | 132.993,69 | 0,03% |
| CVA em Processamento - Energia comprada liquido financeiro RTE | 15.167.845,72 | 3,45% |
| CVA em Processamento - Transmissão liquido financeiro RTE | 2.543.439,77 | 0,58% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (10.033.650,00) | -2,28% |
| Neutralidade dos Encargos | 6.187.212,70 | 1,41% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (4.488.394,84) | -1,02% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 457.168,80 | 0,10% |
| Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE | 2.850.441,63 | 0,65% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 9.836,66 | 0,00% |
| Conselho de Consumidores | (224.463,90) | -0,05% |
| Total | 12.602.430,22 | 2,87% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
32. O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de 3,45%. Esse efeito
já leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à Conta –
ACR.
33. 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 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015. Destaca-se ainda o efeito dos CCEAR de
Ajuste, cujo preço de R$ 386,63/MWh foi muito acima do preço de cobertura de que variou de R$ 161,39/MWh a

R$ 173,31/MW. Por sua vez, a receita repassada da Conta Bandeiras e da Conta-ACR contribuiu para que o efeito
da CVA energia não sofresse aumento adicional.
34. Convém destacar que a CAIUA solicitou pleito de componente financeiro referente aos custos com
inventários para fins de incorporação de redes particulares, porém o mesmo não foi acolhido. O artigo 10
juntamente com seu § 1° da Resolução Normativa 229/2006 indicam que os custos decorrentes da incorporação
das redes particulares serão considerados de acordo com metodologia e critérios adotados pela ANEEL e
seguindo princípios de custos eficientes e investimentos prudentes. Nesse sentido, como os custos dos inventários
das redes têm 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. Tema semelhante foi discutido no âmbito do processo2 da 3ª Revisão
Tarifária Periódica da CPFL Santa Cruz.
35. Os gráficos abaixo demonstram tais efeitos por modalidade contratual.
CVA Energia - CAIUA
100,00
Milhões
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
(20,00)
(40,00)
Cobertura tarifária (R$) Pagamento CVA após limite de repasse (R$)
Gráfico 3 – CVA energia por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
36. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários3, o montante mensal de recursos da
CDE, a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os
2 Processo 48500.003385/2011-13.
3 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei 10.438/2002, com redação dada pela Lei 12.839/2013, e do Decreto 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;

valores mensais a serem repassados, utilizou-se o mercado considerado no atual processo tarifário e a diferença
entre as tarifas vigentes com e sem descontos.
37. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à
CAIUA, em relação às competências entre maio/2016 a abril/2017, é de R$ 996.302,42. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio/2015 e abril2016.
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
38. 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.
39. 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 1,14%.
40. 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 CAIUA é de 0,00%.
41. 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.
42. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CAIUA até a próxima revisão
tarifária será de 1,14 %, 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
43. 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
Final -
Pública -
Participação na Variação
Participação na
Revisão %
Revisão %

PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -0,89% -0,65% 0,24%
distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e
serviço público de irrigação.

| Encargos Setoriais | -0,21% | -0,12% | 0,09% |
| --- | --- | --- | --- |
| Custos de Transmissão | 0,11% | 0,25% | 0,13% |
| Custos de Aquisição de Energia | -0,79% | -0,77% | 0,02% |
| PARCELA B | 1,67% | 1,34% | -0,33% |
| CO + Anuidades + RI | 0,07% | -0,11% | -0,18% |
| Remuneração | 1,87% | 1,52% | -0,35% |
| Depreciação | 0,01% | 0,20% | 0,19% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | -0,27% | -0,26% | 0,01% |
| RT | 0,78% | 0,70% | -0,09% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 4,90% | 2,87% | -2,03% |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do

-4,51% -4,51% 0,00%
Processo Anterior
Alteração de mercado de referência e do subsidio cobertura

-0,09% 0,00% 0,09%
CDE

Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 1,08% -0,94% -2,03%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
44. O item mais representativo que levou à alteração dos valores submetidos à audiência pública foi
o conjunto de financeiros que reduziram em torno de 2,00%, contribuindo especialmente a CVA energia e a
Sobrecontratação que antes foram calculados pela concessionária com base em meses estimados.
45. Os Gráficos 4 e 5 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora, com e sem tributos4:
Custo de
Transmissão
4,7%
PROINFA 2,1%
Custo de
Energia
46,0%
Encargos CDE 18,0%
Setorias
25,9%
Custo de
Distribuição ESS/EER 4,9%
23,4%
Outros 0,9%
Gráfico 4 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
4 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo
Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas
as alíquotas médias de ICMS e PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da
ANEEL.

Custo de
Transmissão
3,5%
Encargos
Setoriais
19,6%
ICMS 18,9%
Custo de Tributos
24,5%
Energia
34,7%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 5,6%
17,7%
Gráfico 5 – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
46. O Gráfico 6 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, acima da variação
do IGP-M e do IPCA no mesmo período:
CAIUA
550,00
500,00 Tarifa B1 Residencial
450,00 Variação IGPM
447,36436,65
400,00
Variação IPCA
441,10
350,00
326,98 338,04
300,00
296,00
297,64
281,95
250,00

268,89 266,15 267,86
227,03
200,00
150,00

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

DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
47. 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 PRODIST5.
48. A Caiuá-D apresentou, em sua contribuição, contraproposta de limites FEC para oito conjuntos de
unidades consumidoras. A Distribuidora alegou a necessidade de grandes investimentos para atender os limites
propostos, bem como problemas como a participação das interrupções do suprimento nos indicadores, a elevação
dos eventos climáticos severos, a obsolescência de grande parte de seus ativos e o baixo nível de automação do
seu sistema elétrico.
49. Quanto ao pleito, a SRD avaliou que a própria Empresa reconhece que suas redes estão em
situação de obsolescência e possuem baixo nível de automação. Dessa forma, é de se esperar que os
investimentos para que as redes estejam em condições semelhantes às das distribuidoras com melhores práticas
(uma vez que a metodologia de definição de limites é comparativa) sejam maiores em um primeiro momento.
50. A área técnica também destacou que a Caiuá-D já conseguiu no passado apurar valores de DEC
e FEC inferiores aos que estão sendo propostos para o período 2017-2021, como mostra o Gráfico 7. Segundo a
SRD, não há razão para que, com o avanço tecnológico e das práticas de gestão, a Distribuidora não consiga obter
em 2021 indicadores semelhantes aos já obtidos em 2008. Dessa forma, concluiu por não acatar o pleito da
Distribuidora, com o que concordo.
51. Passa-se à proposta final de limites de DEC e FEC. No Gráfico 7 são apresentados o histórico de
apuração e os limites globais propostos de DEC e FEC para a Caiuá-D. Em relação aos limites globais propostos
para o período 2017 a 2021, a redução média anual é de 3,11% no DEC e 6,27% no FEC.
5 "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."

Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - CAIUÁ-D
18,00
16,03
16,00
14,81
14,00
13,11
12,00 11,39
10,46
10,02 10,02 10,24
9,68
10,00 9,61 9,54
9,12 8,95
8,89
8,57 8,53
8,12
7,74
8,00
8,23 7,05 6,90
7,79 6,59
7,65
7,39
7,07
6,00
11,76 6,48
5,87

9,01 8,87 9,02 9,09
4,00 8,30
7,30 7,47 7,70
6,96 6,98 7,16 7,20
5,93 6,48
5,66
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 Caiuá-D
Fonte: Nota Técnica no 55/2016-SRD/ANEEL.
52. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 8 e 9 apresentam uma
comparação entre os limites da Caiuá-D 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 CAIUÁ-D
CNEE
12,00 CPFL Jaguari
CPFL Leste Paulista
(horas) CPFL Mococa
10,00
CPFL Santa Cruz
Limite
CPFL Sul Paulista
8,00
DEC DMED
EDEVP
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 55/2016-SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 1
milhão
25,00
20,00
CAIUÁ-D
CNEE
CPFL Jaguari
(interrupções) CPFL Leste Paulista
15,00
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
Limite
DMED
10,00
FEC EDEVP
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 55/2015-SRD/ANEEL.
53. Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a Caiuá-D se encontram entre os
menores da região.

54. 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 Caiuá-D entre 2013 e 2015:
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela Caiuá-D
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2013 200.608 341.521,77
2014 251.007 504.487,99
2015 384.388 1.450.587,78
Fonte: site da ANEEL.
III. DIREITO
55. A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas:
a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei no 10.848,
de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, em
especial ao inciso V;
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997;
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995;
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009;
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET;
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional
– PRODIST;
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no 13/1999.
IV. DISPOSITIVO
56. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.004451/201504 e 48500.000124/2016-56, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a
fim de:
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CAIUA, a vigorar a partir de 10
de maio de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -0,94%,
sendo 2,84% para os consumidores em alta tensão e -2,32% 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 CAIUA;
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 CAIUA, de modo a custear
os descontos retirados da estrutura tarifária;
f) fixar o componente Pd do Fator X de 1,14%;
g) fixar o componente T do Fator X de 0,00%;
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem
observados pela CAIUA; e
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os processos tarifários de 2016 a
2020:

2016 2017 2018 2019 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia

6,99% 6,99% 6,99% 6,99% 6,99%
Injetada) (%)
Perdas Não Técnicas (sobre

1,19% 1,19% 1,19% 1,19% 1,19%
Mercado BT) (%)
Brasília, 3 de maio de 2016.
JOSÉ JURHOSA JUNIOR
Diretor