VOTO 
PROCESSOS: 48500.002820/2015-16 e 48500.004699/2015-67 
INTERESSADOS: Companhia Luz e Força Santa Cruz - CPFL Santa Cruz  
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 Companhia Luz e Força Santa Cruz - CPFL Santa 
Cruz, 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 69/2015. 
I - RELATÓRIO 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 21/1999, que regula a exploração dos serviços públicos 
de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Companhia Luz e Força Santa Cruz - CPFL Santa Cruz, 
estabelece a data de 22 de março 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 nº 660/2015. 
3. 
Em 10/11/2015, na 42ª Reunião Pública Ordinária, esta Diretoria decidiu instaurar a Audiência 
Pública n° 69/2015 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária e os limites de DEC e 
FEC para o período de 2017 a 2020. O período de contribuições se estendeu de 12 de novembro a 17 de dezembro, 
com sessão presencial em 27 de novembro de 2015 na cidade de Avaré - SP.  
4. 
No dia 19/02/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições 
trazidas na AP n° 69, foi encaminhada à CPFL Santa Cruz e ao Conselho de Consumidores. Na sede desta 
Agência, em 25/02/2016 foi realizada reunião com os representantes da CPFL Santa Cruz e no dia 01/03/2016 com 
o Conselho dos Consumidores, para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária 
e o Conselho de Consumidores apresentaram as suas contribuições finais. 
5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota Técnica nº 
77, de 08 de outubro de 2015, 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 Santa 
Cruz, para o período de 2017 a 2020.  
6. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela SRD, 
por meio do Memorando n° 0094/2016-SRD/ANEEL, de 14/03/2016.

7. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 106/2016-SFF/ANEEL, de 09/03/2016. 
8. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 272, de 16 de outubro 
de 2015, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CPFL Santa Cruz.  
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 Santa Cruz1. 
10. 
A Procuradoria Federal na ANEEL – PFANEEL conheceu das minutas de Resolução e as 
referendou. 
11. 
É o relatório.  
II. - FUNDAMENTAÇÃO 
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
12. 
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 CPFL Santa Cruz conduz a 
um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 7,15%, sendo de -4,13% em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 13,35% em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
13. 
O impacto a ser percebido por cada consumidor depende do subgrupo e modalidade tarifária a qual 
pertence. 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.  
14. 
As principais alterações são: (i) a criação de mercado em A2, não existente no processo anterior, o 
que resultou em tarifas calculadas no processo atual inferiores às tarifas provisórias anteriormente estabelecidas; e 
(ii) a diminuição do custo médio nos subgrupos A3 e MT devido a aumento de demanda e diminuição do custo 
unitário dos ativos. Essa diminuição nos custos dos subgrupos A2, A3 e MT implicaram em uma alocação maior dos 
custos de Parcela B para os consumidores BT, o que explica o aumento tarifário percebido para esses 
consumidores.   
15. 
O efeito médio de 7,15% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos de Parcela A e B; (ii) 
da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário; (iii) da retirada dos componentes 
financeiros fixados na RTE 2015; e (iv) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo 
tarifário, que vigoraram até a data da presente revisão.   
                                                          
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

16. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -0,24%, 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.   
17. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da 
CPFL Santa Cruz, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o aumento tarifário em 
10,92%, sendo -12,36% decorrente da retirada dos componentes financeiros fixados na RTE 2015 e 23,28% 
referente aos demais componentes financeiros.  
18. 
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa 
uma redução de -3,54% na atual revisão.  
19. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 7,15%, representa a 
conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [7,15% = + (-0,24%) + (23,28%) + (-12,36%) + (-3,54%)]. 
20. 
O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.  
 
Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
Decisão judicial em favor dos associados da ABRACE 
21. 
Os efeitos tarifários calculados nesta revisão refletem a decisão liminar favorável aos consumidores 
da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE, 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. 
22. 
Por meio do Despacho nº 3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 24 
de setembro de 2015, a Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar, sendo publicadas tarifas 
diferenciadas para os consumidores da ABRACE. 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.

23. 
Como as tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e 1.986/2015 tiveram vigência a partir de 
03/07/2015, a distribuidora fará jus a um componente financeiro correspondente à diferença entre a tarifa de 
equilíbrio apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada pelas REH nº 1.967/2015 1.986/2015.  
24. 
No caso da CPFL Santa Cruz o valor apurado em relação ao período de 03/07/2015 a 21/03/2016 
foi de R$ 149.681,70. Este componente financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da 
distribuidora e não deverá incidir sobre os associados da ABRACE. No mesmo sentido, foi verificada a necessidade 
de não considerar os consumidores da ABRACE na recuperação de parcela da CVA-CDE. 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
25. 
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.  
26. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os valores 
atuais e os estabelecidos nesta 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 CPFL Santa Cruz 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
27. 
A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em legislação 
específica, as atividades de transmissão e as de geração de energia elétrica, inclusive a geração própria. Nessa 
Parcela, sobressai a diminuição do custo com aquisição de energia, que impactou negativamente o 
reposicionamento tarifário em -2,02%.

28. 
Tal resultado decorre, principalmente, da queda da tarifa de repasse de potência contratada de 
Itaipu de US$ 38,07/kW.mês para US$ 25,78/kW.mês, o término do contrato bilateral e do CCEAR de Ajuste. Este 
efeito foi amenizado, principalmente, pelo aumento do custo das usinas hidrelétricas em regime de alocação de 
cotas de garantia física de energia e potência, objeto do Leilão nº 12/2015-ANEEL, 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 referente a cada 
usina.  
29. 
O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
-2,02%
0,02%
0,10%
0,93%
-0,34%
-2,63%
1,24%
-3,90%
0,17%
2,64%
-0,83%
0,58%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Ajuste - CCEAR
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
 Itaipu
 Proinfra
 
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
30. 
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 
Tipo de contrato
RTE 2015
Processo atual
Variação
RTE 2015
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
45.111,67
48.979,58
8,57%
317,18
327,18
3,15%
Existente - CCEAR-QTD
194.074,99
183.378,18
-5,51%
203,39
242,73
19,34%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
187.338,94
223.718,71
19,42%
232,67
237,61
2,12%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
128.363,33
117.939,36
-8,12%
149,51
167,34
11,93%
Ajuste - CCEAR
29.620,14
0,00
-100,00%
388,18
0,00
-100,00%
Madeira e Belo Monte
55.497,53
107.750,92
94,15%
106,82
117,53
10,02%
Bilateral
96.896,80
0,00
-100,00%
176,22
0,00
-100,00%
Cota Angra I e Angra II
39.528,35
38.553,64
-2,47%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
143.824,34
301.590,43
109,69%
33,34
60,51
81,50%
Itaipu
212.693,64
228.956,75
7,65%
231,20
221,74
-4,09%
Proinfa
23.410,05
23.653,77
1,04%
253,53
342,79
35,21%
Sobra (-) / Exposição (+)
65.539,49
-132.560,49
-302,3%
186,63
178,33
-4,4%
TOTAL
1.221.899,28
1.141.960,85
-6,5%
187,91
181,74
-3,3%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
1,24%
0,93%
0,58%
0,02% 0,10% 0,17%
2,64%
-0,34%
-0,83%
-2,02%
-2,63%
-3,90%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  RTE 2015 Processo atual Variação  RTE 2015 Processo atual Variação  
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Ajuste - CCEAR
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Proinfa  45.111,67 48.979,58 8,57%
194.074,99 183.378,18 -5,51%
187.338,94 223.718,71 19,42%
128.363,33 117.939,36 -8,12%
29.620,14 0,00 -100,00%
55.497,53 107.750,92 94,15%
96.896,80 0,00 -100,00%
39.528,35 38.553,64 -2,47%
143.824,34 301.590,43 109,69%
212.693,64 228.956,75 7,65%
23.410,05 23.653,77 1,04%  317,18 327,18 3,15%
203,39 242,73 19,34%
232,67 237,61 2,12%
149,51 167,34 11,93%
388,18 0,00 -100,00%
106,82 117,53 10,02%
176,22 0,00 -100,00%
162,09 206,29 27,27%
33,34 60,51 81,50%
231,20 221,74 -4,09%
253,53 342,79 35,21%  
Sobra (-) / Exposição (+)  65.539,49 -132.560,49 -302,3% 186,63 178,33 -4,4%    
TOTAL  1.221.899,28 1.141.960,85 -6,5% 187,91 181,74 -3,3%    

31. 
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.  
32. 
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.  
33. 
No caso da CPFL Santa Cruz, adotou-se como ponto de partida da trajetória de perdas a meta do 
3° ciclo estabelecida para a concessionária, de 1,06% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta 
para o final do ciclo, considerou-se o primeiro degrau da trajetória e os limites máximos de redução previstos na 
metodologia, cujo resultado foi um percentual de 0,98% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, 
tendo em vista que foram verificadas empresas comparáveis praticando perdas menores.  
34. 
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. 
35. 
Um aspecto relevante no cálculo das perdas da CPFL Santa Cruz é a consideração feita em relação 
às perdas nas redes A3a. Destaco que o método de cálculo adotado atualmente pela ANEEL (fluxo de potência) 
apresenta plena condição para obter as perdas nas redes A3a da CPFL Santa Cruz, procedimento que não era 
possível nos processos de tarifários passados devido às particularidades dos modelos de cálculo adotados pela 
ANEEL. Nesses casos as perdas eram calculadas pelas distribuidoras e avaliadas pela ANEEL, que realizava 
análises de consistência, como, por exemplo, o acompanhamento histórico de evolução das perdas.  
36. 
Em que pese a metodologia ser aplicável para o cálculo das referidas redes, a CPFL Santa Cruz 
afirmou que os resultados obtidos nas simulações mediante aplicação do atual método de cálculo não foram 
consistentes e que, diante disso, informaria a perda nos moldes dos processos tarifários de anteriores. 
37. 
Ante a impossibilidade apresentada pela CPFL Santa Cruz que permitisse o cálculo das perdas, a 
Área Técnica avaliou os montantes informados pela Distribuidora e observou os seguintes aspectos que motivaram 
a realização de ajustes, detalhados na Nota Técnica n° 0025/2016-SRD/ANEEL, para as perdas das redes A3a: 
 A CPFL Santa Cruz apresentou sete versões de base de dados para o cálculo de perdas, alterando 
as perdas calculadas; 
 A perda de energia considerada pela ANEEL no 3CRTP para esses circuitos foi de 1% da energia 
circulante, ao passo que nesse processo de revisão a Empresa pleiteou 7,49% da energia 
circulante. Esse aumento de mais de 600% é contra intuitivo. Além disso, ao se utilizarem os 
montantes de perdas informados pela Empresa, chega-se a uma perda técnica maior do que a 
perda total declarada. Também não houve mudança no método de cálculo utilizado pela 
Distribuidora; 
38. 
Considerando as diversas retificações e inconsistências observadas nos dados de perdas 
informados pela CPFL Santa Cruz, e com o intuito de manter a coerência no cálculo de perdas das redes A3a, 
concordo com a Área Técnica em adotar para esses circuitos os mesmos percentuais de perdas sobre a energia 
circulante no segmento utilizado no 3CRTP. Assim, o valor de perdas técnicas informado pela Superintendência de 
Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 0094/2016 – SRD/ANEEL, no percentual de 7,76% 
sobre a energia injetada.

39. 
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 
40,1%, 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.  
40. 
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.   
41. 
No caso da CPFL Santa Cruz, 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 redução desses custos ao longo do ciclo, para que ao final os custos operacionais 
regulatórios alcancem o limite superior do intervalo.  
42. 
Como a aplicação da metodologia resultou em uma diminuição anual dos custos operacionais da 
CPFL Santa Cruz de -4,14% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite 
anual de 5%, estabelecido no regulamento. Quanto à comparação que é realizada com os custos reais da 
concessionária, a aplicação da metodologia não resultou em uma relação superior a 120% e, desse modo, não foi 
necessário recalcular a meta de custos operacionais para compartilhar com o consumidor o valor que excedente a 
relação de 120%. O resultado final da análise foi um custo operacional inferior ao atualmente existente na tarifa, que 
contribui para o resultado final das tarifas em -0,78%.  
43. 
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.  
44. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 63,10% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 2,29%. A situação adveio do aumento da base 
líquida de 102%, desde o terceiro ciclo de revisão, devido ao elevado volume de investimentos realizado desde a 
terceira revisão, segundo o laudo de avaliação da base de remuneração. O aumento do WACC regulatório, que 
passou de 7,5% para 8,09%, e da remuneração sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações 
Especiais também contribuiu para o aumento observado da remuneração do capital.   
45. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve redução de -14,29% em relação aos 
valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em -0,46%. A situação proveio do aumento da Parcela 
B superior aos efeitos do aumento da Base Bruta combinado com a redução da taxa de depreciação (de 3,85% para 
3,69%). 
46. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CPFL Santa 
Cruz:

Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
   Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
47. 
O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de 8,88%.  Esse efeito já 
leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à Conta – ACR.  
48. 
A principal modalidade contratual que impactou o saldo da CVA energia foi a de ITAIPU, com 
impacto de 5,74%, devido à alta do dólar ocorrida no período no período de análise da CVA. Destaca-se ainda o 
efeito dos CCEAR por disponibilidade com efeito de 6,03%. No entanto é preciso levar em consideração que grande 
parte dessas diferenças de cobertura foram atenuadas pela receita de bandeiras tarifárias alocadas para a cobertura 
dos custos de CCEAR-D e do risco hidrológico de ITAIPU e CCGF. A receita repassada da Conta Bandeiras e da 
Conta-ACR contribuiu para que o efeito da CVA energia não sofresse um aumento adicional de 7,31%. 
49. 
Os gráficos abaixo demonstram tais efeitos por modalidade contratual.

Gráfico 3 – CVA energia por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
50. 
Ressalta-se ainda o impacto financeiro da postergação da vigência das tarifas, com efeito de -
0,09%, (Componente TE e TUSD) no atual processo tarifário. Esse impacto 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 estão sendo revertidos os valores financeiros 
considerados no processo tarifário anterior que foram cobrados nas tarifas por um período superior a 12 meses.  
51. 
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. 
52. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CPFL 
Santa Cruz, em relação às competências entre março/2016 a fevereiro/2017, é de R$ 2.399.635,89. Esse valor já 
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 
53. 
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. 
54. 
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 1,18%. 
                                                          
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.

55. 
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 CPFL Santa Cruz é de 2,57%.  
56. 
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.  
57. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CPFL Santa Cruz até a próxima 
revisão tarifária será de 3,75%, 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 
58. 
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 
 
           Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
59. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência pública 
foram:  
(i) 
os encargos setoriais, que contribuíram para um redução de -1,39% no efeito médio divulgado na 
audiência pública. A redução desse custo se deve principalmente a nova quota de CDE USO que foi 
definida somente após a abertura da audiência pública;  
(ii) 
a remuneração do capital e a quota de reintegração regulatória, que contribuíram para um aumento 
de 0,55%. Quanto aos valores da base provisória, submetida em audiência pública, o valor da base de 
remuneração líquida aumentou 13,59% e a base de remuneração bruta aumentou em 6,84%; e 
(iii) 
a CVA energia e repasse Sobrecontratação/Exposição, que contribuíram respectivamente,  para uma 
redução de 1,50% e 1,14% em relação aos  valores divulgados na audiência pública.

60. 
Cabe ressaltar, que as tarifas da Ceripa estavam declaradas erroneamente na base de cálculo na 
ocasião da Audiência Pública, o que acarretou uma diferença de 2,78% no efeito, pois essa Permissionária 
representa uma parcela significativa do mercado da CPFL Santa Cruz. 
61. 
Os Gráficos 4 e 5 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora, com e sem tributos3: 
Custo de       
Distribuição
26,7%
Custo de            
Energia
45,8%
Custo de     
Transmissão
4,1%
PROINFA 1,9%
CDE 16,2%
ESS/EER 4,2%
Outros 1,1%
Encargos     
Setorias
23,4%
 
 
Gráfico 4 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
Custo de       
Distribuição
20,1%
Custo de            
Energia
34,4%
Custo de     
Transmissão
3,1%
Encargos          
Setoriais
17,6%
ICMS 18,8%
PIS/COFINS 6,0%
Tributos
24,8%
 
Gráfico 5 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
62. 
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: 
                                                          
3 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.

fev/07
fev/08
fev/09
fev/10
fev/11
fev/12
fev/13
fev/14
fev/15
abr/15
mar/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Revisão                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
700,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
 
Gráfico 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
63. 
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 PRODIST4.  
64. 
A CPFL Santa Cruz, em sua contribuição, solicitou a manutenção nos limites do conjunto de 
Taquaras hoje em vigor. A empresa relata que o conjunto Taquaras possui, em sua composição em relação à rede 
de distribuição, extensão de 5,92 km (3%) na área urbana e 219,64 km (97%) com 5 clientes/km² na área rural. A 
área geográfica do município, Tejupá, é de 296,34 km² e representa um total de aproximadamente 3% da área de 
concessão da distribuidora. A empresa relata que este conjunto possui também características rurais em que grande 
parte da área territorial tem relevo extremamente acidentado, dificultando o acesso e até mesmo a construção de 
redes de distribuição para interligação. Esta realidade contribui com a constituição de sistemas de distribuição 
radiais, que impossibilita transferência de carga em função das distâncias com outras fontes de suprimento.  
                                                          
4 “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.”
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
    
  Variação IGPM  
  Variação IPCA  
    
    
    
    
    
    
    

65. 
Com relação a esse conjunto, foram avaliados os tempos médios de deslocamento para 
atendimento às ocorrências dos conjuntos, visando avaliar a questão do acesso (a vegetação é um atributo utilizado 
na análise comparativa, ou seja, já foi considerada pela metodologia). Comparou-se então os tempos médios de 
deslocamento do conjunto à média dos conjuntos comparados a eles pela metodologia, conforme Tabela I. 
Tabela 6 – Comparação entre tempos médios de atendimento dos conjuntos. 
CONJUNTO 
TMD do conjunto 
(min) 
TMD médio do 
cluster (min) 
Variação % do 
TMD 
Taquaras 
46 
32 
45% 
66. 
Da Tabela 6, observa-se que de fato o acesso no conjunto de Taquaras em tela é 
consideravelmente mais complexo que nos conjuntos comparáveis. Esse conjunto também apresenta uma baixa 
densidade de unidades consumidoras, o que denota a característica rural do mesmo. Avaliando-se essa grandeza, 
verifica-se que a densidade de consumidores do conjunto é de 5 unidades consumidoras/km², umas das menores 
densidades de seu cluster, tendo esse cluster uma média é de 3202 unidades consumidoras/km². 
67. 
Com base nas análises, decide-se pela adequação da proposta de limites do conjunto Taquaras nos 
anos iniciais, mantendo-se o limite do último ano conforme a proposta original. A Tabela XXXX apresenta a nova 
proposta de limites, destacando-se a elevação de limites com relação à proposta disponibilizada em audiência. 
Tabela 7 – Limites propostos pela CPFL Santa Cruz 
Código 
Conjunto de Unidades 
Consumidoras 
DEC (horas) 
FEC (interrupções) 
 Nº de 
UC's  
2016 2017 2018 2019 2016 2017 2018 2019 
12781 
TAQUARAS 
15 
14 
13 
11 
12 
11 
10 
9 
1514 
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
Legenda (elevação de limites): 
  
  
1 ponto 
Sem alterações 
  
  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
  
Fonte: Nota Técnica nº 22/2016-SRD/ANEEL. 
68. 
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 Santa Cruz após análise. Em relação aos 
limites globais propostos para o período 2017 a 2020, a redução média anual é de 4,32% no DEC e 6,51% no FEC.
TMD do conjunto
(min)  TMD médio do
cluster (min)
46  32
Código  Conjunto de Unidades
Consumidoras  DEC (horas)                    FEC (interrupções)        Nº de
UC's
    2016      2017      2018      2019  2016  2017  2018  2019  
12781  TAQUARAS    15      14      13    11  12  11  10  9  1514
Legenda (elevação de limites):
1 ponto Sem alterações                                
  1 ponto    Sem alterações

Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CPFL Santa Cruz 
Fonte: Nota Técnica nº 22/2016-SRD/ANEEL. 
 
Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CPFL Santa Cruz 
Fonte: Nota Técnica nº 22/2016-SRD/ANEEL. 
69. 
Nos Gráficos 9 e 10 são apresentados os histogramas dos limites de 2016 (vigentes) e 2020 
(propostos) dos conjuntos da CPFL Santa Cruz. 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 Santa Cruz para 2016 e 2020 
            Fonte: Nota Técnica nº 22/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
          Gráfico 10 – Histograma do limite do FEC dos conjuntos da CPFL Santa Cruz para 2016 e 2020 
          Fonte: Nota Técnica nº 22/2016-SRD/ANEEL.

70. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 11 e 12 apresentam 
uma comparação entre os limites da CPFL Santa Cruz 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 22/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
            Gráfico 12 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
            Fonte: Nota Técnica nº 22/2016-SRD/ANEEL. 
71. 
Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a CPFL Santa Cruz estão aderentes à 
realidade da região.

72. 
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 XX apresenta 
os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela CPFL Santa Cruz entre 2013 e 2015: 
Tabela 8 – Compensações efetuadas pela CPFL Santa Cruz 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
 109.209  
 217.874,49  
2014 
 88.629  
 288.632,62  
2015 
 169.226  
 785.976,96  
Fonte: site da ANEEL. 
III. - DIREITO 
73. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: 
a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei no 10.848, de 
15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, em 
especial ao inciso V;  
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995; 
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009; 
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – 
PRODIST; 
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no 021/1999. 
IV. - DISPOSITIVO 
74. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.002820/2015-16 e 
48500.004699/2015-67, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a fim de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CPFL Santa Cruz, a vigorar a 
partir de 22 de março de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  
consumidores de 7,15%, sendo -4,13% para os consumidores em alta tensão e  13,35% para os 
consumidores em baixa tensão;  
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da CPFL Santa Cruz ; 
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como 
Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo;
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2013  109.209  217.874,49  
    88.629  288.632,62  
    169.226  785.976,96  

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 Santa Cruz, de modo a 
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
f) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,18%; 
g) fixar o componente T do Fator X de 2,57%; 
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2020 a serem 
observados pela CPFL Santa Cruz; e 
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020: 
 
Reajuste 
2017 
Reajuste 
2018 
Reajuste 
2019 
Reajuste 
2020 
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 
7,76% 
7,76% 
7,76% 
7,76% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 
0,98% 
0,98% 
0,98% 
0,98% 
 
 
 
Brasília, 22 de março de 2016.  
 
 
 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor
  Reajuste
2017  Reajuste
2018  Reajuste
2019  Reajuste
2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  7,76%  7,76%  7,76%  7,76%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  0,98%  0,98%  0,98%  0,98%
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020