VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.004450/2015-51 e 48500.000126/2016-45 
 
INTERESSADOS: CNEE - Companhia Nacional de Energia Elétrica  
 
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 CNEE - Companhia Nacional de Energia Elétrica, 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 07/2016. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
A quarta revisão tarifária periódica da CNEE - Companhia Nacional de Energia Elétrica tem vigência 
a partir do dia 10 de maio de 2016. 
 
2. 
As metodologias aplicáveis à revisão e estrutura tarifária são definidas nos Módulos 2 e 7 do 
PRORET.  
 
3. 
Por meio da Audiência Pública n° 7/2016 foi discutido com a sociedade a proposta de revisão tarifária.  
 
2. 
No dia 19/04/2016, houve reunião com a empresa acerca dos números finais da revisão tarifária da 
CNEE. O Conselho de Consumidores teve a mesma oportunidade de se reunir com a ANEEL, porém declinou do 
convite. 
 
3. 
A análise das contribuições relativas aos indicadores DEC e FEC, bem como a proposta final da 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD para os limites dos indicadores de 2017 a 2021 
constam da Nota Técnica nº 54, de 26 de abril de 2016.  
 
4. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 120, de 28 de abril de 
2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CNEE.  
 
5. 
Em 03 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 Elétrico1. 
 
6. 
A Procuradoria Federal na ANEEL – PFANEEL conheceu das minutas de Resolução e as referendou. 
 
7. 
É o relatório.  
 
                                                          
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
II.1 REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
 
II.1.1 Efeito Médio 
8. 
A revisão tarifária periódica conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores da CNEE 
de -0,37%, sendo de 1,90% em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -1,15% em média, 
para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
                                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
9. 
A diferença entre os efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorre da nova estrutura 
tarifária que é redefinida no momento da revisão tarifária. 
10. 
O impacto tarifário é menor do que o submetido à audiência pública, de 1,06%. Os itens mais 
representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência pública foram: (i) o custo de aquisição 
de energia, que contribui para uma variação de -0,64%. A redução desse custo se deve principalmente à variação da 
cotação do dólar para a valoração da energia proveniente de ITAIPU. Na versão submetida à audiência pública a 
cotação adotada foi de 4,03 R$/US$ e no resultado final de 3,59 R$/MWh e; (ii) a remuneração do capital e a quota 
de reintegração regulatória, que, após a fiscalização da SFF/ANEEL, contribuíram para uma variação de -0,97% 
II.1.2 Principais impactos 
11. 
O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.   
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
1,90%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-1,15%
Efeito Médio AT+BT
-0,37%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
                Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
12. 
A Tabela 2 detalha cada um dos itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os 
valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado, e a 
participação de cada valor na composição da receita da concessionária. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 2 – Revisão tarifária da CNEE 
-0,24%
-0,12%
-2,04%
0,96%
6,23%
-5,17%
-0,37%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Variação  
 Participação na 
Revisão  
 Participação 
na Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 
-3,16% 
-2,40% 
74,75% 
Encargos Setoriais 
-0,99% 
-0,24% 
24,74% 
 Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE  
105,56% 
0,10% 
0,20% 
 Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)  
-30,28% 
-4,06% 
9,49% 
 Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)  
14,55% 
0,39% 
3,13% 
 Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)  
9,52% 
0,53% 
6,13% 
 Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER  
132,41% 
2,77% 
4,94% 
 P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.  
3,29% 
0,03% 
0,85% 
Custos de Transmissão 
-2,58% 
-0,12% 
4,54% 
 Rede Básica  
-29,06% 
-0,68% 
1,70% 
 Rede Básica Fronteira  
27,63% 
0,40% 
1,89% 
 Rede Básica ONS (A2)  
13,34% 
0,01% 
0,08% 
 MUST Itaipu  
17,59% 
0,08% 
0,58% 
 Transporte de Itaipu  
31,36% 
0,06% 
0,27% 
 Conexão  
26,65% 
0,00% 
0,02% 
Custos de Aquisição de Energia 
-4,35% 
-2,04% 
45,47% 
PARCELA B 
4,03% 
0,96% 
25,25% 
 Custos Operacionais  
-3,29% 
-0,56% 
16,70% 
 Anuidades  
39,66% 
0,61% 
2,18% 
 Remuneração  
44,73% 
1,44% 
4,73% 
 Depreciação  
-11,40% 
-0,27% 
2,14% 
 Receitas Irrecuperáveis  
-54,43% 
-0,07% 
0,06% 
 Outras Receitas  
49,39% 
-0,18% 
-0,56% 
RT  
  
-1,44% 
  
  
  
  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual  
  
6,23% 
  
 CVA em Processamento - Encargos Setoriais (líquido de financeiro RTE)  
  
-0,16% 
  
 CVA em Processamento - Energia comprada  (líquido de financeiro RTE)  
  
7,90% 
  
 CVA em Processamento - Transmissão  (líquido de financeiro RTE)  
  
0,68% 
  
 Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes  
  
-1,93% 
  
 Neutralidade dos Encargos  
  
0,73% 
  
 Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007  
  
-1,79% 
  
 Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano civil 2014  
  
0,01% 
  
 Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)  
  
0,08% 
  
 Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE  
  
0,93% 
  
 Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009  
  
0,00% 
  
 Conselho de Consumidores  
  
-0,06% 
  
 Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento  
  
-0,15% 
  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo 
Anterior 
  
-5,17% 
  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores  
  
-0,37% 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
Encargos Setoriais
      Variação      Participação na
Revisão      Participação
na Receita    
  PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]      -3,16%      -2,40%      74,75%  
  Encargos Setoriais      -0,99%      -0,24%      24,74%  
  Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE      105,56%      0,10%      0,20%  
  Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)      -30,28%      -4,06%      9,49%  
  Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)      14,55%      0,39%      3,13%  
  Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)      9,52%      0,53%      6,13%  
  Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER      132,41%      2,77%      4,94%  
  P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.      3,29%      0,03%      0,85%  
  Custos de Transmissão      -2,58%      -0,12%      4,54%  
        -29,06%      -0,68%      1,70%  
        27,63%      0,40%      1,89%  
        13,34%      0,01%      0,08%  
        17,59%      0,08%      0,58%  
        31,36%      0,06%      0,27%  
        26,65%      0,00%      0,02%  
  Custos de Aquisição de Energia      -4,35%      -2,04%      45,47%  
  PARCELA B      4,03%      0,96%      25,25%  
  Custos Operacionais      -3,29%      -0,56%      16,70%  
  Anuidades      39,66%      0,61%      2,18%  
  Remuneração      44,73%      1,44%      4,73%  
  Depreciação      -11,40%      -0,27%      2,14%  
  Receitas Irrecuperáveis      -54,43%      -0,07%      0,06%  
  Outras Receitas      49,39%      -0,18%      -0,56%  
  RT            -1,44%        
                      
  Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual            6,23%        
  CVA em Processamento - Encargos Setoriais (líquido de financeiro RTE)            -0,16%        
  CVA em Processamento - Energia comprada (líquido de financeiro RTE)            7,90%        
  CVA em Processamento - Transmissão (líquido de financeiro RTE)            0,68%        
  Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes            -1,93%        
  Neutralidade dos Encargos            0,73%        
  Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007            -1,79%        
  Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano civil 2014            0,01%        
  Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)            0,08%        
  Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE            0,93%        
  Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009            0,00%        
  Conselho de Consumidores            -0,06%        
  Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento            -0,15%        
  Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo          -5,17%          
  Anterior                    
  Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores            -0,37%        
Participação na
Revisão
Participação
na Receita

13. 
Os encargos setoriais tiveram impacto de -0,24%. Contribuiu para a redução dos encargos a CDE-
Uso, decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016. No sentido oposto, houve 
elevação dos custos com energia de reserva, em razão do início de suprimento do 15º Leilão de Energia de Reserva. 
 
 
Compra de Energia 
 
14. 
Os custos com compra de energia contribuíram para reduzir as tarifas em -2,04%. A principal razão 
para a redução dos custos com compra de energia foi a queda da tarifa de Itaipu. Destaca-se também que a 
distribuidora recebeu cotas de energia renovada nos termos da Lei n. 12.783/2015 que, embora estejam com seus 
preços majorados em razão do leilão de bonificação de outorga, têm preços inferiores ao preço médio da distribuidora. 
Por fim, há entrada de mais energia relativa aos leilões de Santo Antonio, Jirau e Belo Monte que também têm preço 
menor do que o custo médio de aquisição da distribuidora. 
 
15. 
A revisão tarifária também deve definir os referenciais regulatórios de Perdas na Distribuição, 
técnicas e não técnicas, a serem adotados até a próxima revisão tarifária. A abordagem adotada para a definição das 
perdas não técnicas é o da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O 
ponto de partida da trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo 
anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.  
  
16. 
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.  
 
17. 
No caso da CNEE, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, o valor de 0,69% 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 mesmo percentual, tendo em vista que a CNEE situa-
se no grupo de empresas com perdas não técnicas em que não se exige mais redução. 
 
18. 
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° 158/2016 – SRD/ANEEL, de 7,784% sobre a energia injetada. 
 
Parcela B – Custos de Distribuição 
 
19. 
A redefinição do valor da Parcela B é o objeto central dos processos de revisão tarifária. O valor 
definido na revisão será somente reajustado nos anos seguintes, de modo a incentivar as distribuidoras a serem mais 
eficientes do que o referencial regulatório. Essa Parcela compreende os custos operacionais eficientes e o custo anual 
dos ativos.  
 
20. 
Os custos operacionais contribuíram para reduzir as tarifas em 0,56%. Sua definição é feita a partir 
de uma análise de eficiência comparativa que gera um intervalo de custos operacionais passíveis de reconhecimento 
tarifário. No caso da CNEE, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas é maior do que o intervalo superior 
definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como resultado, foi estabelecida uma trajetória de 
diminuição desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final, os custos operacionais regulatórios alcance o limite 
superior do intervalo.

21. 
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. 
 
22. 
A remuneração do capital representa aumento de 44,73% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, impactando as tarifas em 1,44%. 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.   
 
23. 
A quota de reintegração regulatória apresenta redução de -11,40% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que gera um impacto de -0,27% nas tarifas. A situação proveio do aumento da Parcela B 
superior aos efeitos do aumento da Base Bruta, uma vez que a taxa de depreciação se manteve praticamente 
constante (3,85%).  
 
Componentes Financeiros 
 
24. 
O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia comprada, com impacto de 7,90%.  Esse 
efeito já leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à Conta 
– ACR, além do desconto líquido do financeiro da RTE. 
 
25. 
Os principais motivos de impacto da CVA energia foram: (i) repasse da compra de energia de ITAIPU 
devido à alta do dólar ocorrida no período, aliada a nova tarifa de repasse de ITAIPU, estabelecida pela Resolução 
Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015; (ii) CCEAR de Ajuste e: (iii) Demais Custos 
associados a compra de energia apurados pela CCEE por meio de Mecanismo Auxiliar de Cálculo (MAC). Por sua 
vez, a receita repassada da Conta Bandeiras contribuiu para a redução do saldo da CVA energia.  
26. 
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, utilizou-se o mercado considerado no atual processo tarifário e a diferença entre as 
tarifas vigentes com e sem descontos. 
 
27. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CNEE, 
em relação às competências entre maio/2016 a abril/2017, é de R$ 1.078.245,87. Esse valor já inclui o ajuste da 
diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio/2015 e abril2016. 
 
28. 
Convém destacar que a CNEE 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. Neste 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 
                                                          
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.

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. 
 
 
FATOR X 
 
29. 
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 para 
serem utilizados nos reajustes tarifários subsequentes. 
 
30. 
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 1,39%. 
 
31. 
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 CNEE é de 1,14%.  
 
32. 
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.  
 
33. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CNEE até a próxima revisão 
tarifária será de 2,53%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de reajuste. 
 
34. 
O Gráfico a seguir ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, abaixo da 
variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período: 
 
 
 
mai/07
mai/08
mai/09
mai/10
mai/11
mai/12
mai/13
mai/14
mar/15
mai/15
mai/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Revisão                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
  Variação IPCA  
    
    
    
    
    

Gráfico 2 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
35. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi obtido 
pela aplicação da nova metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 2014, após 
realizada a Audiência Pública 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST3.  
 
36. 
A CNEE apresentou, em sua contribuição, contraproposta de limites FEC para dois conjuntos de 
unidades consumidoras (CATANDUVA e CATANDUVA II). A Distribuidora alegou a necessidade de grandes 
investimentos para atender os limites propostos, bem como problemas de falta de automação nas redes de 69 kV, 
34,5 kV e nas subestações e forte dependência das DITs no suprimento. 
 
37. 
Quanto ao pleito, a SRD avaliou que a própria Empresa reconhece que suas redes necessitam de 
investimentos 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. Por fim, a área técnica destacou que 
não se verifica no histórico (últimos 3 anos) dos indicadores apurados para os conjuntos CATANDUVA e CATANDUVA 
II nenhuma interrupção de origem externa, mostrando que o suprimento realizado pelas DIT’s da região não 
representa um problema. Dessa forma, concluiu por não acatar o pleito da Distribuidora, com o que concordo. 
 
38. 
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 CNEE. Em relação aos limites globais propostos para 
o período 2017 a 2021, a redução média anual é de 4,88% no DEC e 6,36% no FEC.  
 
                                                          
3 “5.10 Limites de continuidade do serviço. 
 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD conforme 
estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte 
procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho dos 
conjuntos; e 
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”

Gráfico 3 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da CNEE 
Fonte: Nota Técnica no 54/2016-SRD/ANEEL. 
 
39. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 8 e 9 apresentam uma 
comparação entre os limites da CNEE e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte localizadas na Região 
Sudeste: 
 
 
Gráfico 4 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
8,04
7,30
8,23
8,58
7,38
8,68
6,82
7,78
13,99
9,59
11,52
9,23
9,29
11,41
9,28
9,43
11,93
11,89
11,10
10,95
10,26
10,15
9,55
8,77
8,48
14,22
13,19
12,21
11,77
11,53
11,12
10,03
9,42
8,56
8,23
7,77
7,17
7,04
6,41
8,09
7,45
6,99
6,48
5,83
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - CNEE
DEC Apurado
FEC Apurado
DEC Limite
FEC Limite
DEC Limite Proposto
FEC Limite Proposto
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 1 
Milhão
CNEE
CAIUÁ-D
CPFL Jaguari
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
DMED
EDEVP
EEB
ELFSM
EMG
ENF
14,22                                
    13,19
12,21
11,77
11,53                            
11  ,93  11,12
11,89
11,10 10,95 10,03                            
          10                      
            10,26 10,          15  9,42
8,56
9,55 8,23
8,77 7,77        
                          55    77  
                                
  13,99                              8,48 8,09 7,17 7,04
7,45 6,41
6,99
                                
      9,59  8,23  11,52  8,58  9,23    9,29  1
8,68  1,41    9,28    9,43  6,48
5,83
8,04    7,30            7,38        6,82    7,78    
                                
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      

Fonte: Nota Técnica no 54/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 5 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica no 54/2015-SRD/ANEEL. 
 
40. 
Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a CNEE estão aderentes à realidade da 
região. 
 
41. 
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 CNEE entre 2013 e 2015: 
 
Tabela 3 – Compensações efetuadas pela CNEE 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
74.631  
182.073,91  
2014 
67.793  
138.162,95  
2015 
115.589  
420.131,93  
Fonte: site da ANEEL. 
 
 
III. DIREITO 
42. 
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; 
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 1 
Milhão
CNEE
CAIUÁ-D
CPFL Jaguari
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
DMED
EDEVP
EEB
ELFSM
EMG
ENF
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2013  74.631  182.073,91  
    67.793  138.162,95  
    115.589  420.131,93  

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 16/1999. 
 
IV. DISPOSITIVO 
43. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.004450/2015-51 e 
48500.000126/2016-45, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a fim de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CNEE, a vigorar a partir de 10 de 
maio de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  consumidores de -0,37%, sendo 
1,90% para os consumidores em alta tensão e -1,15% 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 CNEE ; 
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 CNEE, de modo a custear os 
descontos retirados da estrutura tarifária;  
f) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,39%; 
g) fixar o componente T do Fator X de 1,14%; 
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem 
observados pela CNEE; e 
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os anos tarifários de 2016 a 2020, 
sendo de 7,78% de Perdas Técnicas sobre a energia injetada, e 0,69% de perdas não técnicas 
sobre o mercado de baixa tensão. 
 
Brasília, 03 de maio de 2016. 
 
 
 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor