VOTO 
 
PROCESSO: 48500.005400/2015-91 
 
INTERESSADOS: CPFL-Paulista - Companhia Paulista de Força e Luz 
 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CPFL-Paulista - Companhia Paulista de Força e Luz, a vigorar a 
partir de 08 de abril de 2016. 
I. RELATÓRIO 
 
A CPFL Paulista é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende 
cerca de 4,2 milhões unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da 
ordem de R$ 9,3 bilhões. 
2. 
No processo tarifário de 2015, o Índice de Reajuste Tarifário Anual foi de 41,45%, sendo 37,31% 
referentes ao reajuste tarifário econômico e 4,14% relativos aos componentes financeiros pertinentes, conforme 
consta da Resolução Homologatória – REH nº 1.871/2015. 
3. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 77, de 31/03/2016, consolidou 
o cálculo do reajuste de 2016 da CPFL Paulista. 
4. 
No dia 31/03/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da CPFL Paulista as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução 
Normativa nº 652 ANEEL, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do 
PRORET – Procedimentos de Regulação Tarifária. 
5. 
A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a chancelou. 
6. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
7. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CPFL Paulista conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 7,55%, sendo de 6,56%, em média, para os consumidores conectados na Alta 
Tensão e de 8,23%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
 
 
                                                     
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 14/1997-ANEEL.

Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 77/2015-SGT/ANEEL, de 31/03/20162. 
8. 
O efeito médio de 7,55% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculado 
conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada dos 
componentes financeiros estabelecidos no RTA 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento; e 
(iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses 
subsequentes. 
9. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -0,29% ao se 
adotarem como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo -2,06% 
referente à variação de custos de Parcela A e 1,78% à variação de custos da Parcela B. Em relação à atualização 
dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da CPFL Paulista, para compensar nos 12 meses 
subsequentes, esses contribuíram para a o aumento tarifário de 10,17%. Já o efeito da retirada dos componentes 
financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução de 2,34% no atual reajuste. 
10. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 7,55% [7,55% = -
0,29% +10,17% -2,37%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados: 
a) IRT de -0,29% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B; 
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de 10,17%; e 
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -2,34%.  
11. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
                                                     
2 As demais tabelas, figuras e gráficos deste voto tem como fonte a mesma referência.  
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
6,56%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,23%
Efeito Médio AT+BT
7,55%

12. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
13. 
Os custos da Parcela A representam 80,49% dos custos da Concessionária. A redução desses 
custos representou -2,06% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário ajustado pelos custos 
acrescidos na RTA 2015. 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-2,51%
-2,06%
80,49%
Encargos Setoriais
-5,07%
-1,36%
25,55%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
9,23%
0,01%
0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-30,57%
-5,04%
11,48%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
16,75%
0,39%
2,72%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
11,60%
0,60%
5,78%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
130,01%
2,61%
4,63%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
9,27%
0,07%
0,85%
ONS
13,77%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
-8,55%
-0,41%
4,36%
Rede Básica
-24,53%
-0,77%
2,36%
Rede Básica Fronteira
25,05%
0,19%
0,93%
Rede Básica ONS (A2)
4,84%
0,00%
0,06%
MUST Itaipu
12,62%
0,06%
0,56%
Transporte de Itaipu
26,21%
0,05%
0,26%
Conexão
43,46%
0,05%
0,18%
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra)
-0,59%
-0,30%
50,58%
PARCELA B
10,06%
1,78%
19,51%
IRT considerando a variação tarifária da RTE
-0,29%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
10,17%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade
3,95%
CVA em Processamento - Energia comprada
8,71%
CVA em Processamento - Transmissão
0,25%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
0,01%
Neutralidade dos Encargos
1,68%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-2,32%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
-0,68%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-1,77%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,28%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
-0,01%
Ajuste Liminar Abrace
0,61%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-2,34%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
7,55%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -2,51% -2,06% 80,49%  
Encargos Setoriais -5,07% -1,36% 25,55%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 9,23% 0,01% 0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -30,57% -5,04% 11,48%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 16,75% 0,39% 2,72%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 11,60% 0,60% 5,78%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 130,01% 2,61% 4,63%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 9,27% 0,07% 0,85%
ONS 13,77% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão -8,55% -0,41% 4,36%  
Rede Básica -24,53% -0,77% 2,36%
Rede Básica Fronteira 25,05% 0,19% 0,93%
Rede Básica ONS (A2) 4,84% 0,00% 0,06%
MUST Itaipu 12,62% 0,06% 0,56%
Transporte de Itaipu 26,21% 0,05% 0,26%
Conexão 43,46% 0,05% 0,18%  
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) -0,59% -0,30% 50,58%  
PARCELA B 10,06% 1,78% 19,51%  
IRT considerando a variação tarifária da RTE -0,29% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 10,17%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade 3,95%
CVA em Processamento - Energia comprada 8,71%
CVA em Processamento - Transmissão 0,25%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 0,01%
Neutralidade dos Encargos 1,68%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -2,32%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -0,68%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -1,77%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,28%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento -0,01%
Ajuste Liminar Abrace 0,61%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,34%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,55%  

14. 
O valor total dos encargos setoriais reduziu 5,07% em comparação com os valores referentes ao 
RTA de 2015, correspondendo a um efeito tarifário médio de -1,36%. Destaca-se, principalmente, a redução do 
orçamento da CDE – USO, conforme Resolução Homologatória nº 2.018, de 2 de fevereiro de 2016, que contribuiu 
para um efeito médio efeito a ser percebido pelos consumidores de -5,04%. 
15. 
O custo de compra de energia sofreu uma variação de -0,59% em relação ao processo anterior, 
contribuindo para uma redução tarifária de -0,30%. A nova tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional para 
2016, publicada pela Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma redução de 32,3% em 
relação à tarifa praticada em 2015, e a saída do 18º Leilão de Ajuste do portfólio de compra de energia da 
concessionária em função do fim de seu período de suprimento compensaram, em grande parte, o aumento dos 
demais contratos do mix da distribuidora, de modo que a tarifa média de compra de energia da concessionária não 
sofreu alteração significativa em relação ao processo tarifário anterior. A redução significativa do montante de 
energia existente proveniente dos CCEARs por quantidade ocorreu pelo Mecanismo de Compensação de Sobras e 
Déficits (MCSD). 
16. 
O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 demonstra a 
variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao RTA 2015. 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia

17. 
Os custos da Parcela B representam 19,51% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 1,78% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
18. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2014 e março 
de 2015, do IGP-M, de 11,56%, subtraída do Fator X, de 1,50%. 
 
19. 
No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão 
Tarifária da CPFL Paulista, de 1,25% e 0,00%, respectivamente. No caso da CPFL Paulista, a variação média dos 
indicadores de DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi de 9,25%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de 
0,25%. Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,56%, 
subtraída do Fator X, de 1,50%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 10,06%. 
20. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao 
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento: (a) Da geração (compra de energia); (b) Da transmissão e da 
distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de depreciação dos ativos e a remuneração do 
capital investido; e (c) Dos encargos setoriais3 e dos tributos4. 
Gráfico 3 
                                                     
3 No Gráfico 3, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais de 
energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
4 Na construção do Gráfico 4, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, 
utilizadas as alíquotas médias nominais de 18,5% para o ICMS e de 6,1% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a fatura, contendo os 
tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 33,0% (por fora) sobre o valor da 
conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Tipo de contrato
RTA 2015
Processo atual
Variação
RTA 2015
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
184.201,11
183.697,83
-0,27%
339,52
364,66
7,40%
Existente - CCEAR-QTD
1.982.289,95
632,27
-99,97%
187,13
173,63
-7,21%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
5.053.141,72
5.404.040,81
6,94%
256,58
267,58
4,29%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
2.776.480,91
2.837.600,48
2,20%
176,63
191,24
8,27%
Ajuste - CCEAR
473.192,16
0,00
-100,00%
388,18
0,00
-100,00%
Madeira e Belo Monte
1.644.457,70
2.574.157,47
56,54%
112,56
120,84
7,36%
Bilateral
4.185.431,64
4.185.449,16
0,00%
189,73
221,16
16,57%
Cota Angra I e Angra II
930.770,62
909.053,89
-2,33%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
4.401.565,28
5.707.307,09
29,67%
33,34
60,61
81,79%
Itaipu
5.432.704,09
5.324.753,03
-1,99%
252,84
211,80
-16,23%
Proinfa
556.525,52
555.848,94
-0,12%
341,65
453,02
32,60%
Sobra (-) / Exposição (+)
-1.336.924,54
-2.686.828,46
101,0%
186,76
182,61
-2,2%
TOTAL
26.283.836,15
24.995.712,50
-4,9%
190,04
188,63
-0,7%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  RTA 2015 Processo atual Variação  RTA 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  184.201,11 183.697,83 -0,27%
1.982.289,95 632,27 -99,97%
5.053.141,72 5.404.040,81 6,94%
2.776.480,91 2.837.600,48 2,20%
473.192,16 0,00 -100,00%
1.644.457,70 2.574.157,47 56,54%
4.185.431,64 4.185.449,16 0,00%
930.770,62 909.053,89 -2,33%
4.401.565,28 5.707.307,09 29,67%
5.432.704,09 5.324.753,03 -1,99%
556.525,52 555.848,94 -0,12%  339,52 364,66 7,40%
187,13 173,63 -7,21%
256,58 267,58 4,29%
176,63 191,24 8,27%
388,18 0,00 -100,00%
112,56 120,84 7,36%
189,73 221,16 16,57%
162,09 206,29 27,27%
33,34 60,61 81,79%
252,84 211,80 -16,23%
341,65 453,02 32,60%  
Sobra (-) / Exposição (+)  -1.336.924,54 -2.686.828,46 101,0% 186,76 182,61 -2,2%    
TOTAL  26.283.836,15 24.995.712,50 -4,9% 190,04 188,63 -0,7%    

Gráfico 4  
 
 
21. 
Quanto aos componentes financeiros5 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressalta-
se: 
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA concernente ao 
Encargo de Serviços do Sistema – ESS e ao de Energia de Reserva – EER, representando o 
repasse negativo de R$ 86.459.165,75, com efeito no atual reajuste de -0,92%. O efeito provém 
da manutenção do saldo positivo da Conta de Energia de Reserva – CONER em decorrência da 
receita auferida com a liquidação da energia de reserva no mercado de curto prazo, ao Preço de 
Liquidação de Diferenças (PLD); e 
b) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA afeta aos custos 
de aquisição de energia, que representou o repasse de R$ 814.147.023,04, com efeito no atual 
reajuste de 8,71%. O principal componente que impactou no saldo da CVA de Energia foi o 
contrato de Itaipu. Destaca-se que o custo de Itaipu pode se justificar devido à alta do dólar 
ocorrida no período de análise, aliada à tarifa de repasse de Itaipu, estabelecida pela Resolução 
Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015. 
c) A SGT ressalta que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias 
Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de 
CVAENERGIA e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da CPFL Paulista não sofresse 
um aumento adicional médio de 9,27%. 
                                                     
5 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de       
Distribuição
19,5%
Custo de            
Energia
47,9%
Custo de     
Transmissão
4,4%
Encargos          
Setoriais
28,3%
Custo de       
Distribuição
14,7%
Custo de            
Energia
36,1%
Custo de     
Transmissão
3,3%
Encargos          
Setoriais
21,3%
ICMS 18,5%
PIS/COFINS 6,1%
Tributos
24,6%

22. 
Os associados da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia 
Elétrica – ABRACE tiveram decisão liminar favorável no Processo Judicial n. 26648-39.2015.4.01.3400 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. 
23. 
A Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar por meio do Despacho nº 
3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 24/09/2015, após a análise das contribuições 
recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 57/2015. 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.  
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. No caso da CPFL Paulista o 
valor apurado em relação ao período de 03/07/2015 a 07/04/2016 foi de R$ 57.139.418,32. 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, uma parcela da CVA-CDE em processamento deverá ser segregada 
pois refere-se ao custo da parcela controversa pela liminar da ABRACE e não deve ser alocada para estes 
consumidores, mas somente para os demais. Este montante é de R$ 132.198.498,12. 
 
24. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 4 – Componentes Financeiros6 
 
Fonte: Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
25. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 77, de 31 de março de 2016, que o efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores da CPFL Paulista, de 7,55% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da 
Concessionária evoluísse nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (80,64%) e do IPCA (74,33%) no mesmo 
período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
                                                     
6 Valores de CVA aglutinados com o financeiro da reversão RTE2015. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
178.260.268,56
        
1,91%
CVA em Processamento - Energia comprada
750.895.113,54
        
8,03%
CVA em Processamento - Transmissão
23.656.992,14
          
0,25%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
942.261,34
               
0,01%
Neutralidade dos Encargos
156.792.169,52
        
1,68%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(216.966.151,76)
       
-2,32%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
821.412,84
               
0,01%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
48.122,77
                 
0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
(692.166)
                   
-0,01%
Ajuste Liminar Abrace
57.139.418
               
0,61%
Total
950.897.441,16
        
10,17%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 178.260.268,56 1,91%
CVA em Processamento - Energia comprada 750.895.113,54 8,03%
CVA em Processamento - Transmissão 23.656.992,14 0,25%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 942.261,34 0,01%
Neutralidade dos Encargos 156.792.169,52 1,68%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 216.966.151,76) -2,32%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 821.412,84 0,01%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 48.122,77 0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento ( 692.166) -0,01%
Ajuste Liminar Abrace 57.139.418 0,61%  
Total 9 50.897.441,16 10,17%  

26. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários7, o montante mensal de recursos da CDE 
a ser repassado pela Eletrobras 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.  
27. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CPFL 
Paulista, em relação às competências entre abril/2016 a abril/2017, é de R$ 29.537.658,49. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre abril/2015 e março/2016 e os efeitos do 
Despacho nº784/2016, no qual a Diretoria concedeu provimento parcial ao recurso interposto pela Distribuidora 
contra o Reajuste Tarifário de 2015. 
III. DIREITO 
28. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: (a) Lei nº 9.427/1996; 
(b) Lei nº 10.438/2002; (c) Lei nº 12.111/2009; (d) Decreto nº 7.246/2010; (e) Decreto nº 7.945/2013; e (f) Contrato 
de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 14/1997-ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
                                                     
7 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. 
337,82
276,40
332,20
307,70
328,83
337,15
272,12
316,86
403,00
419,64
447,19
abr/07
abr/08
abr/09
abr/10
abr/11
abr/12
abr/13
abr/14
mar/15
abr/15
abr/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
    
  Variação IPCA  
419,64
403,00    
    
337,82 332,20 328,83 337,15
316,86
307,70    
276,40 272,12    
    
    

29. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005400/2015-91, voto pela emissão de 
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CPFL-Paulista - Companhia 
Paulista de Força e Luz, a vigorar a partir de 8 de abril de 2016, que conduz ao efeito médio a 
ser percebido pelos consumidores de 7,55%, sendo 6,56% para os consumidores em alta 
tensão e 8,23% para os consumidores em baixa tensão; 
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – 
TE aplicáveis aos consumidores e usuários da CPFL Paulista; 
c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas 
como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;  
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do Encargo 
de Energia de Reserva – EER; e 
e) Homologar em o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a 
ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CPFL Paulista, de modo a 
custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
Brasília, 05 de abril de 2016. 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor