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 
 
 
 
 
 
                                       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. 
 
 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%

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 
-0,12%
0,25%
-0,77%
1,34%
2,87%
-4,51%
-0,94%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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.  
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
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%
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%  
  -24,16% -0,53% 1,66%
  42,00% 0,61% 2,04%
  16,00% 0,00% 0,01%
  17,23% 0,09% 0,58%
  30,96% 0,07% 0,28%
  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%  

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:  
 
 
 
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 
 
-0,77%
0,15%
1,03%
0,29%
0,30%
-0,49%
-0,16%
0,62%
0,39%
-0,83%
0,00%
-2,67%
0,00%
0,59%
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
 Geração Própria
 Itaipu
 Montante de Reposição
 Proinfra

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 
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%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DSP
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
Geração Própria
Itaipu
Montante de Reposição
Proinfa  25.179,24 26.362,66 4,70%
88.358,66 112.674,71 27,52%
164.439,24 160.938,37 -2,13%
102.655,49 107.123,47 4,35%
12.040,32 0,00 -100,00%
57.188,97 80.667,83 41,05%
203.225,51 200.616,00 -1,28%
44.413,50 45.540,43 2,54%
241.705,64 334.289,56 38,30%
0,00 0,00 -
256.254,21 260.428,53 1,63%
0,00 0,00 -
26.232,32 27.786,99 5,93%  321,43 343,52 6,87%
229,17 264,65 15,48%
243,75 253,71 4,08%
159,53 174,11 9,14%
388,18 0,00 -100,00%
108,94 118,38 8,66%
173,06 188,20 8,75%
162,09 206,29 27,27%
33,34 60,56 81,64%
0,00 0,00 -
256,13 201,27 -21,42%
0,00 0,00 -
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%
  de Gestão Tarif  

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 
 
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 
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%
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 1 2.602.430,22 2,87%  

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.  
 
 
 
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; 
(40,00)
(20,00)
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
Milhões
CVA Energia - CAIUA
Cobertura tarifária (R$)
Pagamento CVA após limite de repasse (R$)

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 
Pública - 
Participação na 
Revisão % 
Final - 
Participação na 
Revisão % 
Variação 
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.
        Audiência    Final -
Participação na
Revisão %      Variação    
        Pública -              
        Participação na              
        Revisão %              
  PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]      -0,89%      -0,65%      0,24%  
Final -
Participação na
Revisão %

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 
Processo Anterior 
-4,51% 
-4,51% 
0,00% 
Alteração de mercado de referência e do subsidio cobertura 
CDE 
-0,09% 
0,00% 
0,09% 
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: 
 
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       
Distribuição
23,4%
Custo de            
Energia
46,0%
Custo de     
Transmissão
4,7%
PROINFA 2,1%
CDE 18,0%
ESS/EER 4,9%
Outros 0,9%
Encargos     
Setorias
25,9%
  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%  

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: 
 
 
Gráfico 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Custo de       
Distribuição
17,7%
Custo de            
Energia
34,7%
Custo de     
Transmissão
3,5%
Encargos          
Setoriais
19,6%
ICMS 18,9%
PIS/COFINS 5,6%
Tributos
24,5%
268,89
227,03
266,15
281,95
297,64
326,98
267,86
296,00
338,04
441,10
447,36436,65
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                
RTE   
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Revisão                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
CAIUA  
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
        
        
  Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM      
  Variação IPCA      
441,10        
326,98 338,04        
296,00
297,64
281,95        
268,89 266,15 267,86
227,03        
        
  

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.”

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: 
 
5,93
7,30
6,98
6,48
7,20
8,30
9,02
11,76
5,66
6,96
9,01
7,16
7,47
8,87
7,70
9,09
10,02
10,02
9,61
9,54
9,12
8,95
8,57
8,23
7,79
16,03
14,81
13,11
11,39
10,46
10,24
9,68
8,89
8,53
7,65
7,39
7,07
6,90
6,59
8,12
7,74
7,05
6,48
5,87
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
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - CAIUÁ-D
DEC Apurado
FEC Apurado
DEC Limite
FEC Limite
DEC Limite Proposto
FEC Limite Proposto
16,03                                
14,81                                
13,11
11,39                                
10,46
10,24
10,02 10,02
9,61 9,54 9,68                                
                                
9,12 8,95
8,57                            8,
8,  89
8,53
8,12
7,74
23 7,05 6,90
7,79 6,59  
                              23  
                                
                                7,65
7,39
7,07
          9,01          8,30  8,87  9,02    11,76  9,09  6,48
5,87
                                
5,93  5,66  7,30  6,96  6,98    6,48  7,16  7,20  7,47        7,70      
                                

Gráfico 8 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica no 55/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
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. 
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
CAIUÁ-D
CNEE
CPFL Jaguari
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
DMED
EDEVP
EEB
ELFSM
EMG
ENF
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
CAIUÁ-D
CNEE
CPFL Jaguari
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
DMED
EDEVP
EEB
ELFSM
EMG
ENF

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 48500.004451/2015-
04 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;
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2013  200.608  341.521,77  
    251.007  504.487,99  
    384.388  1.450.587,78  

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 
Injetada) (%) 
6,99% 
6,99% 
6,99% 
6,99% 
6,99% 
Perdas Não Técnicas (sobre 
Mercado BT) (%) 
1,19% 
1,19% 
1,19% 
1,19% 
1,19% 
 
Brasília, 3 de maio de 2016. 
 
 
 
JOSÉ JURHOSA JUNIOR 
Diretor
  2016  2017  2018  2019  2020
Perdas Técnicas (sobre Energia
Injetada) (%)  6,99%  6,99%  6,99%  6,99%  6,99%
Perdas Não Técnicas (sobre
Mercado BT) (%)  1,19%  1,19%  1,19%  1,19%  1,19%