S U P E R I N T E N D Ê N C I A  D E  
G E S T Ã O  T A R I F Á R I A   
 
Nota Técnica nº 274/2016-SGT/ANEEL 
Brasília, 17 de agosto de 2016 
 
 
 
 
 
 
 
Q U A R T A  R E V I S Ã O  T A R I F Á R I A  
P E R I Ó D I C A  
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .  . . . . . . 
F O R C E L  -  F o r ç a  e  L u z  C o r o n e l  V i v i d a  L t d a  
 
 
 
 
 
FINAL 
 
 
 
 
 
 
Agência Nacional de Energia Elétrica 
Superintendência de Gestão Tarifária 
SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar 
CEP: 70830-030 – Brasília – DF 
Tel: + 55 61 2192-8695 
Fax: + 55 61 2192-8679 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 369C3ECC0038F3BE CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO, RAFAEL DOS SANTOS GONCALVES

ÍNDICE 
 
 
I. OBJETIVO .......................................................................................................................................................................... 2 
III. ANÁLISE ......................................................................................................................................................................... 4 
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO ................................................................................................................... 7 
III.2  RECEITA VERIFICADA ...................................................................................................................................... 7 
III.3 PARCELA B ........................................................................................................................................................... 7 
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO) ....................................................................................................................... 7 
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI) .............................................................................................................. 10 
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR) .......... 11 
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI). ..................................................... 16 
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO 
DE INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE .................................................................................................. 18 
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR) ............................................................................................................................... 19 
III.4 PARCELA A ......................................................................................................................................................... 21 
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE) ...................................................................... 21 
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT) . 27 
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) ......................................................................................................................... 28 
III.5 FATOR X .............................................................................................................................................................. 30 
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS .............................................................................................. 35 
Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT .......................................................................................................... 37 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários ................................................................................................................................. 38 
III.7. RESULTADO DA REVISÃO ............................................................................................................................. 38 
IV. CONCLUSÃO ........................................................................................................................................................ 39 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 369C3ECC0038F3BE CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO, RAFAEL DOS SANTOS GONCALVES

(Fls. 2 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Nota Técnica no 274/2016–SGT/ANEEL 
 
Em 17 de agosto de 2016. 
 
 
 
 
Processo n.º 48500.000027/2016-63 
 
Assunto: Quarta Revisão Tarifária Periódica da 
FORCEL - Força e Luz Coronel Vivida Ltda.  
 
 
 
 
I. OBJETIVO 
 
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da quarta revisão tarifária periódica da FORCEL - 
Força e Luz Coronel Vivida Ltda consolidada após análise das contribuições trazidas no âmbito da Audiência 
Pública (AP) 37/2016. 
 
2. 
O Módulo 2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabeleceu as 
metodologias aplicáveis a quarta revisão tarifária periódica da FORCEL. Uma revisão conceitual  
das metodologias aplicáveis, que vai além do escopo da presente Nota Técnica, pode ser feita a partir das 
seguintes referências:  
 
 Submódulo 2.1 e Nota Técnica 065/2015-SRM/SGT/ANEEL: Procedimentos Gerais; 
 Submódulo 2.2 e Nota Técnica 066/2015-SRM/SGT/ANEEL: Custos Operacionais; 
 Submódulo 2.3 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Base de Remuneração Regulatória; 
 Submódulo 2.4 e Nota Técnica 022/2015-SRE/ANEEL: Custo de Capital; 
 Submódulo 2.5 e Nota Técnica 067/2015-SRM/SGT/ANEEL: Fator X; 
 Submódulo 2.6 e Nota Técnica 106/2015-SRM/SGT/ANEEL: Perdas de Energia; 
 Submódulo 2.7 e Nota Técnica 105/2015-SRM/SGT/ANEEL: Outras Receitas; 
 Submódulo 2.8 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Geração Própria de Energia. 
 
 
3. 
A Seção II apresenta uma breve descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da FORCEL. 
A Seção III descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo do Reposicionamento 
Tarifário, Receita Verificada, Parcela B, Parcela A, Outras Receitas, Componentes Financeiros e Fator X. A 
seção IV traz as conclusões.                               
 
 
 
 
48581.002496/2016-00 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 369C3ECC0038F3BE CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO, RAFAEL DOS SANTOS GONCALVES

(Fls. 3 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
II. DOS FATOS 
 
4. 
Em 26 de agosto de 1999 foi assinado o Contrato de Concessão n°69/1999, entre a União e 
a empresa FORCEL, por intermédio da ANEEL, para a prestação do serviço público de distribuição de 
energia elétrica na área da concessionária.  
 
5. 
No referido contrato, a Sétima Subcláusula da Cláusula Sétima - Tarifas Aplicáveis na 
Prestação dos Serviços estabeleceu que a primeira revisão tarifária periódica dos valores das tarifas de 
energia elétrica da concessionária ocorreria um ano após o quarto reajuste anual concedido. A partir desta 
primeira revisão, efetivada em 26 de agosto de 2004, as subsequentes seriam realizadas a cada quatro anos. 
 
6. 
A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27 de fevereiro de 2015, homologou o resultado da 
Revisão Tarifária Extraordinária - RTE das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. Os custos 
adicionais considerados na RTE foram alocados como componentes financeiros, não alterando as tarifas 
econômicas homologadas nos processos tarifários de 2014. 
 
7. 
Em 7 de abril de 2015, os resultados da RTE foram alterados pela Resolução Homologatória 
n° 1.870, para modificar a cobertura tarifária relativa ao encargo da CDE destinado à amortização da Conta-
ACR, que havia sido definida provisoriamente 
 
8. 
Em dezembro de 2015, em processo conduzido pelo Ministério de Minas e Energia, foram 
assinados Termos Aditivos aos Contratos de Concessão citados, tendo por objeto formalizar a prorrogação 
das concessões pelo período de 30 anos.   
 
9. 
As metodologias aplicáveis a quarta revisão da concessionária são definidas nos Módulos  
2 e 7 do PRORET que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária 
aplicável. As alterações no Módulo 2 foram aprovadas em abril de 2015 por meio da Resolução n° 660/2015. 
 
10. 
Por meio do Ofício nº 34/2016-SGT/ANEEL, de 03/03/2016, foram solicitadas as informações 
iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, que foram encaminhadas pelo Ofício FORCEL-042/2016, 
de 02 de maio de 2015. 
 
11. 
Em 14/06/2016, na 21° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a 
AP n° 37/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de 
contribuições se estendeu de 22 de junho a 22 de julho, com sessão presencial em 07 de julho de 2016 na 
cidade de Coronel Vivida – PR. 
 
12. 
As informações relativas ao contrato de compra e venda de energia da FORCEL (suprida) 
com a COPEL (supridora) foram informadas pela SRM, por meio do Memorando n° 88/2016-SRM/ANEEL, de 
05/04/2016. 
 
13. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando n° 0302/2016-SRD/ANEEL, de 29/07/2016. 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 369C3ECC0038F3BE CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO, RAFAEL DOS SANTOS GONCALVES

(Fls. 4 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
14. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 419/2016-SFF/ANEEL, de 
29/07/2016. 
 
15. 
No dia 27/07/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das 
contribuições trazidas na AP n° 37/2016, foi encaminhada à FORCEL e ao Conselho de Consumidores. 
 
16. 
Em 1º de agosto de 2016 e em 04 de agosto de 2016, foram agendadas reuniões com o 
Conselho de Consumidores e os representantes da empresa, respectivamente, para discutir a proposta final 
da revisão tarifária, porém ambos não compareceram. 
 
 
III. ANÁLISE 
 
17. 
Na Revisão Tarifária Periódica – RTP as tarifas são reposicionadas levando-se  
em consideração os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e as 
alterações na estrutura de custos.   
 
18. 
No momento da RTP também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos reajustes 
tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de produtividade obtidos pela 
concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de incentivos que foram estabelecidos  
pela ANEEL nos processos tarifários.    
 
19. 
O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a Receita 
Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos 12 (doze) meses 
imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.  
 
20. 
A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada 
dos investimentos necessários para a prestação dos serviços dos serviços de distribuição de energia elétrica. 
O cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos relacionados às atividades de 
geração e transmissão e aos encargos setoriais.  
 
21. 
A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem alteradas as 
tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O resultado da razão entre 
essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em média.  
 
22. 
O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte fórmula:  
 
 
          (1)  
onde:  
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);RR: Receita Requerida; e 
RV: Receita Verificada. 
 
23. 
A Receita Requerida é dividida em duas parcelas: a primeira, denominada de Parcela A, 
envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos clientes, uso dos sistemas 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 369C3ECC0038F3BE CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO, RAFAEL DOS SANTOS GONCALVES

(Fls. 5 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
de transmissão e encargos setoriais. Em geral, a distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de 
custos, e em razão disso estes valores são repassados para os clientes da empresa.  
 
24. 
A segunda parcela, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a prestação 
do serviço de distribuição de energia. São custos inerentes da atividade de distribuição, que estão sujeitos ao 
controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e, por definição, são repassados 
por meio de valores regulatórios.   
 
25. 
Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte forma:  
 
     (2) 
 
              onde: 
              RR: Receita requerida; 
              VPA: Valor da Parcela A; 
              VPB: Valor da Parcela B; 
 
 
26. 
No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita da 
concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos necessários 
para a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com gestão de pessoas, 
infraestrutura física e materiais e serviços.  
 
27. 
Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não 
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa de 
retorno para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No cálculo dos custos 
de capital também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa a recomposição dos 
investimentos realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo da vida útil dos bens e direitos. 
 
28. 
Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de forma a 
assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente para o pagamento 
do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL. 
 
29. 
No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B também se faz necessário a atualização dos 
valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da vigência das tarifas 
estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do utilizado como referência para o 
cálculo da revisão.  
 
30. 
Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação dos 
mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão tarifária. Por fim, 
são descontadas as Outras Receitas auferidas pela concessionária, que são revertidas em parte para a 
modicidade tarifária.   
 
31. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É 
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao nível de 
preços.   
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 369C3ECC0038F3BE CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO, RAFAEL DOS SANTOS GONCALVES

(Fls. 6 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
           (3) 
 
onde: 
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;  
                       CAA: Custo Anual dos Ativos; 
: Fator de Ajuste de Mercado; e 
: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade; 
: Outras Receitas 
 
 
 
 
32. 
Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é dado pela soma 
dos componentes abaixo: 
 
      (4) 
 
onde: 
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
CO3: Custos Operacionais e 
RI: Receitas Irrecuperáveis. 
 
33. 
Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo: 
 
     (5) 
 
onde: 
CAA: Custo Anual dos Ativos; 
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades). 
 
34. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A: 
 
   (6) 
onde: 
VPA: Valor de Parcela A; 
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria; 
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e 
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica. 
 
35. 
Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é semelhante 
ao adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos componentes de Parcela A 
estão descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 369C3ECC0038F3BE CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO, RAFAEL DOS SANTOS GONCALVES

(Fls. 7 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO 
 
36. 
O reposicionamento tarifário calculado para a FORCEL, para aplicação a partir  
de 26 de agosto de 2016, resultou no percentual total médio de -10,62%, ao se ter como comparação, além 
dos custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos que foram acrescidos no processo de 
Revisão Tarifária Extraordinária - RTE mediante componente financeiro.    
 
Tabela 1. Reposicionamento Tarifário Médio 
Descrição
Valores (R$)
VPA+VPB
21.134.020,92
Receita Verificada
23.645.104,17
Reposicionamento Tarifário Médio
-10,62%
 
 
37. 
Quando a base de comparação da Parcela A não é ajustada para se considerar os custos 
acrescidos na RTE, o reposicionamento tarifário é de -10,62%. Isso ocorre porque na RTE a cobertura 
tarifária de Parcela A que foi acrescida às tarifas se deu mediante componente financeiro.  
 
38. 
Como consequência, é necessário acrescentar na base de comparação os custos acrescidos 
na RTE mediante componente financeiro para se calcular o reposicionamento tarifário médio que reflete a 
atualização dos custos de Parcela A e B.  
 
 
III.2  RECEITA VERIFICADA 
 
 
39. 
No cálculo da Receita de Verificada foram considerados os dados de mercado disponíveis  
no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP para o 
período de agosto de 2015 a julho de 2016 e as tarifas de base econômica homologadas no processo de 
RTE, resultando em faturamento anual de R$ 23.645.104,17.  
 
40. 
O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo tarifário e 
nível de tensão, sem o acréscimo dos financeiros considerados na RTE.   
 
Tabela 2 – Receita Verificada 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
51.774
                      
23.645.104,17
               
A4   (2,3 kV a 25 kV)
30.743
                      
12.738.252,14
               
BT  (menor que 2,3 kV)
21.031
                      
10.906.852,02
               
Total
51.774
                      
23.645.104,17
               
  
 
 
 
III.3 PARCELA B 
 
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO) 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 369C3ECC0038F3BE CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO, RAFAEL DOS SANTOS GONCALVES
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 5 1.774 2 3.645.104,17
A4 (2,3 kV a 25 kV) 3 0.743 1 2.738.252,14
BT (menor que 2,3 kV) 2 1.031 1 0.906.852,02
Total 5 1.774 2 3.645.104,17

(Fls. 8 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
41. 
A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Sumódulo 2.2 do PRORET, 
estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente dos custos 
operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.  
 
42. 
A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras levando-se 
em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise é estabelecido um 
intervalo de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos 
ao longo do ciclo tarifário.   
 
43. 
No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data  
da revisão observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado, perdas não 
técnicas ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.   
 
44. 
Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com  
a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos 
operacionais presente na tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking, parte da 
diferença é incorporada no momento da revisão e a parcela remanescente é considerada para fins de cálculo 
do Componente T do Fator X.   
 
45. 
Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite superior 
do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator T são calculados 
de forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite 
superior. Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do intervalo, o valor de custos 
operacionais reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma criar uma trajetória de aumento da 
Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim, se os valores estiverem contidos no intervalo 
de custos eficientes, o custo reconhecido na revisão corresponderá o custo já contido nas tarifas e o Fator T 
será igual a zero.  
 
46. 
Um passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior é 
compatível com a restrição de variação de ±5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação anual  
de ±5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir: 
 
 
 
 
(7) 
onde: 
,        é a trajetória dos custos operacionais regulatórios; 
,       é a variação máxima admissível; 
,   é a meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual; 
 
47. 
Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a 
aplicação da metodologia conforme descrita nos passos anteriores resultar em uma meta de custo 
operacional superior a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado em 50% 
com o consumidor.  
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 369C3ECC0038F3BE CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO, RAFAEL DOS SANTOS GONCALVES

(Fls. 9 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
48. 
Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a levar em 
consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir: 
 
 
(8) 
 
onde: 
,     é a meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento; 
, média dos custos operacionais reais. 
 
 
49. 
A tabela a seguir resume o cálculo de definição dos Custos Operacionais regulatórios para a  
FORCEL no valor de R$ 4.039.842,74. 
  
Tabela 3 – Custos operacionais regulatórios no reposicionamento  
Descrição
Limite Inferior
Centro
Limite Superior
1.  Eficiência
35,33%
42,54%
49,08%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 
2.571.770
           
3.072.455
           
3.573.140
              
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição
Valor
3. OPEX nas tarifas - R$
4.156.518
           
4. Meta estudo de eficiência - R$
3.573.140
           
5. Variação Anual (%)
-2,98%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a.
3.573.140
           
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição
Reais
7. OPEX Real - R$ 
4.195.016
           
8. Meta OPEX 
3.573.140
           
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX
85,18%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento
3.573.140
           
11. Número de anos no ciclo
4
                         
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.]
4.039.843
 
 
 
50. 
No caso da FORCEL a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa é maior do que o 
intervalo superior definido pelo método de benchmarking. Como resultado é estabelecido uma trajetória de 
redução da Parcela B ao longo do ciclo, para que ao final do ciclo os custos operacionais regulatórios alcance 
o limite superior do intervalo.  
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 369C3ECC0038F3BE CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO, RAFAEL DOS SANTOS GONCALVES