VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.000026/2016-19 e 48500.004210/2016-38 
 
INTERESSADOS: Companhia Hidroelétrica São Patrício - CHESP 
 
RELATOR: Tiago de Barros Correia 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos Serviços 
de Distribuição – SRD 
 
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da CHESP - Companhia Hidroelétrica São Patrício, 
a vigorar a partir de 22 de novembro 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 55/2016. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 44/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CHESP - Companhia Hidroelétrica São 
Patrício, estabelece a data de 22 de novembro 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 de abril de 2015, por meio da Resolução Normativa nº 660, de 2015. 
 
3. 
Em 6 de setembro de 2016, na 33° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu 
instaurar a Audiência Pública n° 55/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão 
tarifária e os limites de DEC e FEC para o período de 2017 a 2021. O período de contribuições se estendeu de 
7 de setembro de 2016 a 10 de outubro de 2016, com sessão presencial ocorrida em 29 de setembro, na cidade 
de Ceres, Goiás. 
 
4. 
No dia 18 de outubro de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das 
contribuições trazidas na AP n° 55/2016, foi encaminhada, respectivamente, à CHESP e ao Conselho de 
Consumidores. Em 26 de outubro de 2016, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes 
da empresa, para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária apresentou 
as suas contribuições finais. O conselho de consumidores, por sua vez, optou por não realizar a reunião. 
 
5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota 
Técnica nº 147, de 31 de outubro 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 CHESP. 
6. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando n° 442/2016-SRD/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.

7. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 631/2016-SFF/ANEEL, de 11 de 
novembro de 2016. 
 
8. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 372, de 11 de 
novembro de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CHESP.  
 
9. 
Em 16 de novembro de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, 
administrado por esta Agência, e identificou-se que não constavam inadimplências relativas às obrigações 
setoriais para com o Setor Elétrico, conforme estabelecido na Resolução Normativa nº 538, de 2013, registradas 
em nome da CHESP1. 
 
10. 
É o relatório.  
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
II.1 REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
 
11. 
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 CHESP conduz 
a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -12,03%, sendo de -24,43% em média, para os 
consumidores conectados na Alta Tensão e de -9,34%, em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
                                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
12. 
O efeito médio de -12,03% 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. 
 
13. 
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 baixa tensão, pelo fato do custo de expansão na baixa tensão ter aumentado mais neste nível 
de tensão.  
 
14. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -5,37%. Os 
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da CHESP, para compensar nos 12 meses 
                                                          
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto. 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-24,43%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-9,34%
Efeito Médio AT+BT
-12,03%

subsequentes, contribuíram para uma redução tarifária de -5,41%. Já o efeito da retirada dos componentes 
financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de -1,24% na atual revisão. 
 
15. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -12,03%, 
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [-12,03% = (-5,37%) + (-5,41%) + (-
1,24%)]. 
 
16. 
O Gráfico a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.   
 
Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
II.2 REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
 
Equilíbrio econômico-financeiro 
 
17. 
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.   
 
18. 
A Tabela abaixo 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.  
-3,69%
-0,08%
-3,99%
2,39%
-5,41%
-1,24%
-12,03%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 – Revisão tarifária da CHESP 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
19. 
O reposicionamento econômico de -5,37% é composto pela redução da Parcela A em -7,77% 
e no incremento na Parcela B de 2,39%. 
 
Parcela A 
 
20. 
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. 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-11,61%
-7,77%
62,47%
Encargos Setoriais
-23,01%
-3,69%
13,04%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
-18,18%
-0,03%
0,16%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-38,35%
-3,80%
6,46%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
8,38%
0,03%
0,45%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
3,73%
0,17%
5,12%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-6,75%
-0,06%
0,84%
Custos de Transmissão
-1,67%
-0,08%
5,19%
Uso do sistema de distribuição
-1,67%
-0,08%
5,19%
Custos de Aquisição de Energia
-8,71%
-3,99%
44,24%
PARCELA B
7,23%
2,39%
37,53%
Custos Operacionais
-1,16%
-0,25%
22,74%
Anuidades
29,48%
0,83%
3,86%
Remuneração
23,86%
1,37%
7,52%
Depreciação
13,17%
0,43%
3,94%
Receitas Irrecuperáveis
-58,24%
-0,09%
0,07%
Outras Receitas
-14,70%
0,10%
-0,60%
Reposicionamento Tarifário
-5,37%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-5,41%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
-0,33%
CVA em Processamento - Energia comprada
-0,63%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-0,30%
Neutralidade dos Encargos
-0,60%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
-0,03%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
-1,57%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-1,22%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,05%
Repasse de compensação DIC/FIC
-0,06%
Conselho de Consumidores
-0,17%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
-0,12%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,32%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,24%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-12,03%
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -11,61% -7,77% 62,47%  
Encargos Setoriais -23,01% -3,69% 13,04%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE -18,18% -0,03% 0,16%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -38,35% -3,80% 6,46%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 8,38% 0,03% 0,45%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 3,73% 0,17% 5,12%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. -6,75% -0,06% 0,84%  
Custos de Transmissão -1,67% -0,08% 5,19%  
  -1,67% -0,08% 5,19%
Custos de Aquisição de Energia -8,71% -3,99% 44,24%  
PARCELA B 7,23% 2,39% 37,53%  
Custos Operacionais -1,16% -0,25% 22,74%
Anuidades 29,48% 0,83% 3,86%
Remuneração 23,86% 1,37% 7,52%
Depreciação 13,17% 0,43% 3,94%
Receitas Irrecuperáveis -58,24% -0,09% 0,07%
Outras Receitas -14,70% 0,10% -0,60%  
Reposicionamento Tarifário -5,37%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -5,41%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais -0,33%
CVA em Processamento - Energia comprada -0,63%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,30%
Neutralidade dos Encargos -0,60%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs -0,03%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -1,57%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -1,22%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,05%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,06%
Conselho de Consumidores -0,17%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,12%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,32%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,24%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -12,03%  

21. 
Nessa Parcela, sobressai a redução do custo com encargos setoriais, que impactou, 
negativamente, o reposicionamento tarifário em -3,69%. 
 
22. 
Desses encargos, destaca-se a quota CDE (USO), que se destina ao custeio dos objetivos da 
CDE, previstos em seu orçamento anual, definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do 
art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013. 
 
23. 
Ressalta-se ainda o impacto, de -3,99%, dos custos com compra de energia. Tal resultado 
decorre da nova tarifa de suprimento da CELG-D para a distribuidora, homologada pela Resolução 
Homologatória nº 2.160, de 2016, cujo custo médio passou de R$ 213,58 para R$ 192,78. 
 
24. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o valor contido nas tarifas e a 
atual revisão: 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
25. 
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.  
  
26. 
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.  
 
27. 
No caso da CHESP, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a média histórica 
praticada pela Concessionária, de 1,14%, sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o 
final do ciclo, propõe-se o mesmo percentual, de 1,14%, de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa 
tensão, haja vista que a Empresa pratica perdas abaixo de 2,5%, e, nestes casos, não é estabelecida uma 
trajetória de redução das perdas. 
 
28. 
Quanto às perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, estas foram 
informadas pela SRD, por meio do Memorando n° 442/2016 – SRD/ANEEL, de 31 de outubro de 2016, no 
percentual de 9,68% sobre a energia injetada. 
 
Parcela B 
 
29. 
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 28,7%, 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.  
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Bilateral
127.493,50
127.320,69
-0,14%
213,58
192,78
-9,74%
Proinfa
2.840,30
2.870,32
1,06%
241,87
327,57
35,43%
Sobra (-) / Exposição (+)
0,00
0,00 -
0,00
192,78 -
TOTAL
130.333,79
130.191,02
-0,1%
214,20
195,75
-8,6%
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  
Bilateral
Proinfa  127.493,50 127.320,69 -0,14%
2.840,30 2.870,32 1,06%  213,58 192,78 -9,74%
241,87 327,57 35,43%  
Sobra (-) / Exposição (+)  0,00 0,00 -  0,00 192,78 -  
TOTAL  130.333,79 130.191,02 -0,1%  214,20 195,75 -8,6%  
  Fonte: Superin    

30. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionária para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas tarifas. 
A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores 
que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. 
 
31. 
No caso da CHESP, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa é igual ao intervalo 
inferior definido pelo método de benchmarking. Como resultado, não foi estabelecida uma trajetória de ajuste 
da Parcela B ao longo do ciclo. 
 
32. 
Como a aplicação da metodologia não resultou em um aumento dos custos operacionais da 
CHESP, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%, 
estabelecido no regulamento. Quanto à comparação que é realizada com os custos reais da concessionária, a 
aplicação da metodologia resultou em uma relação inferior a 120% e, desse modo, não foi necessário recalcular 
a meta de custos para compartilhar com o consumidor o valor excedente. Dessa forma, o resultado final da 
análise foi um custo operacional inferior ao atualmente existente na tarifa, mas que contribuiu para o resultado 
final das tarifas em -0,25% pelo fato desse custo ainda ser ajustado pelos ganhos potenciais de produtividade 
nos doze meses posteriores à revisão. 
  
33. 
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. 
 
34. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 23,86% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 1,37%. Essa situação adveio do aumento do aumento 
do WACC regulatório, que passou de 7,50% para 8,09%, e da remuneração sobre os investimentos realizados 
com recursos de Obrigações Especiais. 
 
35. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 13,17% em relação 
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em 0,43%. A situação proveio do efeito de uma 
redução da base bruta, combinado com o aumento da taxa de depreciação (de 3,19% para 3,74%). 
 
Componentes financeiros 
 
36. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CHESP:

Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
37. 
Os componentes financeiros mais expressivos foram a CVA energia, e o financeiro de reversão 
RTE. 
 
Subvenção da CDE para descontos tarifários 
 
38. 
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 respectivo processo tarifário e a 
diferença entre as tarifas com e sem descontos. 
 
39. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
CHESP, em relação às competências entre novembro/2016 a outubro/2017, é de R$ 325.385,70 (trezentos e 
vinte e cinco mil, trezentos e oitenta e cinco reais e setenta centavos). Esse valor já inclui o ajuste da diferença 
entre os valores previstos e os realizados entre setembro/2015 a outubro/2016, bem com os meses adicionais 
devidos ao período de postergação da data contratual. 
 
 
II.3 DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
40. 
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. 
 
41. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora 
                                                          
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. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
(203.674,00)
              
-0,33%
CVA em Processamento - Energia comprada
(394.411,78)
              
-0,63%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(187.643,84)
              
-0,30%
Neutralidade dos Encargos
(371.209,67)
              
-0,60%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
(18.648,32)
                
-0,03%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
(975.356,64)
              
-1,57%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(759.193,69)
              
-1,22%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(33.159,91)
                
-0,05%
Repasse de compensação DIC/FIC
(38.402,37)
                
-0,06%
Conselho de Consumidores
(108.094,89)
              
-0,17%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
(73.010,76)
                
-0,12%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(200.860,22)
              
-0,32%
Total
(3.363.666,10)
           
-5,41%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais ( 203.674,00) -0,33%
CVA em Processamento - Energia comprada ( 394.411,78) -0,63%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 187.643,84) -0,30%
Neutralidade dos Encargos ( 371.209,67) -0,60%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs ( 18.648,32) -0,03%
Financeiro de Reversão RTE - Energia ( 975.356,64) -1,57%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 759.193,69) -1,22%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia ( 33.159,91) -0,05%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 38.402,37) -0,06%
Conselho de Consumidores ( 108.094,89) -0,17%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE ( 73.010,76) -0,12%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD ( 200.860,22) -0,32%  
Total ( 3.363.666,10) -5,41%  

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 1,48%. 
 
42. 
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. Assim, o componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da CHESP é 
de 0,00%.  
 
43. 
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.  
 
44. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CHESP até a próxima 
revisão tarifária será de 1,48%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q, a ser definido em cada 
processo de reajuste. 
 
 
II.4 COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
 
45. 
A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública e 
o resultado da revisão tarifária.  
 
Tabela 5 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
46. 
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 –4,44%. A redução desse 
custo se deve principalmente à atualização das tarifas da CELG, atual supridora da CHESP; 
 
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-2,52%
-7,77%
-5,25%
Encargos Setoriais
-3,61%
-3,69%
-0,08%
Custos de Transmissão
0,64%
-0,08%
-0,72%
Custos de Aquisição de Energia
0,45%
-3,99%
-4,44%
PARCELA B
3,23%
2,39%
-0,84%
CO + Anuidades + RI
0,62%
0,49%
-0,13%
Remuneração
2,28%
1,37%
-0,91%
Depreciação
0,25%
0,43%
0,18%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
0,08%
0,10%
0,02%
Reposicionamento Tarifário
0,71%
-5,37%
-6,08%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
-5,68%
-5,41%
0,27%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,24%
-1,24%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
-0,50%
0,00%
0,50%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-6,71%
-12,03%
-5,32%

(ii) 
os custos de transmissão de energia, que representaram uma variação de -0,72% em relação 
ao que foi apresentado para abertura da AP 55/2016, também devido à atualização das tarifas da 
supridora; e 
 
(iii) 
os componentes financeiras do processo atual, com variação de 0,27%. Dentre eles se destaca 
a CVA Energia calculada pela ANEEL, já incluído o valor relativo a reversão da receita com 
bandeiras. 
 
47. 
A fim de apresentar a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora, com e sem tributos3, os gráficos abaixo ilustram esses efeitos: 
 
Gráfico II – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
Gráfico III – Composição da receita com tributos 
                                                          
3 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo Gráfico, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias de ICMS e 
PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.  
Custo de       
Distribuição
25,2%
Custo de            
Energia
28,7%
Custo de     
Transmissão
3,5%
Encargos          
Setoriais
9,9%
ICMS 26,9%
PIS/COFINS 5,8%
Tributos
32,7%

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
48. 
O gráfico abaixo demonstra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, 
comparativamente com a variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período: 
 
 
Gráfico IV – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
II.5 DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
49. 
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 nº 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 
do PRODIST4. 
 
                                                          
4 “5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD 
conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades 
consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte 
procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho dos 
conjuntos; e 
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”  
413,72
406,09
365,33
384,26
438,00
419,39
377,09
466,74
561,66
561,66
581,91
523,87
set/07
set/08
set/09
set/10
set/11
set/12
set/13
set/14
mar/15
mar/15
set/15
nov/16
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
700,00
750,00
800,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
    
    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
    
  Variação IPCA  581,91
556611,,6666
    
466,74    
438,00
413,72 406,09 419,39    
384,26 377,09
365,33    
    
    
    
    

50. 
No Gráfico 5 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC 
e FEC para a CHESP. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média 
anual é de 2,07% no DEC e 7,33% no FEC. Percebe-se que houve a atenuação da trajetória de redução de 
limites em razão do suprimento. Como consequência, os limites para os 3 primeiros anos permaneceram iguais 
aos vigentes. 
 
51. 
 
 
Gráfico V – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da COPEL 
Fonte: Nota Técnica no 88/2015-SRD/ANEEL. 
52. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 6 e 7 apresentam 
uma comparação entre os limites da Chesp e os limites de outras distribuidoras localizadas na Região Centro-
Oeste. 
18,97
17,01
11,92
15,59
16,50
27,86
14,12
14,80
39,17
30,36
25,45
39,63
31,46
36,52
27,05
29,55
20,25
20,52
20,52
18,68
18,22
17,32
16,40
15,09
14,18
33,83
32,41
31,30
27,15
25,39
23,24
31,39
31,38
17,03
14,18
14,18
14,18
13,87
12,71
17,03
17,03
17,03
14,79
10,79
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - Chesp
DEC Apurado
FEC Apurado
DEC Limite
FEC Limite
DEC Limite Proposto
FEC Limite Proposto
                                
33,  83                              
                                
    32,41
31,30                    31,39 31,38        
                                
        27,      15  25  ,39    ,24          
                    23            
                                
20,  25  20  ,52  20  ,52  18,  68                  
  9,17    30,36      3  9,63  18  ,22
31,46  17  ,32
36,52  16,  40  15  ,09  17,03 17,03 17,03 17,03
14,79
14,18 14,18 14,18 14,18
12,71
3                                
                                
          25,45          27,86      27,05    29,55  13,87
                                
18,97    17,01    11,92    15,59    16,50        14,12    14,80    10,79
                                

Gráfico VI – Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul 
Fonte: Nota Técnica no 88/2015-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico VII – Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul 
Fonte: Nota Técnica no 88/2015-SRD/ANEEL. 
53. 
Depreende-se dos Gráficos acima que os limites propostos para a CHESP estão aderentes à 
realidade da região. 
 
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Centro-Oeste
CHESP
CEB-DIS
CELG-D
EMS
EMT
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Centro-Oeste
CHESP
CEB-DIS
CELG-D
EMS
EMT

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 Chesp entre 2013 e 2015: 
 
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela Chesp 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
220.474  
755.572,37  
2014 
66.573  
260.400,69  
2015 
73.407  
306.105,51  
Fonte: site da ANEEL. 
 
 
 
III. DIREITO 
 
55. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: 
i) 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;  art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro 
de 1997; 
iii) art. 6º da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
iv) art. 2º da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
v) art. 25 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; 
vi) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
vii)  Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
viii) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – PRODIST; e 
ix) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 44/1999. 
 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
56. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nº 48500.000026/2016-
19 e 48500.004210/2016-38, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, 
a fim de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CHESP, a vigorar a partir de 
22 de novembro de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  consumidores 
de -12,03%, sendo de -24,43% para os consumidores em alta tensão e de -9,34% 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 CHESP; 
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  220.474  755.572,37  
    66.573  260.400,69  
    73.407  306.105,51  

e) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE de 
R$ 325.385,70 (trezentos e vinte e cinco mil, trezentos e oitenta e cinco reais e setenta 
centavos) a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CHESP, 
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
f) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,48%; 
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 CHESP: 
Código 
Conjunto de Unidades 
Consumidoras 
DEC (horas) 
FEC (interrupções) 
2017 
2018 
2019 
2020 
2021 
2017 
2018 
2019 
2020 
2021 
13782 
Carmo do Rio Verde 
15 
15 
15 
14 
13 
17 
17 
17 
15 
11 
13785 
Jardim Paulista 
16 
16 
16 
16 
14 
17 
17 
17 
15 
11 
13786 
Rialma 
13 
13 
13 
13 
12 
16 
16 
16 
14 
10 
13783 
Rianápolis 
14 
14 
14 
14 
13 
19 
19 
19 
16 
12 
13784 
Uruana 
15 
15 
15 
14 
13 
19 
19 
19 
16 
12 
 
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020: 
Reajuste 2017 Reajuste 2018 Reajuste 2019 Reajuste 2020 
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 
9,68% 
9,68% 
9,68% 
9,68% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 
1,14% 
1,14% 
1,14% 
1,14% 
 
 
Brasília, 16 de novembro de 2016. 
 
 
 
 
TIAGO DE BARROS CORREIA 
Diretor
Código  Conjunto de Unidades
Consumidoras    DEC (horas)                              FEC (interrupções)                          
      2017      2018      2019      2020      2021      2017      2018      2019      2020      2021  
13782  Carmo do Rio Verde  15      15      15      14      13      17      17      17      15      11    
13785  Jardim Paulista  16      16      16      16      14      17      17      17      15      11    
13786  Rialma  13      13      13      13      12      16      16      16      14      10    
13783  Rianápolis  14      14      14      14      13      19      19      19      16      12    
13784  Uruana  15      15      15      14      13      19      19      19      16      12    
  Reajuste 2017  Reajuste 2018  Reajuste 2019  Reajuste 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  9,68%  9,68%  9,68%  9,68%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  1,14%  1,14%  1,14%  1,14%