FL. 1 de 17 
VOTO 
 
 
 
PROCESSOS: 48500.000027/2016-63 e 48500.002219/2016-12 
 
INTERESSADO: Consumidores e Força e Luz Coronel Vivida Ltda. – Forcel  
 
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega 
 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
 
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Força e Luz Coronel Vivida Ltda. – Forcel, a 
vigorar a partir de 26 de agosto 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 2017 a 2021, consolidados após a avaliação 
das contribuições trazidas na Audiência Pública no 37/2016 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição no 69/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Força e Luz Coronel Vivida Ltda. – Forcel 
estabeleceu 26 de agosto de 2016 para realizar a Quarta Revisão Tarifária Periódica da Concessionária. 
 
2. 
As metodologias aplicáveis ao Quarto Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas - 4CRTP das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica são definidas nos Módulos 2 e 7 dos procedimentos de 
Regulação Tarifária – PRORET, que tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, já contemplam 
as alterações no Módulo 2, aprovadas na Resolução Normativa no 660, de em 28 de abril de 2015. 
3. 
Na 21o Reunião Pública Ordinária, realizada em 14 de junho de 2016, esta Diretoria instaurou 
a Audiência Pública 37/2016, entre 22 de junho e 22 de julho de 2016, com reunião presencial em Coronel 
Vivida/PR em 7 de julho de 2016, para debater com a sociedade a proposta de quarta revisão tarifária da Forcel 
e os limites de DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Distribuidora, para vigorarem entre 
2017 a 2021. 
4. 
Em 27 de julho de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das 
contribuições apresentadas na Audiência Pública 37/2016, foi encaminhada à Forcel e ao Conselho de 
Consumidores da Concessionária. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT agendou para 1o e 4 de

FL. 2 de 17 
agosto de 2016, respectivamente, reuniões com o Conselho de Consumidores e os representantes da 
Concessionária para discutir a proposta final da revisão tarifária, porém ambos não compareceram. 
5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, por meio da Nota 
Técnica no 115, de 1o de agosto de 2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e propôs 
fixar os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Forcel, de 2017 a 
2021.  
6. 
A SGT, mediante a Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016, também 
analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e submeteu à Diretoria Colegiada os resultados 
finais da revisão tarifária da Forcel.  
7. 
Em 23 de agosto de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, 
disciplinado pela Resolução Normativa no 538, de 2013, e identificou-se que não constavam inadimplências 
relativas às obrigações setoriais registradas em nome da Forcel1. 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
8. 
A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do reposicionamento 
tarifário, o qual contempla os custos eficientes e os investimentos prudentes para a prestação dos serviços de 
distribuição de energia elétrica, do Fator X e da nova estrutura tarifária.  
9. 
O reposicionamento tarifário calculado para a Forcel é de -10,62%, tendo como base de 
comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas. 
10. 
Ao montante calculado, foram adicionados os componentes financeiros correspondentes a -
1,10%. O efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior representa a 
majoração de -3,78% na atual revisão. Essa movimentação tarifária conduz ao efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores de -15,50%, [-15,50% = (-10,62%) + (-1,10%) + (-3,78%)].  
11. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1: 
 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

FL. 3 de 17 
 
Fonte: Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/8/2016. 
12. 
O impacto a ser percebido pelos consumidores depende do respectivo subgrupo e da 
modalidade tarifária. 
13. 
A diferença entre os efeitos médios dos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa Tensão) se relaciona 
com os itens de custos que estão sofrendo alterações: 
a) a redução da cobertura da quota anual da CDE. Por ser custo recuperado por meio da tarifa 
R$/MWh, igualmente por todos os grupos tarifários, os consumidores do Grupo A em razão de 
possuírem tarifa menor e elevado consumo de energia percebem redução relativa maior do 
que os consumidores do Grupo B e 
b) a nova alocação de custos da Parcela B, entre os subgrupos tarifários, em razão do recálculo 
da estrutura tarifária (estrutura vertical). A Nota Técnica da Estrutura Tarifária analisa 
detalhadamente esses efeitos. 
14. 
Nesse ciclo tarifário a Distribuidora encaminhou os dados necessários para o cálculo do custo 
médio e das tarifas de referência. Na revisão passada (3o Ciclo de Revisão) a Forcel não encaminhou esses 
dados – na oportunidade foram mantidos os dados do 2o ciclo de revisão. Em razão do não envio desses dados, 
a Forcel foi fiscalizada.  O recálculo das tarifas de referência após 2 ciclos tarifários também explicam a 
significativa diferença entre os efeitos médios dos Grupos A e B.  
15. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio: 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-25,48%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-2,87%
Efeito Médio AT+BT
-15,50%

FL. 4 de 17 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
Equilíbrio econômico-financeiro 
16. 
O reposicionamento tarifário envolve a redefinição das tarifas em nível compatível com o 
equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão. No reposicionamento tarifário, o equilíbrio da 
concessão ocorre por meio do ajuste das tarifas homologadas no último reajuste tarifário, para mais ou para 
menos, considerando a relação entre as receitas do serviço de distribuição, requerida e verificada. 
17. 
A receita requerida corresponde à receita compatível com a cobertura dos custos operacionais 
eficientes (custo do serviço para atender à qualidade firmada pela ANEEL) e com a remuneração dos 
investimentos reconhecidos como prudentes. Tal receita é composta pela soma da Parcela A e da Parcela B. 
Na quarta revisão tarifária da Forcel, a receita requerida é menor do que a verificada, o que explica o 
reposicionamento tarifário de -10,62%. 
18. 
A Tabela 2 demonstra os valores de cada um dos itens de receita na revisão tarifária, o impacto 
de cada componente no reposicionamento tarifário, bem como a participação percentual na receita requerida 
da revisão. 
 
 
-2,76%
1,54%
-9,41%
0,01%
-1,10%
-3,78%
-15,50%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

FL. 5 de 17 
Tabela 2 – Revisão tarifária da Forcel 
 
Fonte: Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/8/2016. 
19. 
O reposicionamento econômico de -10,62% é composto pela variação de -10,63% na Parcela 
A e de 0,01% na Parcela B. 
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 via geração 
própria. 
21. 
Nessa Parcela, sobressai a redução dos custos com compra de energia e encargos setoriais, 
os quais impactaram o reposicionamento tarifário em -9,41% e -2,76%, respectivamente.

FL. 6 de 17 
22. 
Em relação à compra de energia, tal resultado decorre, principalmente, da redução da Tarifa 
de Energia – TE da Copel, atual supridora da Forcel. O item que mais contribuiu para a redução da TE da Copel 
foi a retirada do financeiro que foi considerado no último processo da supridora para compensar o diferimento 
de financeiros ocorridos nos reajustes de 2013 a 2014.  
23. 
Quanto aos encargos setoriais, destaca-se a quota CDE – Uso, paga por todos os agentes que 
atendem consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional – SIN. A quota definida para a 
Forcel impactou a revisão em -3,43%. 
24. 
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. 
25. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre a revisão tarifária extraordinária 
e esta: 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
 
-9,41%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
-9,89%
0,00%
0,00%
-0,06%
0,00%
0,00%
0,54%
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
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Bilateral
47.916,73
48.769,75
1,78%
260,19
205,63
-20,97%
Geração Própria
4.330,74
4.547,47
5,00%
50,42
51,15
1,45%
Proinfa
1.243,63
1.409,55
13,34%
245,78
330,14
34,32%
TOTAL
53.491,10
54.726,77
2,3%
242,87
196,00
-19,3%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
0,54%
0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
-0,06%
-9,41%
-9,89%
latoT PSD-RAECC DTQ-RAECC PSD-RAECC DTQ-RAECC RAECC etnoM laretaliB II 3102/387.21 airpórP upiatI oãçisopeR arfniorP
argnA
- oleB e oãçareG
etsujA e I argnA ed
- etnetsixE - etnetsixE -avitanretlA -avitanretlA ariedaM º n etnatnoM
ieL
atoC
satoC
e e
avoN avoN  0,54%
0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
  -0,06%
-9,41%
-9,89%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação
Bilateral
Geração Própria
Proinfa  47.916,73 48.769,75 1,78%
4.330,74 4.547,47 5,00%
1.243,63 1.409,55 13,34%  260,19 205,63 -20,97%
50,42 51,15 1,45%
245,78 330,14 34,32%
TOTAL  53.491,10 54.726,77 2,3%  242,87 196,00 -19,3%

FL. 7 de 17 
Perdas na distribuição 
26. 
Com relação às perdas na distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas não 
técnicas é o da comparação do desempenho de distribuidoras em áreas de concessão comparáveis.  
27. 
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. O 
ponto de chegada da trajetória é definido por comparação entre o desempenho da distribuidora e o de outras 
que atuem em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não técnicas, e que 
tenham desempenho melhor.  
28. 
No caso da Forcel, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a média histórica 
praticada pela Concessionária, de 1,63% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o 
final do ciclo, recomenda-se o mesmo percentual, de 1,63%, de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa 
tensão, haja vista que a Distribuidora pratica perdas abaixo de 2,50%, e, nestes casos, não é estabelecida 
trajetória de redução das perdas. 
29. 
No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas considerando as características do 
sistema de distribuição da Concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica e tipo de 
transformadores. O valor de perdas técnicas, de 4,77% em relação à energia injetada, foi calculado nos termos 
do Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST 
e informado pela SRD no Memorando no 302/2016-SRD/ANEEL, de 29 de julho de 2016. 
Parcela B 
30. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela trata dos custos com a atividade de distribuição 
e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos operacionais eficientes 
e o custo anual dos ativos, decorrentes dos investimentos prudentes realizados pela distribuidora.  
31. 
Desde a Terceira Revisão Tarifária, o crescimento da Parcela B na receita verificada da 
Concessionária foi de 19,8%, resultante do efeito dos reajustes da tarifa, que considera a variação do IGP-M 
deduzido do Fator X, e a da variação do mercado da Distribuidora.

FL. 8 de 17 
 
Custo de administração, operação e manutenção e anuidades 
32. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionárias para definir o nível desses custos, que serão reconhecidos nas tarifas. A 
partir dessa análise, é estabelecido intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores que 
serão fixados ao longo do ciclo tarifário.   
33. 
No caso da Forcel, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas é maior do que o 
intervalo superior definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como resultado, a metodologia 
prevê que seja estabelecida trajetória de diminuição desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final, os 
custos operacionais regulatórios alcancem o limite superior do intervalo. 
34. 
Como a aplicação da metodologia resultou na diminuição dos custos operacionais da Forcel de 
-2,98% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%, 
estabelecido no regulamento.  
35. 
Quanto à comparação, realizada com os custos reais da Concessionária, a aplicação da 
metodologia resultou na relação inferior a 120% e, desse modo, não foi necessário recalcular a meta de custos 
operacionais para compartilhar com o consumidor o valor excedente. O resultado final da análise foi o custo 
operacional considerado na revisão inferior ao atualmente existente na tarifa, contribuindo para a redução 
tarifária de -0,73%. 
Custo anual dos ativos 
36. 
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, à depreciação e à amortização dos investimentos efetuados, visando recompor os ativos afetos à 
prestação do serviço ao longo da vida útil, estando relacionada à Base de Remuneração Bruta e à Taxa de 
Depreciação. 
37. 
A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando 
no 419/2016-SFF/ANEEL, de 29 de julho de 2016, informou os valores da Base de Remuneração da 
Concessionária.

FL. 9 de 17 
38. 
Quanto à Remuneração do Capital, houve variação de 7,55% em relação aos valores hoje 
existentes, o que representou impacto nas tarifas de 0,18%. A situação adveio 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. 
39. 
No que se refere à Quota de Reintegração Regulatória, houve aumento de 4,52% em relação 
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em 0,06%. A situação proveio do aumento da Parcela 
B superior aos efeitos do aumento da Base Bruta, combinado com o leve aumento da taxa de depreciação (de 
4,02% para 4,09%).  
 
Componentes financeiros 
40. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da Forcel:  
Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/8/2016. 
41. 
Em relação aos componentes financeiros, verifica-se que os efeitos foram equilibrados, de 
modo que nenhum componente financeiro impactou expressivamente o processo tarifário. 
 
Subvenção da CDE 
42. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários2, o montante mensal de recursos da 
CDE, a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras a cada distribuidora, deve ser 
2 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.839, de 2013, e do 
Decreto nº 7.891, de 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

FL. 10 de 17 
homologado pela ANEEL. Para definir os valores mensais a serem repassados entre agosto de 2016 e julho de 
2017, deve-se utilizar o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas, 
com e sem descontos, resultantes do mesmo processo. 
43. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Eletrobras à Forcel, em relação às competências 
entre agosto/2016 a julho/2017, é de R$ 43.657,21. Esse valor inclui o ajuste da diferença entre os valores 
previstos e os realizados entre agosto de 2015 e julho de 2016. 
 
Comparação entre a proposta da Audiência Pública e o resultado final 
44. 
A Tabela 5 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. 
45. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência 
pública foram:  
a) uso de sistema de distribuição, que contribuiu na Audiência Pública com +3,53% e agora 
contribui com +1,54% no efeito médio divulgado na Audiência Pública. A variação se deve 
às novas tarifas da Copel, homologadas pela Resolução Homologatória no 2.096, de 2016; 
saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e 
serviço público de irrigação. 
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-8,37%
-10,63%
-2,26%
Encargos Setoriais
-3,73%
-2,76%
0,98%
Custos de Transmissão
3,53%
1,54%
-2,00%
Custos de Aquisição de Energia
-8,17%
-9,41%
-1,24%
PARCELA B
-0,47%
0,01%
0,48%
CO + Anuidades + RI
-0,67%
-0,38%
0,29%
Remuneração
0,16%
0,18%
0,01%
Depreciação
-0,18%
0,06%
0,24%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
0,21%
0,15%
-0,06%
RT considerando a varição tarifária da RTE
-8,84%
-10,62%
-1,78%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
5,06%
-1,10%
-6,16%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-3,78%
-3,78%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
-0,18%
0,00%
0,18%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-7,74%
-15,50%
-7,76%

FL. 11 de 17 
b) o Custo de Aquisição de Energia, que contribuiu com  para a variação de -8,17% e agora 
contribui com –9,41% em razão da atualização da tarifa de suprimento da Copel; 
c) 
os componentes financeiros do processo atual, que sofreram a variação de -6,16% em 
decorrência da substituição dos valores provisórios considerados na Audiência Pública 
por valores definitivos. 
46. 
A participação de cada seguimento de custo na composição da receita da Distribuidora, com e 
sem tributos3, está demonstrada nos Gráficos 3 e 4. 
 
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
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
16,4%
Custo de            
Energia
32,3%
Custo de     
Transmissão
5,4%
Encargos          
Setoriais
12,3%
ICMS 27,9%
PIS/COFINS 5,7%
Tributos
33,6%

FL. 12 de 17 
47. 
O Gráfico 5 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 10 anos, abaixo da 
variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período. 
 
Gráfico 5 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
48. 
O Fator X, índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes, objetiva 
compartilhar com os consumidores os ganhos de produtividade da concessionária, advindos do crescimento do 
número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o que contribui para a 
modicidade tarifária. 
49. 
Esse índice é constituído de 3 componentes: o que trata dos Ganhos de Produtividade da 
Atividade de Distribuição – Pd, o da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T e o do Mecanismo de 
Incentivo à Qualidade – Q. 
50. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade da distribuidora em 
função da produtividade média do Setor, do crescimento do mercado e do número de unidades consumidoras 
da própria distribuidora. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é 1,32%. 
51. 
Já o Componente T visa estabelecer a trajetória de custos operacionais regulatórios, quando a 
análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses ao longo do ciclo tarifário. O 
componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da Forcel é de 2,34%.  
343,69
346,74
350,73
364,05
390,56
341,88
294,10
373,75
474,98
556,23
540,51
ago/07
ago/08
ago/09
ago/10
ago/11
ago/12
ago/13
ago/14
mar/15
ago/15
ago/16
Reajsute                
Reajsute                
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Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Revisão                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
700,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
  Tarifa B1 Residencial  
    
  Variação IGPM  556,23
  Variação IPCA  
474,98    
    
390,56
364,05 373,75    
343,69 346,74 350,73 341,88    
294,10    
    
    

FL. 13 de 17 
52. 
O outro integrante do Fator X, o Componente Q, é 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. 
53. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser utilizado nos reajustes da Forcel até a próxima revisão 
tarifária será de 3,74%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de reajuste. 
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
54. 
Como não foram apresentadas contribuições na Audiência Pública 37/2016 em relação à 
definição dos limites de DEC e FEC, a SRD recomendou manter os limites originalmente propostos pela 
Superintendência. 
55. 
Nos Gráficos 6 e 7 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de 
DEC e FEC para a Forcel. 
 
 
Gráfico 6 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da Forcel 
Fonte: Nota Técnica no 115/2016-SRD/ANEEL.

FL. 14 de 17 
 
Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da FORCEL 
Fonte: Nota Técnica no 115/2016-SRD/ANEEL. 
56. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Forcel, apresenta-se, nos Gráficos 8 e 9, 
comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte localizadas na Região Sul, dos quais se 
depreende que os limites propostos para a Forcel estão aderentes à realidade da Região:  
 
Gráfico 8 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul 
Fonte: Nota Técnica no 115/2016-SRD/ANEEL.

FL. 15 de 17 
 
 
Gráfico 9 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul 
Fonte: Nota Técnica no 115/2016-SRD/ANEEL. 
 
57. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 6 apresenta os valores pagos e o número de 
compensações efetuadas pela Forcel entre 2012 e 2015: 
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela Forcel 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
0 
0,00 
2014 
27 
6,42 
2015 
0 
0,00 
Fonte: Sítio da ANEEL na Internet. 
 
 
III. DIREITO 
58. 
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;
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
    0  0,00  
    27  6,42  
    0  0,00  

FL. 16 de 17 
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 69/1999. 
 
 
IV. DISPOSITIVO 
59. 
Diante do exposto e do que consta nos Processos no 48500.000027/2016-63 e 
48500.002219/2016-12, voto pela emissão de resoluções homologatórias, como as minutas anexas, a fim 
de  
a) homologar o resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Força e Luz Coronel Vivida 
Ltda. – Forcel, a vigorar a partir de 26 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio a 
ser percebido pelos  consumidores de -15,50%, sendo -25,48% para os consumidores em 
alta tensão e -2,87% 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 Forcel; 
c) aprovar o valor mensal de R$ 43.657,21 de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à 
Forcel, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
d) fixar o componente Pd  do Fator X em 1,32%; 
e) fixar o componente T do Fator X em 2,34%; 
f) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para 2017 a 2021 a serem observados 
pela Forcel, e

FL. 17 de 17 
g) 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) (%) 
4,77% 
4,77% 
4,77% 
4,77% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 
1,63% 
1,63% 
1,63% 
1,63% 
 
 
Brasília, 23 de agosto de 2016. 
 
 
 
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA 
Diretor
  Reajuste 2017  Reajuste 2018  Reajuste 2019  Reajuste 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  4,77%  4,77%  4,77%  4,77%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  1,63%  1,63%  1,63%  1,63%