VOTO 
 
PROCESSOS: 48500.000022/2016-31 e 48500.002832/2016-21 
 
INTERESSADOS: Empresa Força e Luz Urussanga Ltda. 
 
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 Empresa Força e Luz Urussanga Ltda., a 
vigorar a partir de 29/8/2016, 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 33/2016. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição 25/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Empresa Força e Luz Urussanga Ltda. 
(URUSSANGA), estabelece a data de 29/8/2016 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 Resolução Normativa (REN) 660/2015. 
 
3. 
Em 14/06/2016, na 21° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a 
Audiência Pública (AP) 33/2016 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 15/6/2016 a 
18/7/2016.  
 
4. 
A proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições trazidas na AP 
foi encaminhada à URUSSANGA e ao Conselho de Consumidores em 29/7/2016. Em 5/8/2016, na sede desta 
Agência, foi realizada reunião com o Conselho de Consumidores, para discutir a proposta final da revisão 
tarifária. A Concessionária, por sua vez, optou por não realizar a reunião. 
 
5. 
As contribuições recebidas na AP relativas aos limites dos indicadores DEC e FEC dos 
conjuntos de unidades consumidoras da URUSSANGA, para o período de 2017 a 2021ª, foram analisadas pela 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, conforme consta da Nota Técnica 
114/2016-SRD/ANEEL, de 1/8/2016.  
 
6. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando 213/2016-SRD/ANEEL, de 7/6/2016. 
 
7. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando 416/2016-SFF/ANEEL, de 28/7/2016. 
 
8. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica 272, de 17/8/2016, 
submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da URUSSANGA.

9. 
Por fim, após consulta ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, administrado por esta 
Agência, verificou-se que não constam inadimplências relativas às obrigações setoriais para com o Setor 
Elétrico, conforme estabelecido na REN 538, de 2013, registradas em nome URUSSANGA. 
 
10. 
É o relatório.  
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
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 URUSSANGA 
conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -6,23%, sendo de -13,51% em média, para 
os consumidores conectados na Alta Tensão e de 4,49%, em média, para os consumidores conectados na 
Baixa Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
                                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
12. 
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.  
 
13. 
Além disso, a redução da CDE-Uso beneficia mais fortemente as tarifas de alta tensão pois 
possuem maior participação na composição tarifária, em especial, se o mercado é majoritariamente formado 
por consumidores livres, que é o caso da concessionária.  
 
14. 
O efeito médio de -6,23% 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. 
 
15. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -1,66%. Os 
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da URUSSANGA, para compensar nos 12 meses 
subsequentes, contribuíram para uma redução tarifária de -1,94%. Já o efeito da retirada dos componentes 
financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de -2,64% na atual revisão.  
 
16. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -6,23%, 
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [-6,23% = (-1,66%) + (-1,94%) + (-
2,64%)]. 
 
17. 
O Gráfico a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.   
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-13,51%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
4,49%
Efeito Médio AT+BT
-6,23%

Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
 
Equilíbrio econômico-financeiro 
 
18. 
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.   
 
19. 
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.  
-3,03%
0,17%
-0,50%
1,71%
-1,94%
-2,64%
-6,23%
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 URUSSANGA 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
20. 
O reposicionamento econômico de -1,66% é composto pela redução da Parcela A em -3,37% 
e no incremento na Parcela B de 1,71%. 
 
Parcela A 
 
21. 
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. Nessa Parcela, sobressai a redução do custo com encargos setoriais, que impactou, negativamente, o 
reposicionamento tarifário em -3,03%. 
 
22. 
Desses encargos, 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 
URUSSANGA impactou a revisão em -5,39%.  A quota CDE-USO para 2016 foi fixada na Resolução 
Homologatória 2.018/2016, de 02/02/2016, com um valor inferior ao estabelecido para 2015. Essa resolução foi 
alterada pela Resolução Homologatória 2077/2016, de 07/06/2016, o que implicou em uma nova redução dos 
valores da quota CDE-USO para 2016.

23. 
Ressalta-se ainda o impacto dos custos com compra de energia, de -0,50%. Tal resultado 
decorre da queda da tarifa de suprimento cobrada pela CELESC, R$ 236,07/MWh para R$ 227,97/MWh. 
 
24. 
O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
 
 
Gráfico II – 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 o valor contido nas tarifas e a 
atual revisão: 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
26. 
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.  
  
-0,50%
-1,21%
0,71%
Total
 Bilateral
 Proinfra
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Existente - CCEAR-QTD
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Ajuste - CCEAR
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Madeira e Belo Monte
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Bilateral
58.446,66
58.015,54
-0,74%
236,07
227,97
-3,43%
Cota Angra I e Angra II
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Cotas Lei n º 12.783/2013
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Geração Própria
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Itaipu
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Montante de Reposição
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Proinfa
1.125,70
2.150,15
91,01%
526,76
409,62
-22,24%
Sobra (-) / Exposição (+)
0,00
0,00 -
0,00
227,97 -
TOTAL
59.572,35
60.165,69
1,0%
241,56
234,46
-2,9%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
0,71%
-0,50%
-1,21%
latoT laretaliB arfniorP  0,71%
  -0,50%
-1,21%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/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  0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
58.446,66 58.015,54 -0,74%
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
1.125,70 2.150,15 91,01%  0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
236,07 227,97 -3,43%
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
526,76 409,62 -22,24%
Sobra (-) / Exposição (+)  0,00 0,00 -  0,00 227,97 -
TOTAL  59.572,35 60.165,69 1,0%  241,56 234,46 -2,9%

27. 
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.  
 
28. 
No caso da URUSSANGA, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a média 
histórica, que corresponde ao valor de 0,37% sobre o mercado de baixa tensão que, por conseguinte, será o 
mesmo percentual para meta do 4º ciclo, haja vista que a empresa pratica um patamar de perdas não técnica 
abaixo de 2.5%, e, nestes casos, não é estabelecida uma trajetória de redução das perdas.  
 
29. 
As perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, ficou estabelecida em 
3,881% sobre a energia injetada. 
 
 
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 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 16,3%, 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.  
 
31. 
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. 
 
32. 
No caso da URUSSANGA, 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, foi 
estabelecida uma trajetória de diminuição desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final, os custos 
operacionais regulatórios alcance o limite superior do intervalo.  
 
33. 
Como a aplicação da metodologia resultou em uma redução dos custos operacionais da 
URUSSANGA de -0,94% ao ano, 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, que contribuiu 
para o resultado final das tarifas em -0,25%. 
  
34. 
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. 
 
35. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 49,49% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 1,14%. A situação adveio da majoração da base líquida 
e do aumento do WACC regulatório, que passou de 7,5% para 8,09%. Por fim, do início da remuneração sobre 
os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais, que também contribuíram para o aumento 
observado da remuneração do capital.

36. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 36,06% em relação 
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em 0,44%. A situação proveio de um aumento inferior 
da Parcela B em relação aos efeitos do aumento da taxa de depreciação e do aumento da base bruta. 
 
 
Componentes financeiros 
 
37. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da 
URUSSANGA:  
 
Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
38. 
Os componentes financeiros mais expressivos foi a CVA energia, Neutralidade dos Encargos 
e Financeiro Reversão RTE.  
 
Subvenção da CDE para descontos tarifários 
 
39. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários1, 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. 
 
40. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
URUSSANGA, em relação às competências entre agosto/2016 a julho/2017, é de R$ 283.978,21. Esse valor já 
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 a julho/2016. 
 
 
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
41. 
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. 
 
1 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; distribuidoras com mercado próprio 
inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

42. 
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%. 
 
43. 
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 
URUSSANGA é de 0,68%.  
 
44. 
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.  
 
45. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da URUSSANGA até a 
próxima revisão tarifária será de 1,82%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q, a ser definido em 
cada processo de reajuste. 
 
 
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
 
46. 
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. 
 
47. 
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 2,85%. O aumento desse 
custo se deve principalmente à variação do valor do contrato de suprimento com a CELESC, que, 
na versão submetida à audiência pública, a previsão foi de R$ 217,89 /MWh e no resultado final de 
R$ 227,97 /MWh.

(ii) 
os componentes financeiras do processo atual, com variação de -1,12%. Do qual se destaca a 
a CVA da energia comprada, que assim como outros financeiros lançados no cálculo para AP eram 
provisórios e informados pela concessionária. 
 
 
48. 
A fim de apresentar a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora, com e sem tributos2, os gráficos a seguir ilustram esses efeitos: 
 
Gráfico III – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
Gráfico IV – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
49. 
O Gráfico 5 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: 
 
2 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
22,6%
Custo de            
Energia
44,7%
Custo de     
Transmissão
11,1%
Encargos          
Setoriais
21,6%
Custo de       
Distribuição
14,8%
Custo de            
Energia
29,3%
Custo de     
Transmissão
7,2%
Encargos          
Setoriais
14,2%
ICMS 29,0%
PIS/COFINS 5,6%
Tributos
34,6%

Gráfico V – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
50. 
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 
PRODIST3. 
 
51. 
Na Audiência Pública 033/2016 não houve contribuição relativa aos limites de DEC e FEC da 
Distribuidora. No âmbito da audiência foi questionado se houve reconfigurações nos sistemas dos conjuntos 
elétricos. No entanto, não houve pronunciamentos sobre a questão, ficando entendido que não houve 
reconfigurações dos conjuntos. 
 
52. 
Assim, os limites globais de DEC e FEC estão apresentados nos Gráficos VI e VII abaixo, 
sendo que para o período 2017 a 2021 a redução média anual é de 3,64% no DEC e de 4,44 no FEC.  
 
 
3 “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.”  
285,11
302,25
303,80
317,36
353,00
365,57
299,16
322,59
402,42
481,02
522,63
546,11
ago/07
ago/08
ago/09
ago/10
ago/11
ago/12
jan/13
ago/13
ago/14
mar/15
ago/15
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RTE                
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Reajsute                
RTE                
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Revisão                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  522,63
    481,02
Variação IPCA
402,42  Variação IPCA  
365,57    
353,00
317,36 322,59    
285,11 302,25 303,80 299,16    
    
    

Gráfico VI – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da URUSSANGA 
Fonte: Nota Técnica  114/2016-SRD/ANEEL. 
 
Gráfico VII – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da URUSSANGA 
Fonte: Nota Técnica 114/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
 
III. DIREITO 
 
53. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: (i) art. 3o da Lei 9.427/1996, 
com alterações dadas pela Lei 10.848, de 15/3/2004, e remissão ao art. 29 da Lei 8.987/1995, em especial ao 
inciso V; (ii) art. 21 do Anexo I do Decreto 2.335/1997; (iii) art. 6o da Lei 8.987/1995; (iv) art. 2o da Lei 9.427/1996;

(v) art. 25 da Lei  9.074/1995; (vi) Resolução 395/2009; (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; (ix) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão 025/1999. 
 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
54. 
Do exposto e com base nos documentos constantes dos Processos 48500.000022/2016-31 e 
48500.002832/2016-21, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a 
fim de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da URUSSANGA, a vigorar a 
partir de 29 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  
consumidores de -6,23%, sendo de -13,51% para os consumidores em alta tensão e de 
4,49% 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 URUSSANGA; 
c) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à URUSSANGA, de modo 
a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
d) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,14%; 
e) fixar o componente T do Fator X de 0,68%; 
f) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem 
observados pela URUSSANGA; e 
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) (%) 
3,881% 
3,881% 
3,881% 
3,881% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 
0,37% 
0,37% 
0,37% 
0,37% 
 
 
 
Brasília, 23 de agosto de 2016. 
 
 
JÓSE JURHOSA JUNIOR 
Diretor
  Reajuste 2017  Reajuste 2018  Reajuste 2019  Reajuste 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  3,881%  3,881%  3,881%  3,881%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  0,37%  0,37%  0,37%  0,37%