48581.000965/2016-00 
 Nota Técnica n° 77/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 31 de março de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.005400/2015-91 
 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à CPFL-Paulista - Companhia 
Paulista de Força e Luz e demais providências 
pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de 2016. 
 
 
I. DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CPFL-Paulista - 
Companhia Paulista de Força e Luz, vigente a partir de 08 de abril de 2016, calculado em conformidade 
com as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula 
Sétima do Contrato de Concessão de Distribuição nº 014/1997 e os seus termos aditivos. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A CPFL Paulista, sediada na cidade de Campinas - SP, atende aproximadamente 4,2 
milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na 
ordem de R$ 9,3 bilhões. 
 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
1 - Fonte: SAMP - competência março/2016 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras1
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
3.771.644
                      
783.759
                     
31,2%
Industrial
30.550
                           
932.939
                     
37,2%
Comercial
251.902
                         
449.103
                     
17,9%
Rural
78.684
                           
78.521
                       
3,1%
Iluminação Pública
7.686
                             
75.422
                       
3,0%
Poder Público
27.543
                           
64.369
                       
2,6%
Serviço Público
4.535
                             
95.689
                       
3,8%
Demais classes
449
                                
31.352
                       
1,2%
Total 
4.172.993
                      
2.511.153
                  
100%

Fls. 2 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 
3. 
A distribuidora, por meio de Carta nº 055/OR/CPFL PAULISTA/2015, de 17 de abril de 
2015, protocolada em 17/4/2015 na ANEEL, apresentou Pedido de Reconsideração referente ao processo 
de reajuste tarifário de 2015 questionando dois itens: (i) ajuste do valor de subsídio concedido a 
consumidores da Classe Rural B2 e da Subclasse Rural B2; e (ii) atualização Monetária dos aportes da 
CDE referente a subsídios tarifários. 
 
4. 
Em 27/1/2016, a SGT solicitou1 as informações em relação ao processo de reajuste 
tarifário de 2016 da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SRM e SFF). 
 
5. 
Em 25/2/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da CPFL Paulista, 
prestando os esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de 
apresentar os prazos a serem observados para entrega de informações e documentos. 
 
6. 
Em 9/3/2016, a Distribuidora, por meio da Carta nº 044/RR/CPFL PAULISTA/2016 2, 
encaminhou à ANEEL informações para o Reajuste Tarifário Anual de 2016. 
 
7. 
O Memorando nº 59/2016-SRM/ANEEL, de 15/3/2016, apresentou informações sobre os 
contratos bilaterais de compra e venda de energia. 
 
8. 
Nos dias 25/2/2016 e 16/3/2016, a SGT recebeu os Memorandos n°s 71/2016-SFF/ANEEL 
e 127/2016-SFF/ANEEL, com os valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária referente ao 
processo tarifário de 2015, bem como os valores fiscalizados e validados das garantias financeiras 
relativas à contratação regulada de energia (CCEAR). 
 
9. 
Em 31/3/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência 
de Administração e Finanças - SAF, a CPFL Paulista encontra-se adimplente com suas obrigações 
intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei 
n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004. 
 
 
II.1. Precedentes 
 
II.1.1. Aspectos Contratuais 
 
10. 
Em 20/11/1997 foi firmado o Contrato de Concessão nº 014/1997 entre a União, por 
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a CPFL-Paulista - Companhia Paulista 
de Força e Luz. Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos de 
distribuição de energia elétrica, estabelece na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de 
tarifas de energia elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica. 
 
                                                          
 
1 Memorando nº 23/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 24/2016-SGT/ANEEL. 
2 Documento SIC nº 48513.005509/2016-00.

Fls. 3 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
11. 
Em 04/04/2005 foi assinado o Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o qual 
dá nova redação à sua Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para atender às 
condições de eficácia constante do § 2º dos arts. 36 e 43 do Decreto nº 5.163, de 30/72004. 
 
12. 
Em 26/2/2010, foi assinado o Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando 
nova redação à Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os 
procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado 
pela metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da 
Parcela “A”, relativos aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo. 
 
 
II.1.2. Aspectos Metodológicos 
 
13. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a 
manutenção do seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é 
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o 
capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do 
tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
14. 
Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, 
preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela A 
(VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas 
homologadas na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de Referência”, não incluindo tributos, 
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e 
contratação de reserva de capacidade. 
 
15. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo: 
 
 
 
16. 
Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento 
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice 
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do 
Contrato de Concessão: 
 
Período de 12 
Referência 
DRA
DRP 
VPA0 
VPA
1
RA0

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Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT



 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses 
anteriores ao reajuste em processamento; 
 
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em 
função do “Mercado de Referência; 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior”, e o 
“Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
onde: 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior” e a 
energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice 
que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à “Data de 
Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice 
a ser adotado; e 
 
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
17. 
Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a 
ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que deverão 
ser subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.  
 
18. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas 
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por 
três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
Fator X = Pd + Q + T 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais.

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Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
II.1.3 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015 
 
19. 
Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da CPFL 
Paulista concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de 
geração e CDE. 
 
20. 
A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o 
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à 
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da 
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de 
28,80% e 27,27%, respectivamente. 
 
 
II.1.4 Reajuste Tarifário Anual de 2015 
 
21. 
O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da CPFL Paulista resultou, em média, num 
reposicionamento das tarifas de 41,45%, sendo 37,31% referentes ao reajuste econômico e 4,14% 
relativos aos componentes financeiros, conforme consta na Resolução Homologatória nº 1.871, de 
7/4/2015.  
 
22. 
A distribuidora, por meio de Carta nº 055/OR/CPFL PAULISTA/2015, de 17 de abril de 
2015, protocolada em 17/4/2015 na ANEEL, apresentou Pedido de Reconsideração referente ao processo 
de reajuste tarifário de 2015 questionando dois itens: (i) ajuste do valor de subsídio concedido a 
consumidores da Classe Rural B2 e da Subclasse Rural B2; e (ii) atualização Monetária dos aportes da 
CDE referente a subsídios tarifários.  
 
23. 
Em 29/3/2016, a Diretoria Colegiada da ANEEL, por meio do Despacho n° 784/2016, 
decidiu por conceder provimento parcial ao pedido de reconsideração supracitado, de modo a incluir no 
processo tarifário de 2016 da Concessionária o valor de R$ 4.908.740,43, referenciado a abril de 2015, 
que deve ser atualizada pela variação do IGP-M e adicionada ao valor do “Ajuste” coberto com recursos 
da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE mediante repasses mensais realizados pelas Centrais 
Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras no próximo período tarifário. 
 
 
III. DA ANÁLISE 
 
III.1. Período de Referência 
 
24. 
O período de referência para o reajuste anual da CPFL Paulista é de abril/2015 a 
março/2016. 
 
III.2. Receita Anual 
 
25. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de

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Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
representando um faturamento anual de R$ 9.347.564.418,47, conforme demonstrado na Tabela 2. 
 
Tabela 2: Mercado no Período de Referência 
 
 
 
III.3. Encargos Setoriais 
 
26. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas 3 e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos 
processos tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 
23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade: 
 
 o desenvolvimento energético dos Estados;  
 
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
 
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores Residencial Baixa Renda,  
 
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
 
                                                          
 
3 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL. 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
21.678.194
               
8.404.983.703,76
          
A2   (88 a 138 kV)
525.251
                    
185.371.304,97
             
A3   (69 kV)
4.440
                        
2.882.515,48
                 
A3a (30 kV  a 44 kV)     
28.376
                      
11.212.247,45
               
A4   (2,3 kV a 25 kV)
7.133.767
                 
2.757.763.106,48
          
BT  (menor que 2,3 kV)
13.986.361
               
5.447.754.529,39
          
Suprimento
56.308
                      
16.364.881,15
               
Demais Livres
7.765.846
                 
859.902.827,28
             
Distribuição
314.688
                    
14.024.727,79
               
Geração
-
                            
52.288.278,49
               
Total
29.815.037
               
9.347.564.418,47
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 2 1.678.194 8 .404.983.703,76
A2 (88 a 138 kV) 5 25.251 1 85.371.304,97
A3 (69 kV) 4 .440 2 .882.515,48
A3a (30 kV a 44 kV) 2 8.376 1 1.212.247,45
A4 (2,3 kV a 25 kV) 7 .133.767 2 .757.763.106,48
BT (menor que 2,3 kV) 1 3.986.361 5 .447.754.529,39
Suprimento 5 6.308 1 6.364.881,15
Demais Livres 7 .765.846 8 59.902.827,28
Distribuição 3 14.688 1 4.024.727,79
Geração - 5 2.288.278,49
Total 2 9.815.037 9 .347.564.418,47

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Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
 
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e 
carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
 
 prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
 
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição;  
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do 
custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do 
PRORET; 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como objetivo 
aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica, tem sua 
metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de 
petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos 
minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de 
cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS 
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre 
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de 
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a 
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária 
para a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores 
síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER 
representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela 
destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de

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Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer 
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira 
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, 
passam a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e 
 
 
vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. Instituído pela Lei n° 
9.648/1998, alterado pela Lei n° 10.848/2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se 
de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a 
transmissão de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN. 
 
27. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão 
demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 3: Encargos Setoriais 
 
 
28. 
O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual 
(CDE Uso), homologada pela REH 2.018, de 02/02/2016, os seguintes itens: 
 
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela 
REH 2.018, de 02/02/2016. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos 
pelas distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do 
Dec. 7.891/2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de 
aquisição de energia elétrica, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com 
atualização dos valores pela variação do IPCA, mediante encargo a ser incluído nas tarifas de 
energia elétrica, definido na proporção dos recursos recebidos pela distribuidora. 
 
ii) quota anual da CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) (Art. 4º-C do Dec. 
7.891/2013) homologada pela REH nº 2.004/2015, destinada à amortização das operações de 
crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para lastro da 
Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, nos termos do Decreto nº 
8.221/2014 e da Resolução Normativa nº 612/2014. A CONTA-ACR teve como objetivo cobrir as 
despesas incorridas pelas concessionárias de distribuição, relativas ao ano de 2014, em 
decorrência da exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho de usinas 
termelétricas vinculadas a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente 
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
7.455.541,40
          
8.143.360,10
          
-
                                              
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
2.240.832.129,47
   
1.861.995.240,14
   
-
                                              
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
187.782.212,80
      
431.912.339,51
      
Previsão SGT -JAN/2016
PROINFA
180.121.161,23
      
251.812.861,15
      
REH 2003/2015
P&D e Eficiência Energética
72.718.806,84
        
79.463.468,56
        
Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS
254.578,96
             
289.631,40
             
Contribuição JAN/16 - DEZ/16
Total de Encargos Tarifários
2.689.164.431
        
2.633.616.901

Fls. 9 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
Regulado – CCEAR na modalidade por disponibilidade.  O recolhimento de quotas mensais da 
CDE pelas distribuidoras tem como contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia 
elétrica a partir dos respectivos processos tarifários ordinário de 2015. Frisa-se que a definição 
desse encargo tarifário para cada distribuidora não está vinculada aos recursos recebidos da 
Conta-ACR, mas ao tamanho de seus mercados cativos no período de fevereiro a dezembro de 
2014. Dessa forma, os custos da Conta-ACR foram distribuídos equitativamente a todos os 
consumidores cativos do sistema interligado nacional. 
 
29. 
A partir da assinatura, em 2010, dos Termos Aditivos aos contratos de concessão de 
serviço público de distribuição de energia elétrica, são considerados na DRA (Data de Referência Anterior) 
os valores faturados dos encargos setoriais, de modo a assegurar a neutralidade desses itens da 
“Parcela A”. 
 
30. 
Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão 
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da 
concessionária. 
 
 
III.4. Transmissão 
 
31. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, 
Transporte de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição. 
 
32. 
Com relação aos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de 
Uso do Sistema de Transmissão) foram obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, 
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – 
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas na 
Resolução Homologatória n° 1.917, de 23/06/2015.  
 
33. 
Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na 
Resolução Homologatória n° 1.918, de 23/06/2015, sendo consideradas também as informações 
presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.  
 
34. 
Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas, 
quando houver, as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT). 
 
35. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo:

Fls. 10 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
Nota: O custo de conexão foi obtido da Resolução Homologatória nº 1.918/2015, atualizados pelo IPCA para a data de 
aniversário contratual da distribuidora acessante. 
 
36. 
Em relação aos custos de transmissão é vedada a consideração de ajustes 
compensatórios posteriores em decorrência do surgimento de novos custos de transmissão no Período de 
Referência (Parágrafo 7 do Submódulo 3.3 do PRORET). Assim, a Receita Anual da Conexão de uso 
exclusivo referente às Demais Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória 
deste processo tarifário (R$ 16.977.601,48) difere do custo de conexão repassado às tarifas e considerado 
na DRP (R$ 16.544.813,81), pois é devido o pagamento à transmissora de Parcela de Ajuste 
correspondente a novo custo de transmissão, o qual, no entanto, não é repassável à tarifa. 
 
 
III.5 Compra de Energia 
 
37. 
A Lei n. 10.848, de 15/03/2004 alterou as regras de compra e venda de energia elétrica 
especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica. Foram 
estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com mercado 
próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar. 
 
38. 
Também a Lei n° 10.848, de 15/03/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no 
Sistema Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de 
Contratação Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de 
energia “deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
39. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação 
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes 
da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do 
Sistema Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados 
por meio de licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as 
contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, 
conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública 
realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
291.731.092,49
      
220.181.456,69
      
Rede Básica Fronteira
69.373.655,15
        
86.750.813,35
        
Rede Básica ONS (A2)
5.678.064,24
          
5.952.992,90
          
MUST Itaipu
46.124.368,72
        
51.947.298,45
        
Transporte de Itaipu
19.446.302,51
        
24.543.603,91
        
Conexão
11.530.739,49
        
16.541.523,27
        
Total dos Custos de Transporte
443.884.222,60
      
405.917.688,58
Componente DRA (R$) DRP (R$)
Rede Básica 2 91.731.092,49 2 20.181.456,69
Rede Básica Fronteira 6 9.373.655,15 8 6.750.813,35
Rede Básica ONS (A2) 5 .678.064,24 5 .952.992,90
MUST Itaipu 4 6.124.368,72 5 1.947.298,45
Transporte de Itaipu 1 9.446.302,51 2 4.543.603,91
Conexão 1 1.530.739,49 1 6.541.523,27
Total dos Custos de Transporte 4 43.884.222,60 4 05.917.688,58

Fls. 11 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
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Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
firmados entre concessionária com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente 
supridor.  
 
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no 
Ambiente Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do 
Decreto n. 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos 
empreendimentos e de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004; 
 
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, 
de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia 
elétrica necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, 
de 16/9/2008; 
 
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I 
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema 
Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme 
disposto no art. 11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;  
 
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
 
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia 
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos 
termos da Lei n° 12.783, de 2013; Incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de 
Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de 
Garantia Física e Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio 
da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que 
atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de 
julho de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL;

Fls. 12 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
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Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos 
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: 
hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de 
cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem 
restrições de eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo 
como combustível). 
 
 
III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
40. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar, a 
ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e 
na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é 
definido como Energia Requerida. 
 
41. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas 
dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam 
o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de 
transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas 
apuradas pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, 
portanto, todas as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no 
processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 
 
42. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição 
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais 
Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica4. 
 
43. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução 
Homologatória nº 1.504/2013 (última revisão tarifária da CPFL Paulista) estabeleceu o percentual 
regulatório de perdas técnicas de 6,32% (sobre energia injetada da concessionária) a ser aplicado nos 
reajustes tarifários de 2013, 2014, 2015 e 2016. Já para as perdas não-técnicas (sobre o mercado 
faturado de baixa tensão), o percentual estabelecido para o ano de 2016 foi de 4,61%. 
 
44. 
A cada processo tarifário são apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado, com 
base nas medições dos últimos 12 meses, que serão somadas às perdas na Rede Básica (rateadas em 
regime de condomínio) entre todas as distribuidoras. Neste processo tarifário utilizou-se como valor 
regulatório, conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - 
                                                          
 
4 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução 
Normativa nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada 
acessante da referida instalação.

Fls. 13 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
CCEE, a média de janeiro/2015 a dezembro/2015. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual 
reajuste tarifário da CPFL Paulista. 
 
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
45. 
Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as 
perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária, 
ao mercado de venda da concessionária. 
 
46. 
A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da CPFL Paulista para 
atendimento ao seu mercado de referência apurado na DRA e na DRP. 
 
Tabela 6: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP 
 
 
III.5.2. Valoração da Compra de energia 
 
47. 
O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o 
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 
27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, 
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
a) Na Data de Referência Anterior – DRA 
 
48. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio 
dos montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior, 
conforme a tabela a seguir: 
 
 
Perdas
DRA
DRP
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
4,61%
4,61%
Técnica (s/ merc. injetado)
6,32%
6,32%
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
2,14%
2,30%
Mercado Baixa Tensão (MWh)
13.986.361
13.986.361
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
21.734.503
        
21.734.503
        
Fornecimento
21.678.194
        
21.678.194
        
Suprimento 
56.308 MWh
56.308 MWh
Consumidores Livres
8.080.534
          
8.080.534
          
Perdas Totais
3.223.945
          
3.261.210
          
Perdas Rede B.
524.111
             
561.375
             
Perdas na Distribuição
2.699.834
          
2.699.834
          
Perda Não Técnica
644.771
             
644.771
             
Perda Técnica
2.055.063
          
2.055.063
          
Energia Requerida
24.958.448
        
24.995.712

Fls. 14 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 Tabela 7: Compra de Energia na DRA 
 
 
 
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP 
 
49. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos 
critérios estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 
e o Decreto nº 5.163/2004. 
 
50. 
Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos 
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo que o 
custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia requerida, líquida da energia do 
PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na DRP. 
 
51. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 5 considerando o período de 
referência em questão.  
 
52. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada 
disponível corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, 
Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos 
Renovados, e Contratos de Suprimento.  
 
53. 
No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os 
seguintes procedimentos:  
 
i) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos 
contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega 
nos 12 meses subsequentes; 
 
ii) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi 
utilizado o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do 
IPCA até o mês do aniversário contratual; 
 
iii) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se, 
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de 
                                                          
 
5 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos 
relativos ao período de referência. 
Energia Requerida 
(MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Energia Requerida 
(R$)
24.958.448
182,81
4.562.562.432,12

Fls. 15 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
cobertura tarifária aprovada pela AP 081/2015, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de 
bandeiras e definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016. O mecanismo das 
bandeiras tarifárias, iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao consumidor do 
custo de geração de energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma antecipação da 
receita necessária para cobrir os custos adicionais com geração térmica em condições hidrológicas 
desfavoráveis. Para o cálculo do preço de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em conta o 
fato de que para patamares de geração térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28 
R$/MWh, as concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. 
Portanto, os valores de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos 
CCEARs por disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes.  
 
iv) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004 
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas 
pelo Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos. 
 
v) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que 
pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações 
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado por meio do 
Memorando nº 59/2016-SRM/ANEEL, de 15/03/2016, obedecida a data de reajuste prevista em cada 
contrato. 
 
vi) O valor da despesa com compra de energia de Itaipu é apurado com base na tarifa de 
repasse de potência da Itaipu Binacional e nos montantes de potência e energia associada para os 
próximos 12 meses. Para os meses de 2016 foram considerados os montantes publicados na Resolução 
Homologatória nº. 2.012, de 16/12/2015, e para o restante do período de referência os valores foram 
estimados a partir dos montantes da referida Resolução ajustados pela nova cota-parte de Itaipu definida 
para 2017. Para valoração dessa despesa, considerou-se a tarifa de Itaipu, em dólares, publicada pela 
Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, e a taxa de câmbio PTAX média de venda do período 
entre o 45° e o 16° dias anteriores ao reajuste da distribuidora, conforme previsto no Submódulo 3.2, 
Seção 5.1, do PRORET. 
 
vii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente de Angra adotou-se o 
preço de repasse vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL, por meio da Resolução Homologatórias 
nº 2.006, de 15/12/2015. 
 
viii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente das Cotas das 
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, calculado pela ANEEL, 
conforme as Receitas Anuais de Geração homologadas por meio das Resoluções Homologatórias nº 
1.924, de 28/07/2015 e 1.936, de 18/08/2015. Especificamente para as usinas objeto do Leilão de 
Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física 
e Potência, foram utilizadas as receias anuais de geração homologadas por meio da Resolução 
Homologatória nº 2.014, de 19/01/2016.

Fls. 16 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
54. 
A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos 
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de 
energia adquirida. 
 
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa             
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
11.000.128,85
                 
9.910.594,63
                   
215,16
    
2.132.400.382,78
       
4º LEE 2009-08
645.663,24
                      
581.711,97
                      
174,37
    
101.432.898,41
          
4º LEE 2009-08 (MCSD)
552,67
                             
497,93
                             
174,37
    
86.824,07
                   
4º LEE 2009-08 (MCSD)
(25.825,80)
                       
(23.267,82)
                       
174,37
        
(4.057.201,30)
             
4º LEE 2009-08 (MCSD)
(598.732,20)
                     
(539.429,33)
                     
174,37
    
(94.060.089,54)
           
4º LEE 2009-08 (MCSD)
(21.021,00)
                       
(18.938,92)
                       
174,37
    
(3.302.373,15)
             
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
(7.418,40)
                         
(6.683,63)
                         
176,63
    
(1.180.560,93)
             
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
(178.120,80)
                     
(160.478,40)
                     
176,63
    
(28.346.066,12)
           
12º LEE 2014 36M/ Nova regra
185.540,51
                      
167.163,21
                      
176,63
    
29.526.836,04
            
13º LEE 2014-05 DISP
180.321,12
                      
162.460,78
                      
365,98
    
59.457.920,97
            
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
(18.448,56)
                       
(16.621,28)
                       
320,47
    
(5.326.562,71)
             
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
(442.861,80)
                     
(398.997,49)
                     
320,47
    
(127.865.326,64)
         
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE
461.308,45
                      
415.617,05
                      
320,47
    
133.191.339,23
          
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP
3.376,71
                          
3.042,26
                          
293,94
    
894.242,69
                 
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra
(175,20)
                            
(157,85)
                            
222,45
    
(35.113,48)
                  
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra
(4.231,08)
                         
(3.812,00)
                         
222,45
    
(847.990,58)
                
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra
4.402,23
                          
3.966,20
                          
222,45
    
882.292,21
                 
1º LEN A-3 2008-15 T
542.157,99
                      
488.458,65
                      
288,43
    
140.887.556,83
          
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T
(9.719,96)
                         
(8.757,23)
                         
288,43
    
(2.525.872,53)
             
1º LEN  redução COCAL A-3 2008-15 T
(7.462,77)
                         
(6.723,60)
                         
288,43
    
(1.939.308,80)
             
1º LEN A-3 2008-30 H
76.683,29
                        
69.088,01
                        
194,71
    
13.452.411,92
            
2º LEN A-3 2009-15 T
754.343,33
                      
679.627,58
                      
308,65
    
209.768.485,10
          
2º LEN A-3 2009-30 H
1.468.683,61
                   
1.323.214,31
                   
227,30
    
300.770.708,95
          
4º LEN A-3 2010-15 T
996.726,54
                      
898.003,36
                      
323,01
    
290.063.915,78
          
6º LEN A-3 2011-15 T
42.537,10
                        
38.323,91
                        
278,68
    
10.679.928,08
            
8º LEN A-3 2012-15 T
28.854,55
                        
25.996,58
                        
224,27
    
5.830.151,23
              
8º LEN A-3 2012-30 H
2.885,45
                          
2.599,66
                          
223,15
    
580.120,31
                 
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra
225.083,35
                      
202.789,43
                      
137,45
    
27.874.323,57
            
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T
200.223,69
                      
180.392,05
                      
141,26
    
25.482.006,85
            
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T
163.026,08
                      
146.878,77
                      
141,26
    
20.747.952,75
            
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra
100.640,77
                      
90.672,56
                        
137,33
    
12.452.366,44
            
1º LEN A-4 2009-15 T
575.865,50
                      
518.827,51
                      
293,24
    
152.143.473,52
          
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T
(9.810,32)
                         
(8.838,63)
                         
293,24
    
(2.591.881,99)
             
1º LEN  redução COCAL A-4 2009-15 T
(6.111,83)
                         
(5.506,47)
                         
293,24
    
(1.614.742,53)
             
1º LEN A-4 2009-30 H
45.155,52
                        
40.682,99
                        
208,06
    
8.464.469,88
              
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés
(1.080,00)
                         
(973,03)
                            
209,44
    
(203.793,30)
                
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés
(981,03)
                            
(883,86)
                            
209,44
    
(185.118,84)
                
1º LEN A-5 2010-15 T
56,67
                               
51,06
                               
260,32
    
13.290,52
                   
1º LEN A-5 2010-30 H
330,34
                             
297,62
                             
209,44
    
62.335,02
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 11.000.128,85 9.910.594,63 215,16 2.132.400.382,78  
4º LEE 2009-08 645.663,24 581.711,97 174,37 101.432.898,41
4º LEE 2009-08 (MCSD) 552,67 497,93 174,37 86.824,07
4º LEE 2009-08 (MCSD) ( 25.825,80) ( 23.267,82) 174,37 (4.057.201,30)
4º LEE 2009-08 (MCSD) ( 598.732,20) ( 539.429,33) 174,37 (94.060.089,54)
4º LEE 2009-08 (MCSD) ( 21.021,00) ( 18.938,92) 174,37 (3.302.373,15)
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra ( 7.418,40) ( 6.683,63) 176,63 (1.180.560,93)
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra ( 178.120,80) ( 160.478,40) 176,63 (28.346.066,12)
12º LEE 2014 36M/ Nova regra 185.540,51 167.163,21 176,63 29.526.836,04
13º LEE 2014-05 DISP 180.321,12 162.460,78 365,98 59.457.920,97
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE ( 18.448,56) ( 16.621,28) 320,47 (5.326.562,71)
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE ( 442.861,80) ( 398.997,49) 320,47 (127.865.326,64)
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE 461.308,45 415.617,05 320,47 133.191.339,23
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP 3.376,71 3.042,26 293,94 894.242,69
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra ( 175,20) ( 157,85) 222,45 (35.113,48)
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra ( 4.231,08) ( 3.812,00) 222,45 (847.990,58)
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra 4.402,23 3.966,20 222,45 882.292,21
1º LEN A-3 2008-15 T 542.157,99 488.458,65 288,43 140.887.556,83
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T ( 9.719,96) ( 8.757,23) 288,43 (2.525.872,53)
1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T ( 7.462,77) ( 6.723,60) 288,43 (1.939.308,80)
1º LEN A-3 2008-30 H 76.683,29 69.088,01 194,71 13.452.411,92
2º LEN A-3 2009-15 T 754.343,33 679.627,58 308,65 209.768.485,10
2º LEN A-3 2009-30 H 1.468.683,61 1.323.214,31 227,30 300.770.708,95
4º LEN A-3 2010-15 T 996.726,54 898.003,36 323,01 290.063.915,78
6º LEN A-3 2011-15 T 42.537,10 38.323,91 278,68 10.679.928,08
8º LEN A-3 2012-15 T 28.854,55 25.996,58 224,27 5.830.151,23
8º LEN A-3 2012-30 H 2.885,45 2.599,66 223,15 580.120,31
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra 225.083,35 202.789,43 137,45 27.874.323,57
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T 200.223,69 180.392,05 141,26 25.482.006,85
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T 163.026,08 146.878,77 141,26 20.747.952,75
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra 100.640,77 90.672,56 137,33 12.452.366,44
1º LEN A-4 2009-15 T 575.865,50 518.827,51 293,24 152.143.473,52
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T ( 9.810,32) ( 8.838,63) 293,24 (2.591.881,99)
1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T ( 6.111,83) ( 5.506,47) 293,24 (1.614.742,53)
1º LEN A-4 2009-30 H 45.155,52 40.682,99 208,06 8.464.469,88
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés ( 1.080,00) ( 973,03) 209,44 (203.793,30)
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés ( 981,03) ( 883,86) 209,44 (185.118,84)
1º LEN A-5 2010-15 T 56,67 51,06 260,32 13.290,52
1º LEN A-5 2010-30 H 330,34 297,62 209,44 62.335,02  

Fls. 17 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 
 
 
3º LEN A-5 2011-15 T
87.073,97
                        
78.449,52
                        
281,51
    
22.084.211,28
            
3º LEN A-5 2011-30 H
92.607,64
                        
83.435,10
                        
215,02
    
17.940.623,56
            
5º LEN A-5 2012-15 T
603.932,52
                      
544.114,57
                      
268,48
    
146.086.499,00
          
5º LEN A-5 2012-30 H
279.299,53
                      
251.635,64
                      
220,67
    
55.529.648,31
            
7º LEN A-5 2013-15 T
868.532,52
                      
782.506,63
                      
271,19
    
212.211.442,51
          
10º LEN A-5 2015-30 H
178.432,44
                      
160.759,17
                      
147,60
    
23.728.361,00
            
11º LEN A-5 2015-30 H
517.488,24
                      
466.232,37
                      
97,22
      
45.326.626,12
            
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra
22.869,99
                        
20.604,77
                        
130,99
    
2.698.941,89
              
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra
39.579,15
                        
35.658,94
                        
130,99
    
4.670.830,99
              
13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra
210.767,56
                      
189.891,58
                      
130,99
    
24.873.184,83
            
13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra
38.970,85
                        
35.110,89
                        
113,75
    
3.993.837,09
              
15º LEN DIS20-2017/ Nova regra
10.682,13
                        
9.624,09
                          
109,68
    
1.055.601,03
              
15º LEN QTD30-2017/ Nova regra
10.611,66
                        
9.560,61
                          
116,57
    
1.114.461,09
              
1º LFA A-3 2010-15 OF
64.833,05
                        
58.411,50
                        
244,60
    
14.287.319,46
            
1º LFA A-3 2010-30 H
27.872,15
                        
25.111,49
                        
234,08
    
5.878.149,09
              
Madeira Santo Antônio
17.274,72
                        
15.563,70
                        
133,28
    
2.074.281,60
              
Estruturante Santo Antônio
608.246,79
                      
548.001,52
                      
133,28
    
73.035.922,99
            
Estruturante Santo Antônio - MCSD
15.998,22
                        
14.413,64
                        
133,28
    
1.921.004,09
              
Estruturante Santo Antônio - MCSD
3.812,58
                          
3.434,96
                          
133,28
    
457.800,40
                 
Estruturante Jirau
838.967,80
                      
755.870,22
                      
117,22
    
88.606.213,08
            
Estruturante Jirau - MCSD
28.538,09
                        
25.711,46
                        
117,22
    
3.014.003,57
              
Estruturante Jirau - MCSD
23.780,23
                        
21.424,86
                        
117,22
    
2.511.510,60
              
Estruturante Jirau - MCSD
20.786,78
                        
18.727,90
                        
117,22
        
2.195.361,35
              
Estruturante Belo Monte
471.832,85
                      
425.099,03
                      
116,20
        
49.394.745,66
            
Estruturante Belo Monte
413.086,73
                      
372.171,56
                      
116,20
        
43.244.792,48
            
Estruturante Belo Monte - MCSD
98.695,01
                        
88.919,53
                        
116,20
        
10.332.080,32
            
Estruturante Belo Monte - MCSD
33.137,67
                        
29.855,47
                        
116,20
        
3.469.081,43
              
Bilaterais
4.185.449,16
                   
3.770.891,28
                   
221,16
    
833.979.358,83
          
BARRA GRANDE ENERGIA
555.822,00
                      
500.769,27
                      
234,27
        
117.315.217,58
          
CERAN
442.493,88
                      
398.666,01
                      
233,92
        
93.255.952,88
            
ENERCAN
1.044.980,40
                   
941.477,80
                      
198,24
        
186.638.559,59
          
FOZ DO CHAPECÓ
1.009.152,00
                   
909.198,11
                      
234,85
        
213.525.176,76
          
PETROBRAS COMERCIALIZADORA DE ENERGIA LTDA
1.129.602,00
                   
1.017.717,85
                   
218,73
        
222.605.425,92
          
CPFL GERAÇÃO DE ENERGIA (MONJOLINHO)
3.398,88
                          
3.062,23
                          
208,68
        
639.026,11
                 
Energia Base
12.496.962,95
                 
11.314.226,59
                 
132,28
    
1.496.676.504,93
       
Cota Angra I/Angra II
909.053,89
                      
819.014,46
                      
206,29
    
168.954.493,33
          
Cotas Lei n º 12783/2013
5.707.307,09
                   
5.142.013,13
                   
60,61
      
311.659.599,33
          
Itaipu (tirando as perdas)
5.324.753,03
                   
4.797.350,06
                   
211,80
    
1.016.062.412,27
       
PROINFA
555.848,94
                      
555.848,94
                      
-
          
-
                              
Total
27.682.540,96
                 
24.995.712,50
                 
178,55
    
4.463.056.246,54
3º LEN A-5 2011-15 T 87.073,97 78.449,52 281,51 22.084.211,28
3º LEN A-5 2011-30 H 92.607,64 83.435,10 215,02 17.940.623,56
5º LEN A-5 2012-15 T 603.932,52 544.114,57 268,48 146.086.499,00
5º LEN A-5 2012-30 H 279.299,53 251.635,64 220,67 55.529.648,31
7º LEN A-5 2013-15 T 868.532,52 782.506,63 271,19 212.211.442,51
10º LEN A-5 2015-30 H 178.432,44 160.759,17 147,60 23.728.361,00
11º LEN A-5 2015-30 H 517.488,24 466.232,37 97,22 45.326.626,12
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra 22.869,99 20.604,77 130,99 2.698.941,89
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra 39.579,15 35.658,94 130,99 4.670.830,99
13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra 210.767,56 189.891,58 130,99 24.873.184,83
13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra 38.970,85 35.110,89 113,75 3.993.837,09
15º LEN DIS20-2017/ Nova regra 10.682,13 9.624,09 109,68 1.055.601,03
15º LEN QTD30-2017/ Nova regra 10.611,66 9.560,61 116,57 1.114.461,09
1º LFA A-3 2010-15 OF 64.833,05 58.411,50 244,60 14.287.319,46
1º LFA A-3 2010-30 H 27.872,15 25.111,49 234,08 5.878.149,09
Madeira Santo Antônio 17.274,72 15.563,70 133,28 2.074.281,60
Estruturante Santo Antônio 608.246,79 548.001,52 133,28 73.035.922,99
Estruturante Santo Antônio - MCSD 15.998,22 14.413,64 133,28 1.921.004,09
Estruturante Santo Antônio - MCSD 3.812,58 3.434,96 133,28 457.800,40
Estruturante Jirau 838.967,80 755.870,22 117,22 88.606.213,08
Estruturante Jirau - MCSD 28.538,09 25.711,46 117,22 3.014.003,57
Estruturante Jirau - MCSD 23.780,23 21.424,86 117,22 2.511.510,60
Estruturante Jirau - MCSD 20.786,78 18.727,90 117,22 2.195.361,35
Estruturante Belo Monte 471.832,85 425.099,03 116,20 49.394.745,66
Estruturante Belo Monte 413.086,73 372.171,56 116,20 43.244.792,48
Estruturante Belo Monte - MCSD 98.695,01 88.919,53 116,20 10.332.080,32
Estruturante Belo Monte - MCSD 33.137,67 29.855,47 116,20 3.469.081,43  
Bilaterais 4.185.449,16 3.770.891,28 221,16 833.979.358,83  
BARRA GRANDE ENERGIA 555.822,00 500.769,27 234,27 117.315.217,58
CERAN 442.493,88 398.666,01 233,92 93.255.952,88
ENERCAN 1.044.980,40 941.477,80 198,24 186.638.559,59
FOZ DO CHAPECÓ 1.009.152,00 909.198,11 234,85 213.525.176,76
PETROBRAS COMERCIALIZADORA DE ENERGIA LTDA 1.129.602,00 1.017.717,85 218,73 222.605.425,92
CPFL GERAÇÃO DE ENERGIA (MONJOLINHO) 3.398,88 3.062,23 208,68 639.026,11  
Energia Base 12.496.962,95 11.314.226,59 132,28 1.496.676.504,93  
Cota Angra I/Angra II 909.053,89 819.014,46 206,29 168.954.493,33
Cotas Lei n º 12783/2013 5.707.307,09 5.142.013,13 60,61 311.659.599,33
Itaipu (tirando as perdas) 5.324.753,03 4.797.350,06 211,80 1.016.062.412,27
PROINFA 555.848,94 555.848,94 - -  
Total 27.682.540,96 24.995.712,50 178,55 4.463.056.246,54  

Fls. 18 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
55. 
Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA6 e na DRP 
para a CPFL Paulista, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 
4.562.562.432,12 e R$ 4.463.056.246,54. 
 
 
III.6. Parcela B 
 
56. 
O Fator X7 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na 
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que 
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa 
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
T
Q
Pd



X
Fator 
 
 
onde:  
 
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
57. 
A Resolução Homologatória nº 1.504/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os 
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,25% e 0,00%, respectivamente, a serem aplicados na 
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da CPFL Paulista. 
 
58. 
Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, o componente Q 
(qualidade do serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da 
variação dos indicadores de DEC e FEC apurados nos últimos dois anos disponíveis.  
 
59. 
No caso da CPFL Paulista a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos 
de 2014 e 2015 foi de 9,25%, de modo que o valor de componente Q do Fator X a ser aplicado na 
atualização da Parcela B é de 0,25%. 
 
60. 
À vista do disposto no Parágrafo 20 do Submódulo 2.5 do PRORET (Revisão 1.1 
aprovada pela REN nº 640, de 16/12/2014), que determina o recálculo do Componente “Q” considerado 
em processos tarifários anteriores quando houver retificação dos indicadores DEC e FEC utilizados 
originalmente, cabe informar que após análise dos novos dados fornecidos pela Superintendência de 
Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD), por meio do Memorando nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 
31/03/2016, relativos aos anos civis de 2013 e 2014, não se verificou quaisquer efeitos tarifários a 
considerar no caso da CPFL Paulista em relação aos cálculos anteriores em que tais dados tenham sido 
utilizados. 
                                                          
 
6 O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo 
preço médio de repasse do processo tarifário anterior. 
7 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.

Fls. 19 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 
Tabela 9: Fator X 
 
  
61. 
Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M8 e do Fator X. A variação 
do IGP-M para o período de referência foi de 11,56%, enquanto o Fator X resultou em 1,50%. A tabela 
abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP. 
 
Tabela 10: Cálculo da Parcela B 
 
 
 
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
62. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias. 
 
63. 
Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:  
 
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do 
Ministério da Fazenda (MF).  
 
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, os saldos das 
CVAs foram apurados a partir de dados fornecidos diretamente pela concessionária à 
SGT, que procedeu à análise das informações e promoveu os ajustes cabíveis. Os dados 
considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de 
fiscalização, ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão 
incorporadas no processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa 
Selic. 
                                                          
 
8 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. 
Componentes
Valor
Componente Pd do Fator X
1,25%
Componente T do Fator X
0,00%
Componente Q do Fator X
0,25%
Fator X
1,50%
Descrição
Valores
Parcela B - DRA (R$)
1.651.953.333,05
       
IGP-M
11,56%
Fator X
1,50%
Parcela B - DRP (R$)
1.818.128.394,35

Fls. 20 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram 
atualizados pela taxa média anual SELIC9, de 13,88% a.a. 
 
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzida a parcela da receita decorrente da 
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta 
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos custos 
dos CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de competência 
de janeiro de 2015 a dezembro de 2015, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do 
PRORET.  
 
 Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das 
Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a 
cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para 
a CVAESS/EER para as competências de janeiro a dezembro de 2015. 
 
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita 
no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016. 
Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa decorrente de 
ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do repasse do resultado 
financeiro das compras e vendas no MCP com o consequente desaparecimento do Fator 
K; (ii) exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio 
dos contratos de compra de energia, exceto para contratos de disponibilidade e (iii) 
utilização dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos 
resultados do MCP para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços do 
Sistema. 
 
 Foi incluído no cálculo da CVAEnergia o risco financeiro decorrente de diferenças de preços 
entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme critérios de rateio 
previstos nas regras de comercialização vigentes. A SGT apurou, com base nos relatórios 
da CCEE, o valor da exposição líquida a diferenças preços de submercados, atualizado 
pela taxa SELIC, referente ao período de janeiro a dezembro de 2015.  
 
 
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo: 
 
 
                                                          
 
9 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 
1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data 
do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos 
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a 
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de 
Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste.

Fls. 21 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 
 
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento 
 
 
Nota: o cálculo da CVA Energia considera apenas os volumes contratados para atendimento de 100% do mercado 
regulatório, além das normas regulatórias vigentes (Resolução Normativa nº 255, de 06/3/2007) e Despacho nº 4.225, 
de 10/12/2013. 
 
 Cumpre ressaltar que os contratos por disponibilidade (CCEAR-D) e os contratos de cota de Itaipu 
foram os principais que impactaram no saldo da CVA de Energia, apurado em R$ 
814.147.023,04. A participação no mix de contratação da CPFL Paulista desses contratos foi de 
17% e de 20%, respectivamente e, podem se justificar, o primeiro, pelo despacho das usinas 
térmicas ao longo de 2015e, o segundo, devido à alta do dólar ocorrida no período de análise, 
aliada à tarifa de repasse de Itaipu, estabelecida pela Resolução Homologatória n. 1.836, de 
9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015. Com isso, houve uma grande diferença entre a 
tarifa de cobertura considerada no processo tarifário anterior e o valor realizado, o que resultou em 
um impacto de 2,73% e 4,96% no efeito médio do reajuste tarifário de 2016. 
 
Composição do Mix da CPFL PAULISTA na CVA 
 
 
 
 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
343.203.336,46
        
382.741.688,18
        
410.372.209,20
               
CVA CDE Energia
23.538.730,90
          
26.666.366,73
          
28.591.439,51
                 
CVA Rede Básica
10.161.349,05
          
13.100.640,64
          
14.046.389,53
                 
CVA Compra Energia
681.131.594,65
        
759.330.186,20
        
814.147.023,04
               
CVA Transporte Itaipu
8.267.618,05
            
8.963.516,99
            
9.610.602,62
                   
CVA Proinfa
15.222.779,10
          
15.663.146,79
          
16.793.885,67
                 
CVA ESS/ERR
(78.092.549,18)
         
(80.637.836,37)
         
(86.459.165,75)
               
Total
1.003.432.859,03
     
1.125.827.709,16
     
1.207.102.383,81
12 Meses
Delta 5 ° D i a Ú t i l A nterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)  
CVA CDE 343.203.336,46 382.741.688,18 4 10.372.209,20
CVA CDE Energia 23.538.730,90 26.666.366,73 2 8.591.439,51
CVA Rede Básica 10.161.349,05 13.100.640,64 1 4.046.389,53
CVA Compra Energia 681.131.594,65 759.330.186,20 8 14.147.023,04
CVA Transporte Itaipu 8.267.618,05 8.963.516,99 9 .610.602,62
CVA Proinfa 15.222.779,10 15.663.146,79 1 6.793.885,67
CVA ESS/ERR ( 78.092.549,18) ( 80.637.836,37) (86.459.165,75)  
Total 1 .003.432.859,03 1 .125.827.709,16 1 .207.102.383,81  

Fls. 22 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT – CPFL PAULISTA 
 
 
 
CVA Energia – CPFL PAULISTA 
 
 
 
ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, foi verificado se o Saldo da CVA em Processamento 
considerado no processo tarifário de 2015 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as 
variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e 
o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros 
projetada e a taxa de juros SELIC verificada.

Fls. 23 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 
 Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os 
valores de CVA do 5º dia útil fiscalizados pela SFF, os quais foram informados por 
meio do Memorando nº 71/2016-SFF/ANEEL, de 25/02/2016. Destaca-se que os 
saldo fiscalizado da CVA_energia foi alterado pela SGT, tendo sido excluídos da CVA 
do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de competência do ano de 
2015, os quais foram incluídos na apuração da CVA em processamento do atual 
cálculo tarifário, em atendimento ao disposto no inciso (ii) do Despacho nº 652, de 15 
de março de 2016.  
 
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula 
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao 
cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados 
no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, 
devidamente atualizadas pela taxa SELIC. 
 
iv) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram 
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de março de 2015 a fevereiro de 
2016, atualizadospela taxa SELIC, tendo sido fiscalizados 10  pela Superintendência de Fiscalização 
Econômica e Financeira – SFF. 
 
v) Repasse de Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo. 
Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 
15 de março de 2016. Os valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição 
ao Mercado de Curto Prazo foram: 
 
a) Para o ano civil de 2015: Sobrecontratação de energia de 749.495 MWh. Como o 
percentual de sobrecontratação foi inferior ao limite de 5% da energia anual requerida 
regulatória da concessionária, não houve glosa de sobrecontratação. Referido montante de 
energia foi obtido com base em dados fornecidos pela CCEE e representa, juntamente com o 
ajuste financeiro das operações no mercado de curto prazo, um repasse tarifário de R$ 
(194.331.883,13), já atualizado para preços de abril de 2016.   
 
b) Para o ano civil de 2014: A exposição involuntária de energia no processo tarifário de 2015, 
referente ao ano civil de 2014, havia sido calculada provisoriamente. Assim, no atual processo 
tarifário essa exposição foi recalculada em caráter definitivo, não observando-se diferença. 
Foram feitos ajustes relativos ao MAC de exportação SIN Amazonas e à UHE Santo 
Antônio11, que tiveram impacto de R$ (22.634.268,63).  
                                                          
 
10 Memorandos nºs. 127/2016-SFF/ANEEL, de 16/3/2016. 
11 Conforme determinação no voto do Diretor Relator (parágrafo 76, alínea a) do processo tarifário 48500.006196/2014-45, 
referente ao reajuste da CPFL Piratininga de 2015, foi feito recálculo do valor relativo ao ano civil de 2014, decorrente da 
redução do montante contratual de Santo Antônio contabilizada pela CCEE em julho de 2014.

Fls. 24 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 
vi) Diferencial Eletronuclear. É a diferença12 entre a tarifa praticada e a de referência entre 
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. 
 
vii) Ultrapassagem de Energia Concessionárias/Permissionárias menor que 500 
Gwh/ano. É a receita proveniente do faturamento da energia fora da faixa de tolerância das distribuidoras 
supridas com mercado inferior a 500 GWh que deve ser deduzida da receita requerida nos processos 
tarifários das supridoras, conforme determina o submódulo 11.1 do PRORET. No caso da CPFL Paulista, 
está sendo revertido o montante apurado pela ANEEL para o ano civil de 2015 e devido pelas supridas 
Cerpro e CERRP à CPFL Paulista a título de ultrapassagem de Energia. 
 
viii) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de 
fevereiro de 2015 homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de 
Distribuição de Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de 
distribuição de energia elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da 
definição das novas quotas de CDE. Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher 
subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser 
aplicada na Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de cada distribuidora. 
 
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e 
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, 
as variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram 
apropriadas como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de 
energia ou na tarifa de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes 
financeiros possibilitaria a identificação da receita faturada com esses itens, bem 
como simplificaria o cálculo da RTE. 
 
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários 
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A 
RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de 
Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual. 
 
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta a 
cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz 
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos 
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas 
CVAs. 
 
                                                          
 
12 A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 - 1º Leilão e seu valor será 
repassado mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear nos anos de 2013 a 2015, conforme parcelas homologadas pela 
Resolução Homologatória 1.585/2013.

Fls. 25 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 No processo tarifário ordinário de 2016 foi feita a reversão da receita faturada com os 
componentes financeiros de CDE e Energia estabelecidos na RTE, tendo sido 
utilizado como critério temporal a presença de faturas na CVACDE, CVACOMPRA DE 
ENERGIA.  
 
 No presente processo tarifário se faz necessária a reversão do valor, correspondendo 
às competências cujos custos associados se encontram presentes na CVACDE e na 
CVACOMPRA DE ENERGIA do atual processo tarifário.  Portanto, está sendo revertido o 
valor de R$ 191.038.100,07, devidamente atualizado pela SELIC, referente à receita 
faturada para o período de 2 de março/15 a 7 de abril/15 proveniente dos 
componentes financeiros de CDE estabelecidos na RTE. Já para o componente 
financeiro de Compra de Energia estabelecido na RTE, está sendo revertida a receita 
faturada para o período de 2 de março/15 a 7 abril/15, totalizando R$ 63.251.909,49, 
atualizada pela SELIC. 
 
 O saldo a compensar dessa reversão será apurado, no próximo reajuste tarifário, 
seguindo a mesma sistemática de cálculo da CVA saldo a compensar.  
 
 
ix) Decisão judicial em favor dos associados da ABRACE. Os associados da Associação 
Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE tiveram decisão liminar 
favorável no Processo Judicial n. 26648-39.2015.4.01.3400 para suspender o pagamento da parte 
controversa do encargo tarifário CDE, bem como alterar a forma de rateio dos valores remanescentes da 
quota, de forma proporcional ao uso dos sistemas de distribuição e transmissão. 
 
 A Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar por meio do 
Despacho nº 3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 24 
de setembro de 2015, data da 12ª Reunião Pública Extraordinária, realizada após a 
análise das contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 57/2015. 
Posteriormente a REH nº 1986 de 10 de novembro de 2015 alterou a REH nº 1967 e 
ampliou o alcance da liminar para novas unidades consumidoras. 
 
 As tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e nº 1986/2015 tiveram vigência a 
partir de 3 de julho de 2015. Nestes atos publicada a relação de consumidores 
alcançados pela liminar para cada distribuidora e também das unidades consumidoras 
que percebem o pagamento da TUST. 
 
 Os consumidores deveriam comprovar à respectiva distribuidora acessada que é 
parte afetada na Ação Ordinária do Processo Judicial por meio de documentos que 
vinculem a unidade consumidora à ABRACE. 
 
 Assim, nos processos tarifários deliberados após a REH nº 1.967/2015, faz-se 
necessário a realização de procedimento extraordinário de cálculo para dar 
cumprimento à decisão, conforme descrito a seguir:

Fls. 26 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 
o O ítem III.2.1 da Nota Técnica nº 255/2015-SGT/ANEEL, disponibilizada junto 
à REH nº 1.967/2015 detalha a metodologia de cálculo da componente 
tarifária TUSD-CDE para os associados da ABRACE; 
 
o Nas REH nº 1.967/2015, 1.986/2015 e nos processos tarifários 
(reajuste/revisão) tarifários posteriores foram publicadas tarifas específicas 
para os Associados da Abrace, para os dois ambientes de contratatação 
(LIVRE e CATIVO) e para as modalidades tarifárias aplicáveis a cada 
subgrupo tarifário de acordo com o mercado fornecido pela distribuidora; 
 
o A distribuidora encaminhou dados complementares no SAMP13 detalhando o 
mercado de consumo (MWh) para o período de referência do processo 
tarifário, associando-o aos consumidores ABRACE. As orientações foram 
fornecidas à distribuidora pelos Ofícios-Circulares nº 27/2015-SGT/ANEEL e 
nº 37/2015-SGT/ANEEL; 
 
o De acordo com a decisão proferida pela Diretoria, como não foi alterada a 
obrigação de recolhimento da quota da CDE definida pela REH nº 
1.857/2015, a distribuidora fará jus a um reconhecimento financeiro da 
diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada no último processo tarifário e a 
nova tarifa aprovada pela REH nº 1.967/2015, considerando o mercado 
faturado nos termos do art. 4º da REH nº 1.967/2015. No presente caso o 
valor apurado em relação ao período de 3/7/2015 a 7/4/2016 foi de R$ 
57.139.418,32; 
 
o Este financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da 
distribuidora e não deverá incidir sobre os associados da ABRACE; 
 
 A preservação das tarifas econômicas é adequada, pois a decisão proferida não 
alterou o regulamento vigente e ainda está sendo cumprida na forma liminar, 
facilitando a operacionalização do cálculo no caso de sua reversão. 
 
64. 
A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
 
 
 
 
 
 
                                                          
 
13 Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica, onde os agentes informam os dados 
de faturamento.

Fls. 27 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
Tabela 12: Componentes Financeiros 
 
 
 
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
65. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente 
conforme previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica 
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
66. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são 
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi 
criada pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
67. 
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras, 
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente. 
 
68. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a 
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os 
repasses da Conta Bandeiras foram considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da 
concessionária e do cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de 2015.  
 
69. 
Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras 
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de 
CVAENERGIA, CVAESS/EER e do financeiro de Exposição/Sobrecontratação contribuiu para que a tarifa da 
CPFL PAULISTA não sofresse um aumento adicional médio de 9,27%. 
 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
369.298.368,63
        
3,95%
CVA em Processamento - Energia comprada
814.147.023,04
        
8,71%
CVA em Processamento - Transmissão
23.656.992,14
          
0,25%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
942.261,34
               
0,01%
Neutralidade dos Encargos
156.792.169,52
        
1,68%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(216.966.151,76)
       
-2,32%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
821.412,84
               
0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
(63.251.909,49)
         
-0,68%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(165.055.586,78)
       
-1,77%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(25.982.513,28)
         
-0,28%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
48.122,77
                 
0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
(692.166)
                   
-0,01%
Ajuste Liminar Abrace
57.139.418
               
0,61%
Total
950.897.441,16
        
10,17%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 369.298.368,63 3,95%
CVA em Processamento - Energia comprada 814.147.023,04 8,71%
CVA em Processamento - Transmissão 23.656.992,14 0,25%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 942.261,34 0,01%
Neutralidade dos Encargos 156.792.169,52 1,68%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 216.966.151,76) -2,32%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 821.412,84 0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia ( 63.251.909,49) -0,68%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 165.055.586,78) -1,77%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia ( 25.982.513,28) -0,28%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 48.122,77 0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento ( 692.166) -0,01%
Ajuste Liminar Abrace 57.139.418 0,61%  
Total 9 50.897.441,16 10,17%  

Fls. 28 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 
 
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
70. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto 
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as 
tarifas aplicáveis aos: 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. 
 
71. 
Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. – 
Eletrobras – deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear 
os referidos descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos 
subsídios a serem repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste 
processo tarifário. 
 
72. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a 
distribuidora no período de competência de abril/2016 a março/2017, até o 10º dia útil do mês 
subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os 
realizados no período de abril/2015 a março/2016.  
 
Tabela 13: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás 
 
 
 
VI. Análise dos Resultados 
 
73. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CPFL-Paulista - Companhia Paulista de Força e Luz 
conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 7,55%, sendo de 6,56%, em 
média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 8,23%, em média, para os consumidores 
conectados na Baixa Tensão.  
 
 
 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
540.653,03
                    
8.565.989,79
                 
9.106.642,82
                 
Subsídio Geração Fonte Incentivada
154.176,68
                    
1.396.148,32
                 
1.550.325,00
                 
Subsídio Distribuição
(124.064,80)
                  
1.022.082,47
                 
898.017,67
                    
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(227.504,73)
                  
6.000.607,45
                 
5.773.102,72
                 
Subsídio Rural
(699.137,63)
                  
12.179.084,20
               
11.479.946,57
               
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(454.261,66)
                  
1.183.885,36
                 
729.623,70
                    
Total
(810.139,09)
                  
30.347.797,58
               
29.537.658,49
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 5 40.653,03 8 .565.989,79 9 .106.642,82
Subsídio Geração Fonte Incentivada 1 54.176,68 1 .396.148,32 1 .550.325,00
Subsídio Distribuição (124.064,80) 1 .022.082,47 8 98.017,67
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento (227.504,73) 6 .000.607,45 5 .773.102,72
Subsídio Rural (699.137,63) 1 2.179.084,20 1 1.479.946,57
Subsídio Irrigante/Aquicultor (454.261,66) 1 .183.885,36 7 29.623,70  
Total (810.139,09) 3 0.347.797,58 2 9.537.658,49  

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Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 
Tabela 14: Efeito médio 
 
 
74. 
O efeito médio de 7,55% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da 
inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 
meses subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo de 
reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
75. 
A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de -
0,29%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A na Data do Reajuste Anterior – DRA os 
custos estabelecidos no reajuste de 2015. 
 
76. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em -2,06% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 1,78%.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
6,56%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,23%
Efeito Médio AT+BT
7,55%

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Tabela 15: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 
77. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 10,17% no atual 
reajuste da CPFL PAULISTA. 
 
78. 
Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste 
tarifário anual de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa 
uma redução de 2,34% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos 
consumidores. 
 
79. 
O Valor da Parcela A apresentou uma variação de -2,51% em relação ao Reajuste de 
2015, representando -2,06% na composição do efeito médio, com destaque para: 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
7.695.611.085,42
     
7.502.590.835,99
     
-2,51%
-2,06%
80,49%
Encargos Setoriais
2.689.164.430,70
     
2.633.616.900,86
     
-2,07%
-0,59%
28,26%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
7.455.541,40
            
8.143.360,10
            
9,23%
0,01%
0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
1.541.211.210,26
     
1.070.027.884,01
     
-30,57%
-5,04%
11,48%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
217.098.249,27
        
253.469.448,74
        
16,75%
0,39%
2,72%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
482.522.669,94
        
538.497.907,39
        
11,60%
0,60%
5,78%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
187.782.212,80
        
431.912.339,51
        
130,01%
2,61%
4,63%
PROINFA
180.121.161,23
        
251.812.861,15
        
39,80%
0,77%
2,70%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
72.718.806,84
          
79.463.468,56
          
9,27%
0,07%
0,85%
ONS
254.578,96
               
289.631,40
               
13,77%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
443.884.222,60
        
405.917.688,58
        
-8,55%
-0,41%
4,36%
Rede Básica
291.731.092,49
        
220.181.456,69
        
-24,53%
-0,77%
2,36%
Rede Básica Fronteira
69.373.655,15
          
86.750.813,35
          
25,05%
0,19%
0,93%
Rede Básica ONS (A2)
5.678.064,24
            
5.952.992,90
            
4,84%
0,00%
0,06%
MUST Itaipu
46.124.368,72
          
51.947.298,45
          
12,62%
0,06%
0,56%
Transporte de Itaipu
19.446.302,51
          
24.543.603,91
          
26,21%
0,05%
0,26%
Conexão
11.530.739,49
          
16.541.523,27
          
43,46%
0,05%
0,18%
Custos de Aquisição de Energia
4.562.562.432,12
     
4.463.056.246,54
     
-2,18%
-1,06%
47,88%
PARCELA B
1.651.953.333,05
     
1.818.128.394,35
     
10,06%
1,78%
19,51%
IRT considerando a variação tarifária da RTE
9.347.564.418,47
     
9.320.719.230,34
     
-0,29%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
10,17%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
3,95%
CVA em Processamento - Energia comprada
8,71%
CVA em Processamento - Transmissão
0,25%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
0,01%
Neutralidade dos Encargos
1,68%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-2,32%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
-0,68%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-1,77%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,28%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
-0,01%
Ajuste Liminar Abrace
0,61%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-2,34%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
7,55%
Participação no Participação na
DRA (R$) DRP (R$) Variação
Reajuste Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 7.695.611.085,42 7.502.590.835,99 -2,51% -2,06% 80,49%      
Encargos Setoriais 2.689.164.430,70 2.633.616.900,86 -2,07% -0,59% 28,26%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 7 .455.541,40 8 .143.360,10 9,23% 0,01% 0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 1 .541.211.210,26 1 .070.027.884,01 -30,57% -5,04% 11,48%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 2 17.098.249,27 2 53.469.448,74 16,75% 0,39% 2,72%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 4 82.522.669,94 5 38.497.907,39 11,60% 0,60% 5,78%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 87.782.212,80 4 31.912.339,51 130,01% 2,61% 4,63%
PROINFA 1 80.121.161,23 2 51.812.861,15 39,80% 0,77% 2,70%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 7 2.718.806,84 7 9.463.468,56 9,27% 0,07% 0,85%
ONS 2 54.578,96 2 89.631,40 13,77% 0,00% 0,00%      
Custos de Transmissão 4 43.884.222,60 4 05.917.688,58 -8,55% -0,41% 4,36%      
Rede Básica 2 91.731.092,49 2 20.181.456,69 -24,53% -0,77% 2,36%
Rede Básica Fronteira 6 9.373.655,15 8 6.750.813,35 25,05% 0,19% 0,93%
Rede Básica ONS (A2) 5 .678.064,24 5 .952.992,90 4,84% 0,00% 0,06%
MUST Itaipu 4 6.124.368,72 5 1.947.298,45 12,62% 0,06% 0,56%
Transporte de Itaipu 1 9.446.302,51 2 4.543.603,91 26,21% 0,05% 0,26%
Conexão 1 1.530.739,49 1 6.541.523,27 43,46% 0,05% 0,18%      
Custos de Aquisição de Energia 4 .562.562.432,12 4 .463.056.246,54 -2,18% -1,06% 47,88%      
PARCELA B 1.651.953.333,05 1.818.128.394,35 10,06% 1,78% 19,51%      
IRT considerando a variação tarifária da RTE 9.347.564.418,47 9.320.719.230,34 -0,29% 100,00%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 10,17%      
CVA em Processamento - Encargos Setoriais    3,95%  
CVA em Processamento - Energia comprada 8,71%
CVA em Processamento - Transmissão 0,25%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 0,01%
Neutralidade dos Encargos 1,68%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -2,32%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -0,68%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -1,77%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,28%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento -0,01%
Ajuste Liminar Abrace 0,61%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,34%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,55%      

Fls. 31 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em redução de -2,07% 
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito 
médio de -0,59%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, conforme 
Resolução Homologatória nº 2.018, de 2 de fevereiro de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -
5,04% no atual reajuste da CPFL PAULISTA. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de -8,55% em relação ao Reajuste de 2015, 
correspondendo a um efeito médio de -0,41%. A variação dos custos de Transmissão é explicada pelos 
seguintes fatores: (i) pela Parcela de Ajuste negativa que compensa déficits ou superávits de arrecadação 
que ocorrem no âmbito da apuração realizada pelo ONS em relação ao Ciclo anterior, (ii) a redução da 
proporção atribuída ao segmento de consumo no rateio do pagamento do montante a ser arrecadado por 
meio de TUST-RB. 
 
iii) Compra de Energia. Variação de -2,18% em relação ao processo anterior, contribuindo 
para um efeito médio de -1,06%. A nova tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional para 2016, 
publicada pela Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma redução de 32,3% 
em relação à tarifa praticada em 2015, e a saída do 18º Leilão de Ajuste do portfólio de compra de energia 
da concessionária em função do fim de seu período de suprimento compensaram, em grande parte, o 
aumento dos demais contratos do mix da distribuidora, de modo que a tarifa média de compra de energia 
da concessionária não sofreu alteração significativa em relação ao processo tarifário anterior.  
 
80. 
A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em 
relação ao processo anterior. 
 
Tabela 16: Comparação da variação do custo de energia 
 
 
 
81. 
A atualização da Parcela B representou 1,78% na composição do efeito médio, refletindo 
a variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X. 
  
Tipo de contrato
RTA 2015
Processo atual
Variação
RTA 2015
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
184.201,11
183.697,83
-0,27%
339,52
364,66
7,40%
Existente - CCEAR-QTD
1.982.289,95
632,27
-99,97%
187,13
173,63
-7,21%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
5.053.141,72
5.404.040,81
6,94%
256,58
267,58
4,29%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
2.776.480,91
2.837.600,48
2,20%
176,63
191,24
8,27%
Ajuste - CCEAR
473.192,16
0,00
-100,00%
388,18
0,00
-100,00%
Madeira e Belo Monte
1.644.457,70
2.574.157,47
56,54%
112,56
120,84
7,36%
Bilateral
4.185.431,64
4.185.449,16
0,00%
189,73
221,16
16,57%
Cota Angra I e Angra II
930.770,62
909.053,89
-2,33%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
4.401.565,28
5.707.307,09
29,67%
33,34
60,61
81,79%
Itaipu
5.432.704,09
5.324.753,03
-1,99%
252,84
211,80
-16,23%
Proinfa
556.525,52
555.848,94
-0,12%
0,00
0,00
-
Sobra (-) / Exposição (+)
-1.336.924,54
-2.686.828,46
101,0%
186,76
182,61
-2,2%
TOTAL
26.283.836,15
24.995.712,50
-4,9%
182,81
178,55
-2,3%
Custo unitário (R$/MWh)
Montante de energia (MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  RTA 2015 Processo atual Variação  RTA 2015 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
Itaipu
Proinfa  184.201,11 183.697,83 -0,27%
1.982.289,95 632,27 -99,97%
5.053.141,72 5.404.040,81 6,94%
2.776.480,91 2.837.600,48 2,20%
473.192,16 0,00 -100,00%
1.644.457,70 2.574.157,47 56,54%
4.185.431,64 4.185.449,16 0,00%
930.770,62 909.053,89 -2,33%
4.401.565,28 5.707.307,09 29,67%
5.432.704,09 5.324.753,03 -1,99%
556.525,52 555.848,94 -0,12%  339,52 364,66 7,40%
187,13 173,63 -7,21%
256,58 267,58 4,29%
176,63 191,24 8,27%
388,18 0,00 -100,00%
112,56 120,84 7,36%
189,73 221,16 16,57%
162,09 206,29 27,27%
33,34 60,61 81,79%
252,84 211,80 -16,23%
0,00 0,00 -
Sobra (-) / Exposição (+)  -1.336.924,54 -2.686.828,46 101,0% 186,76 182,61 -2,2%  
TOTAL  26.283.836,15 24.995.712,50 -4,9% 182,81 178,55 -2,3%  

Fls. 32 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
82. 
O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova 
Receita Anual da concessionária. 
 
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
 
 
83. 
O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 18,5% para o ICMS e 
6,1% para o PIS e COFINS, o que equivale a uma majoração de 32,70% por fora sobre o valor da conta 
de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
 
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
 
Custo de       
Distribuição
19,5%
Custo de            
Energia
47,9%
Custo de     
Transmissão
4,4%
Encargos          
Setoriais
28,3%
Custo de       
Distribuição
14,7%
Custo de            
Energia
36,1%
Custo de     
Transmissão
3,3%
Encargos          
Setoriais
21,3%
ICMS 18,5%
PIS/COFINS 6,1%
Tributos
24,6%

Fls. 33 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
84. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da CPFL Paulista nos últimos dez anos, comparada com a variação do IGP-M e IPCA no mesmo período. 
 
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)  
 
 
85. 
Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da 
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das 
distribuidoras e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação 
acumulada do IPCA até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória 
nº 1.121, de 15/3/2011. 
 
 
VII. 
DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
86. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo 
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 014/1997. 
 
VIII. 
DA CONCLUSÃO 
 
87. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº.014/1997, no que consta 
do Processo nº 48500.005400/2015-91 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
337,82
276,40
332,20
307,70
328,83
337,15
272,12
316,86
403,00
419,64
447,19
abr/07
abr/08
abr/09
abr/10
abr/11
abr/12
abr/13
abr/14
mar/15
abr/15
abr/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA

Fls. 34 Nota Técnica nº 77/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005400/2015-91 
 
i) 
pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de 9,89% a ser aplicado 
às tarifas da CPFL Paulista, que corresponde a um efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores de 7,55% sendo de 6,56% em média para os consumidores 
conectados em Alta Tensão (AT) e de 8,23% em média para aqueles conectados 
em Baixa Tensão (BT); 
 
ii) 
pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da CPFL Paulista; 
 
iii) 
pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de 
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; 
 
iv) 
pela aprovação, para fins de cálculo do atual reajuste tarifário, da previsão anual 
dos Encargos de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER; 
 
v) 
pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora 
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária; 
 
 
IX. DA RECOMENDAÇÃO 
 
88. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
FELIPE AUGUSTO CARDOSO MORAES 
Especialista em Regulação 
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
WELLINGTON CARLOS CARVALHO  
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
De acordo: 
 
 
 
CLÁUDIO ELIAS CARVALHO 
Superintendente de Gestão Tarifária Substituto