VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.000011/2016-51 e 48500.001756/2016-37 
INTERESSADOS: COPEL-DIS - Copel Distribuição S/A - COPEL-DIS 
RELATOR: Tiago de Barros Correia 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT e Superintendência de Regulação dos Serviços 
de Distribuição - SRD 
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da COPEL-DIS - Copel Distribuição S/A, a vigorar 
a partir de 24 de junho de 2016, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de 
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de 
Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2017 a 2021, consolidados após a avaliação 
das contribuições trazidas na Audiência Pública nº 20/2016. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 46/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da COPEL-DIS - Copel Distribuição S/A - 
COPEL-DIS, estabelece a data de 24 de junho de 2016 para a realização da quarta revisão tarifária periódica 
da concessionária. 
 
2. 
As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, que 
tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já contemplam as alterações no Módulo 2, 
aprovadas em 28 de abril de 2015, por meio da Resolução Normativa nº 660/2015. 
 
3. 
Em 19 de abril de 2016, na 13° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu 
instaurar a Audiência Pública n° 20/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão 
tarifária e os limites de DEC e FEC para o período de 2017 a 2021. O período de contribuições se estendeu de 
20 de abril a 20 de maio.

4. 
Nos dias 1º e 2 de junho de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação 
das contribuições trazidas na AP n° 20, foi encaminhada, respectivamente, à COPEL e ao Conselho de 
Consumidores. Em 7 de junho, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da empresa 
e a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em 
que a concessionária apresentou as suas contribuições finais. O conselho de consumidores, por sua vez, optou 
por não realizar a reunião. 
 
5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota 
Técnica nº 88, de 13 de junho de 2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e 
apresentou proposta para a fixação dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades 
consumidoras da COPEL, para o período de 2017 a 2021.  
 
6. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando n° 223/2016-SRD/ANEEL, de 10 de junho de 2016. 
 
7. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 327/2015-SFF/ANEEL, de 16 de junho 
de 2016. 
 
8. 
A SGT, mediante a Nota Técnica nº 178, de 14 de junho de 2016, submeteu à Diretoria 
Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da COPEL.  
 
9. 
Em 15 de junho de 2016, recebi em reunião os representantes da COPEL na qual solicitaram 
tratativas no âmbito do processo de revisão tarifária às questões de dedução de multas aplicadas aos 
fornecedores para formação do banco de preços e valoração das obras por turn key, além da solicitação de 
reconhecimento dos diferimentos parciais dos componentes financeiros referentes aos Reajustes Tarifários de 
2013 e 2014 já apresentado à SGT no âmbito da audiência pública. Tais solicitações também são objetos da 
Carta RE-DIS-C/184/2016. 
 
10. 
Em 21 de junho de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, 
administrado por esta Agência, e identificou-se que não constavam inadimplências relativas às obrigações

setoriais para com o Setor Elétrico, conforme estabelecido na Resolução Normativa nº 538/2013, registradas 
em nome da COPEL1. 
 
11. 
É o relatório.  
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
II.1 REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
 
12. 
A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento 
Tarifário, do Fator X e da nova estrutura tarifária. O Reposicionamento Tarifário calculado para a COPEL conduz 
a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -12,87%, sendo de -11,61% em média, para os 
consumidores conectados na Alta Tensão e de -13,83%, em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
                                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
13. 
O efeito médio de -12,87% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos de Parcela A 
e B; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário; e (iii) da retirada dos 
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data da presente 
revisão. 
 
14. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 1,91%. Os 
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da COPEL, para compensar nos 12 meses 
subsequentes, contribuíram para uma redução tarifária de -1,73%. Já o efeito da retirada dos componentes 
financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de -13,05% na atual revisão. 
 
                                                          
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto. 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-11,61%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-13,83%
Efeito Médio AT+BT
-12,87%

15. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -12,87%, 
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [-12,87% = (1,91%) + (-1,73%) + (-
13,05%)]. 
 
16. 
O Gráfico 1 a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.   
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
II.2 REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
 
II.2.1. Equilíbrio econômico-financeiro 
 
17. 
O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com a 
cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes.   
 
18. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os 
valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado, e a 
participação de cada valor na composição da receita da concessionária.  
-1,96%
-0,18%
-0,43%
4,48%
-1,73%
-13,05%
-12,87%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 – Revisão tarifária da COPEL 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
19. 
O reposicionamento econômico de 1,91% é composto pela redução da Parcela A em -2,57% 
e no incremento na Parcela B de 4,48%. 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-3,14%
-2,57%
77,80%
Encargos Setoriais
-7,68%
-1,96%
23,12%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
13,00%
0,01%
0,10%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-35,88%
-5,24%
9,19%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
13,68%
0,28%
2,27%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
8,72%
0,48%
5,92%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
113,27%
2,63%
4,85%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-12,95%
-0,12%
0,79%
ONS
12,70%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
-4,28%
-0,18%
4,05%
Rede Básica
-19,10%
-0,55%
2,28%
Rede Básica Fronteira
26,49%
0,16%
0,73%
Rede Básica ONS (A2)
3,43%
0,00%
0,01%
MUST Itaipu
17,03%
0,08%
0,54%
Transporte de Itaipu
30,83%
0,06%
0,25%
Conexão
38,68%
0,07%
0,24%
Custos de Aquisição de Energia
-0,82%
-0,43%
50,62%
PARCELA B
24,70%
4,48%
22,20%
Custos Operacionais
3,37%
0,36%
10,79%
Anuidades
77,47%
0,82%
1,84%
Remuneração
91,83%
3,17%
6,50%
Depreciação
-2,35%
-0,08%
3,34%
Receitas Irrecuperáveis
-1,32%
-0,01%
0,47%
Outras Receitas
20,02%
-0,12%
-0,73%
Ajuste Investimentos 2CRTP
-100,00%
0,35%
-
Reposicionamento Tarifário
1,91%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-1,73%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido de Financeiro da RTE
-1,47%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido de Financeiro da RTE
2,91%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido de Financeiro da RTE
-0,01%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-3,57%
Neutralidade dos Encargos
0,86%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-0,10%
Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano Civil 2014
-0,34%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Conselho de Consumidores
0,00%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-13,05%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-12,87%
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -3,14% -2,57% 77,80%  
Encargos Setoriais -7,68% -1,96% 23,12%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 13,00% 0,01% 0,10%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -35,88% -5,24% 9,19%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 13,68% 0,28% 2,27%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 8,72% 0,48% 5,92%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 113,27% 2,63% 4,85%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. -12,95% -0,12% 0,79%
ONS 12,70% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão -4,28% -0,18% 4,05%  
  -19,10% -0,55% 2,28%
  26,49% 0,16% 0,73%
  3,43% 0,00% 0,01%
  17,03% 0,08% 0,54%
  30,83% 0,06% 0,25%
  38,68% 0,07% 0,24%
Custos de Aquisição de Energia -0,82% -0,43% 50,62%  
PARCELA B 24,70% 4,48% 22,20%  
Custos Operacionais 3,37% 0,36% 10,79%
Anuidades 77,47% 0,82% 1,84%
Remuneração 91,83% 3,17% 6,50%
Depreciação -2,35% -0,08% 3,34%
Receitas Irrecuperáveis -1,32% -0,01% 0,47%
Outras Receitas 20,02% -0,12% -0,73%
Ajuste Investimentos 2CRTP -100,00% 0,35% -  
Reposicionamento Tarifário 1,91%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -1,73%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido de Financeiro da RTE -1,47%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido de Financeiro da RTE 2,91%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido de Financeiro da RTE -0,01%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -3,57%
Neutralidade dos Encargos 0,86%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,10%
Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano Civil 2014 -0,34%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores 0,00%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -13,05%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -12,87%  

II.2.2 Parcela A 
 
20. 
A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em 
legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, inclusive a geração 
própria. Nessa Parcela, sobressai a redução do custo com encargos setoriais, que impactou, negativamente, o 
reposicionamento tarifário em -1,96%. 
 
21. 
Desses encargos, destaca-se a quota CDE – Uso, paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN. A quota definida para a COPEL 
impactou a revisão em -5,24%.  A quota CDE-USO para 2016 foi fixada na Resolução Homologatória n° 
2.018/2016, de 02/02/2016, com um valor inferior ao estabelecido para 2015. Essa resolução foi alterada pela 
Resolução Homologatória n° 2077/2016, de 07/06/2016, o que implicou em uma nova redução dos valores da 
quota CDE-USO para 2016. Também merece ênfase a elevação da previsão de gastos com o encargo de 
Energia de Reserva, com efeito de 2,63%, em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de 
Energia de Reserva.   
 
22. 
Ressalta-se ainda o impacto dos custos com compra de energia, de -0,43%. Tal resultado 
decorre da queda da tarifa de repasse de potência contratada de Itaipu, de US$ 38,07/kW.mês para US$ 
25,78/kW.mês, e do término do CCEAR de Ajuste. 
23. 
O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
 
 
Gráfico II – Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
-0,43%
0,57%
0,67%
0,18%
0,28%
-0,41%
0,33%
0,28%
0,46%
-0,45%
-2,97%
0,63%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Ajuste - CCEAR
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
 Itaipu
 Proinfra

24. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o valor contido nas tarifas e a 
atual revisão: 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
25. 
Com relação às Perdas na Distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas não 
técnicas é o da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto 
de partida da trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo 
anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.  
  
26. 
O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora 
com outras distribuidoras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às 
perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores.  
 
27. 
No caso da COPEL, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, o valor de sua média 
histórica, de 5,83% sobre o mercado de baixa tensão medido, que corresponde a 4,70% sobre o mercado de 
baixa tensão faturado, mantendo-se este patamar até o final do ciclo (2020). 
 
28. 
Quanto às perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, estas foram 
informadas pela SRD, por meio do Memorando n° 223/2016 – SRD/ANEEL, de 10 de junho de 2016, no 
percentual de 6,05% sobre a energia injetada que, quando ajustada para desconsiderar o mercado dos 
consumidores A1, resulta no percentual de 6,22%. 
Tipo de contrato
Receita verificada
Receita requerida
Variação
Receita verificada
Receita requerida
Variação
Existente - CCEAR-DSP
1.045.243,22
1.071.608,86
2,52%
309,80
359,70
16,11%
Existente - CCEAR-QTD
4.582.767,09
2.986.363,44
-34,83%
229,60
273,95
19,32%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
4.414.461,26
4.350.517,04
-1,45%
248,93
252,80
1,56%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.606.929,03
1.718.773,90
6,96%
197,91
212,55
7,40%
Ajuste - CCEAR
210.098,07
0,00
-100,00%
385,87
0,00
-100,00%
Madeira e Belo Monte
3.334.428,58
3.440.276,00
3,17%
113,55
124,36
9,52%
Bilateral
1.153.760,36
1.186.104,00
2,80%
205,33
227,83
10,96%
Cota Angra I e Angra II
1.021.969,79
1.026.105,93
0,40%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
5.701.979,85
7.016.892,11
23,06%
33,34
54,50
63,48%
Geração Própria
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Itaipu
5.479.747,70
5.609.640,89
2,37%
255,19
198,15
-22,35%
Montante de Reposição
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Proinfa
572.239,18
609.368,11
6,49%
291,02
386,24
32,72%
Sobra (-) / Exposição (+)
-1.617.272,21
-1.347.978,90
-16,7%
183,66
178,57
-2,8%
TOTAL
27.506.351,92
27.667.671,38
0,6%
185,89
183,14
-1,5%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Receita verificada Receita requerida Variação  Receita verificada Receita requerida Variação
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Ajuste - CCEAR
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Geração Própria
Itaipu
Montante de Reposição
Proinfa  1.045.243,22 1.071.608,86 2,52%
4.582.767,09 2.986.363,44 -34,83%
4.414.461,26 4.350.517,04 -1,45%
1.606.929,03 1.718.773,90 6,96%
210.098,07 0,00 -100,00%
3.334.428,58 3.440.276,00 3,17%
1.153.760,36 1.186.104,00 2,80%
1.021.969,79 1.026.105,93 0,40%
5.701.979,85 7.016.892,11 23,06%
0,00 0,00 -
5.479.747,70 5.609.640,89 2,37%
0,00 0,00 -
572.239,18 609.368,11 6,49%  309,80 359,70 16,11%
229,60 273,95 19,32%
248,93 252,80 1,56%
197,91 212,55 7,40%
385,87 0,00 -100,00%
113,55 124,36 9,52%
205,33 227,83 10,96%
162,09 206,29 27,27%
33,34 54,50 63,48%
0,00 0,00 -
255,19 198,15 -22,35%
0,00 0,00 -
291,02 386,24 32,72%
Sobra (-) / Exposição (+)  -1.617.272,21 -1.347.978,90 -16,7%  183,66 178,57 -2,8%
TOTAL  27.506.351,92 27.667.671,38 0,6%  185,89 183,14 -1,5%
  Fonte: Supe  

29. 
Ainda no tocante à Parcela A, a Copel solicita que seja acrescido na cobertura tarifária do 
encargo de conexão, que é pago à COPEL-GT, o valor da “Parcela de Ajuste referente a empreendimentos 
autorizados sem estabelecimentos prévio de RAP” de R$ 960.169,10. 
 
30. 
Ocorre que esse valor deverá ser pago pela Copel-DIS à COPEL-GT, conforme definido pela 
Resolução Homologatória n° 1.918/2015, que estabeleceu a Receita Anual Permitida - RAP para o ciclo 
2015/2016, no entanto, não deve ser repassado às tarifas dos consumidores da distribuidora. 
 
31. 
A mencionada parcela de ajuste se refere à remuneração dos ativos de conexão que entraram 
em operação comercial no período entre julho de 2014 e abril de 2015, mas passará a ser reconhecida como 
encargo de conexão, a ser pago pelos consumidores da COPEL-DIS, apenas a partir do atual processo tarifário 
da concessionária, tendo em vista que o efeito financeiro retroativo do surgimento dos novos custos de conexão 
entre processos tarifários é vedado pelo Submódulo 3.3 do PRORET.   
 
32. 
Ademais, conforme dispõe o parágrafo sétimo do mencionado normativo, os riscos inerentes 
à contratação dos serviços de transmissão são próprios das atividades da distribuidora, haja vista o regime 
jurídico do serviço pelo preço e a inexistência de neutralidade para os custos relativos à transmissão de energia 
elétrica.  
 
33. 
Assim, de tal sorte que o aumento ou redução de custo com conexão que tenha surgido entre 
dois processos tarifários não são passíveis de repasse às tarifas, a cobertura tarifária correspondente se dá 
somente a partir do primeiro processo tarifário, subsequente ao início de vigência do respectivo custo, sem 
efeitos financeiros retroativos nos cálculos tarifários, razão pela qual o pedido da COPEL-DIS não foi acatado. 
 
II.2.3 Parcela B 
 
34. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela compreende os custos operacionais eficientes e 
o custo anual dos ativos.  Desde a terceira revisão tarifária, o crescimento da Parcela B na concessionária foi 
de 23,2%, em decorrência da atualização dessa parcela de custos nos reajustes pelo IGP-M descontado do 
Fator X e do crescimento acumulado do mercado desde a última revisão.

35. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionária para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas tarifas. 
A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores 
que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. 
 
36. 
No caso da COPEL, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas é menor do que 
o intervalo inferior definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como resultado, foi estabelecida 
uma trajetória de aumento desses custos ao longo do ciclo, para que ao final os custos operacionais regulatórios 
alcancem o limite inferior do intervalo.  
 
37. 
Como a aplicação da metodologia resultou em um aumento dos custos operacionais da COPEL 
de 4,14% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%, 
estabelecido no regulamento. Quanto à comparação que é realizada com os custos reais da concessionária, a 
aplicação da metodologia resultou em uma relação inferior a 120% e, desse modo, não foi necessário recalcular 
a meta de custos para compartilhar com o consumidor o valor excedente. Dessa forma, o resultado final da 
análise foi um custo operacional superior ao atualmente existente na tarifa, que contribuiu para o resultado final 
das tarifas em 0,36%. 
  
38. 
O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de reintegração 
regulatória. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela concessionária. A 
segunda considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados, e visa recompor os ativos 
afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil. 
 
39. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 91,83% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 3,17%. A situação adveio da majoração da base líquida 
em 93%, desde o terceiro ciclo de revisão, em razão do elevado volume de investimentos realizados desde a 
terceira revisão, da ordem de R$ 3,6 bilhões, segundo o laudo de avaliação da base de remuneração.   
 
40. 
O aumento do WACC regulatório, que passou de 7,5% para 8,09%, e do início da remuneração 
sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais também contribuíram para o aumento 
observado da remuneração do capital.

41. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve redução de -2,35% em relação aos 
valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em -0,08%. A situação proveio de um aumento superior 
da Parcela B em relação aos efeitos do aumento da Base Bruta. 
 
II.2.4. Componentes financeiros 
 
42. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da COPEL:  
 
Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
43. 
Os componentes financeiros mais expressivos foi a CVA energia, e o Saldo a Compensar da 
CVA-Ano Anterior mais Ajustes.  
 
44. 
Segundo a SGT, os principais motivos do impacto, de 2,91%, da CVA energia foram: (i) repasse 
da compra de energia de ITAIPU, devido à alta do dólar ocorrida no período, aliada a nova tarifa de repasse de 
ITAIPU, estabelecida pela Resolução Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015; 
(ii) CCEAR de Ajuste; e (iii) Demais Custos associados a compra de energia apurados pela CCEE por meio de 
Mecanismo Auxiliar de Cálculo (MAC). Por sua vez, a receita repassada da Conta Bandeiras e da Conta-ACR 
contribuiu para que o efeito da CVA energia não sofresse aumento adicional de 8,26% 
 
45. 
Quanto ao efeito do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, de -3,57%, destaca-se o fato 
de que os saldos fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, por terem sido 
excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de competência do ano de 2015, 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido de Financeiro da RTE
(144.362.550,34)
             
-1,47%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido de Financeiro da RTE
285.460.565,03
              
2,91%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido de Financeiro da RTE
(1.241.536,74)
                 
-0,01%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(350.916.584,12)
             
-3,57%
Neutralidade dos Encargos
84.411.525,07
                
0,86%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(9.977.221,29)
                 
-0,10%
Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano Civil 2014
(33.814.895,55)
               
-0,34%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
134.471,43
                     
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
473.115,58
                     
0,00%
Conselho de Consumidores
(296.153,76)
                    
0,00%
Total
(170.129.264,68)
             
-1,73%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido de Financeiro da RTE ( 144.362.550,34) -1,47%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido de Financeiro da RTE 285.460.565,03 2,91%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido de Financeiro da RTE ( 1.241.536,74) -0,01%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 350.916.584,12) -3,57%
Neutralidade dos Encargos 84.411.525,07 0,86%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 9.977.221,29) -0,10%
Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano Civil 2014 ( 33.814.895,55) -0,34%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 134.471,43 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 473.115,58 0,00%
Conselho de Consumidores ( 296.153,76) 0,00%  
Total ( 170.129.264,68) -1,73%  

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. 
 
46. 
Convém destacar ainda que a Copel solicitou dois pleitos de componentes financeiros, um 
referente ao reconhecimento de financeiro não arrecadado pela distribuidora e outro da incidência da conta-
ACR no cálculo do P&D e PEE, os quais não foram acolhidos. 
 
47. 
No tocante ao primeiro pleito, não há previsão normativa para embasar o atendimento do 
pedido. No processo tarifário de 2015, foram reconhecidos os diferimentos parciais dos componentes 
financeiros referentes aos Reajustes Tarifários de 2013 e 2014, resultando no valor de cerca de R$ 935 milhões. 
Posteriormente, em virtude da redução do mercado e da migração de consumidores do mercado cativo para o 
mercado livre, referido valor não foi arrecadado pela Distribuidora, resultando em perda financeira. Ao solicitar 
tais diferimentos, subtende-se que a empresa está assumindo integralmente o risco de enfrentar tal variação 
de mercado e, consequentemente, de não recuperar tudo que lhe foi concedido naqueles processos de 
reposicionamento tarifário (risco de mercado inerente à atividade da Distribuidora). Ademais, os diferimentos 
ocorreram, exclusivamente, por solicitação da empresa, atendendo ao seu próprio juízo de conveniência e 
oportunidade. A única previsão para capturar os efeitos do mercado nos financeiros refere-se ao Saldo a 
Compensar da CVA.  
 
48. 
Já em relação ao segundo, a Copel solicita a consideração de um componente financeiro, da 
ordem de R$ 580 mil, pelo fato de que na contabilização da Receita Operacional Líquida - ROL, que constitui a 
base de cálculo para o recolhimento do encargo de P&D e PEE, foi necessário considerar a receita proveniente 
da Conta-ACR. 
 
49. 
Segundo a concessionária, essa alteração na apuração da ROL teria ocorrido devido o 
atendimento ao Despacho n° 245 da SFF, de 28 de janeiro de 2016, que redefiniu os procedimentos contábeis 
para registro das Receitas Adicionais Tarifárias. Anteriormente, a contabilização dos recursos da Conta-ACR 
eram computados como “Recuperação de Despesa”, sem impacto na ROL. 
 
50. 
Em suma, a empresa argumenta que na base de cálculo do encargo, para fins de repasse 
tarifário, não foi considerada a receita com a Conta-ACR, ficando descasada daquela que a empresa tem que 
investir em P&D e PEE, a qual tem como base de cálculo a ROL contabilizada.  Por essa razão, a empresa

solicita tratamento semelhante ao que foi regulamentado recentemente para a CVA energia, com a conclusão 
das discussões da AP n°78, que passou a comtemplar os efeitos da receita proveniente das Bandeiras 
Tarifárias na base de cálculo do P&D e PEE. 
 
51. 
A respeito da solicitação da Copel, importa destacar que a AP 78 previu tratamento específico 
para a incidência do P&D apenas para o adicional de receitas com Bandeiras Tarifárias. De tal sorte que a 
consideração dos adicionais de investimentos com P&D e PEE em função da contabilização da Conta-ACR na 
ROL depende da confirmação por parte da SFF da alteração dos procedimentos contábeis.   
 
52. 
Assim, por meio do Memorando nº 217/2016-SGT/ANEEL, de 15 de junho de 2016, a SFF foi 
questionada se os procedimentos contábeis para o registro das Receitas Adicionais Tarifárias foram, de fato, 
redefinidos para considerar o valor da conta ACR, e se, por essa razão, a Receita Operacional Líquida – ROL 
registrada pela concessionária, que corresponde a base de cálculo para o recolhimento do P&D e PEE, teria 
ficado majorada. 
 
53. 
Em caso afirmativo, quando da fiscalização da CVA de energia referente ao atual processo 
tarifário, a ser realizada até a data do reajuste tarifário de 2017, será analisado a viabilidade da inclusão desse 
custo na tarifa por meio de item financeiro, de forma análoga a que ocorre com o custo de P&D e PEE relativo 
ao faturamento das Bandeiras Tarifárias. Dessa forma, entende-se que a consideração do financeiro carece de 
análises complementares para o seu acolhimento. 
 
54. 
Por fim, no tocante aos efeitos das liminares que concediam isenção do pagamento de parcelas 
controversas do encargo tarifário da CDE, conforme deliberado pela Diretoria Colegiada desta Agência na 
reunião pública de 14 de junho de 2016, cumpre apontar que foi reformulada a decisão de repassar a perda de 
arrecadação correspondente aos demais consumidores de energia sem proteção judicial, passando a refletir 
na execução orçamentária do Fundo Setorial e, consequentemente, nos reembolsos efetuados aos 
beneficiários cujos gastos estão sendo contestados na justiça. Com isso, os cálculos dos reajustes e revisões 
tarifárias das distribuidoras também não mais serão afetados pelos efeitos das liminares. Para a 
operacionalização dessa decisão, conforme consta do Despacho nº 1.576/2016, as distribuidoras foram 
autorizadas a modular as cotas mensais da CDE a serem pagas à Eletrobras, descontando a perda de 
arrecadação do encargo decorrente das liminares. 
 
II.2.5. Subvenção da CDE para descontos tarifários

55. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários2, o montante mensal de recursos da 
CDE, a ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os 
valores mensais a serem repassados, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a 
diferença entre as tarifas com e sem descontos. 
 
56. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
COPEL, em relação às competências entre junho/2016 a maio/2017, é de R$ 25.504.601,90. Esse valor já inclui 
o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre junho/2015 a maio/2016. 
 
 
II.3 DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
57. 
Dois componentes do Fator X são definidos no momento da revisão tarifária: o que trata dos 
Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência dos Custos 
Operacionais – T. 
 
58. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora 
em função da produtividade média do Setor, do crescimento do mercado e do número de unidades 
consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é 1,12%. 
 
59. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses custos 
ao longo do ciclo tarifário. Assim, o componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da COPEL é 
de -1,99%.  
 
60. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, a ser fixado nos reajustes subsequentes. 
Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir 
que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas praticadas. Na aferição do nível de qualidade do 
                                                          
2 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, 
a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte 
incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com 
mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

serviço prestado, serão considerados indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada 
distribuidora.  
 
61. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da COPEL até a próxima 
revisão tarifária será de -0,87%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q, a ser definido em cada 
processo de reajuste. 
 
 
II.4 COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
 
62. 
A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública e 
o resultado da revisão tarifária.  
 
Tabela 5 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
63. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência 
pública foram:  
 
(i) 
o custo de aquisição de energia, que contribui para uma variação de -0,60%. A redução desse 
custo se deve principalmente à variação da cotação do dólar para a valoração da energia 
proveniente de ITAIPU, que, na versão submetida à audiência pública, a cotação adotada foi de 
3,78 R$/US$ e no resultado final de 3,54 R$/MWh. 
 
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-1,14%
-2,57%
-1,43%
Encargos Setoriais
-1,12%
-1,96%
-0,84%
Custos de Transmissão
-0,19%
-0,18%
0,00%
Custos de Aquisição de Energia
0,17%
-0,43%
-0,60%
PARCELA B
4,32%
4,48%
0,16%
CO + Anuidades + RI
1,14%
1,17%
0,03%
Remuneração
3,19%
3,17%
-0,02%
Depreciação
-0,24%
-0,08%
0,16%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
0,23%
0,22%
-0,01%
Reposicionamento Tarifário
3,18%
1,91%
-1,27%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
-0,18%
-1,73%
-1,55%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-13,05%
-13,05%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
-0,35%
0,00%
0,35%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-10,40%
-12,87%
-2,47%

(ii) 
os encargos setoriais, que representaram uma variação de -0,84% em relação ao que foi 
apresentado para abertura da AP 20/2016, devido, especialmente, à nova cota CDE-Uso, 
estabelecida pela REH nº 2.077, de 07 de junho de 2016; 
 
(iii) 
os componentes financeiras do processo atual, com variação de -1,55%. Do qual se destaca a 
retirada do financeiro ajuste Abrace, conforme consta do Despacho nº 1.576/2016, bem como o 
fato de que muitos dos financeiros lançados no cálculo para AP eram provisórios. 
 
 
64. 
A fim de apresentar a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora, com e sem tributos3, os gráficos abaixo ilustram esses efeitos: 
 
Gráfico III – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
                                                          
3 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo Gráfico, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias de ICMS e 
PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.  
Custo de       
Distribuição
22,2%
Custo de            
Energia
48,3%
Custo de     
Transmissão
4,1%
PROINFA 2,4%
CDE 17,4%
ESS/EER 4,9%
Outros 0,9%
Encargos     
Setorias
25,5%

Gráfico IV – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
65. 
O Gráfico 5 demonstra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, 
comparativamente com a variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período: 
 
 
Gráfico V – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
Custo de       
Distribuição
14,8%
Custo de            
Energia
32,1%
Custo de     
Transmissão
2,7%
Encargos          
Setoriais
16,9%
ICMS 26,8%
PIS/COFINS 6,7%
Tributos
33,5%
255,55
260,67
289,43
300,00
309,26
296,26
263,55
326,37
430,37
492,31
421,47
jun/07
jun/08
jun/09
jun/10
jun/11
jun/12
jun/13
jun/14
mar/15
jun/15
jun/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Revisão                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  492,31
  Variação IPCA  430,37
    
326,37
309,26    
300,00 296,26
289,43
255,55 260,67 263,55    
    
    

II.5 DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
66. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi 
obtido pela aplicação da nova metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 
2014, após realizada a Audiência Pública 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do 
PRODIST4. 
 
67. 
Em sua contribuição à Audiência Pública, a COPEL solicitou a criação de 19 novos conjuntos, 
os quais estão acordo com as disposições do PRODIST. Com isso, a Distribuidora passará de 135 para 154 
conjuntos de unidades consumidoras. 
 
68. 
A Distribuidora também apresentou, em sua contribuição, contraproposta de limites de DEC e 
FEC para seus conjuntos de unidades consumidoras, porém sem apresentar argumentos consistentes que 
justifiquem modificar os valores submetidos à AP nº 20/2016. Com isso, entendo não haver razão para atender 
à solicitação da COPEL, permanecendo os limites propostos na AP.  
 
69. 
Ademais, a COPEL também apresentou limites para os novos conjuntos de unidades 
consumidoras. Todavia, entendo que a proposta não deve ser acatada, devido à falta de justificativas 
consistentes. Com isso, adotou-se um critério para a estabelecimento dos limites aos novos conjuntos, 
conforme descrito na Nota Técnica nº 88/2016-SRD/ANEEL. 
 
70. 
Com relação à proposta final de limites globais de DEC e FEC, apresenta-se nos Gráficos VI 
e VII. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média anual é de 3,27% 
no DEC e 4,35% no FEC.  
 
 
                                                          
4 “5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD 
conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades 
consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte 
procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho dos 
conjuntos; e 
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”

Gráfico VI – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da COPEL 
Fonte: Nota Técnica no 88/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico VII – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da COPEL 
Fonte: Nota Técnica no 88/2015-SRD/ANEEL. 
 
12,19
12,91
11,46
10,64
10,25
11,63
14,01
13,67
13,22
14,02
14,05
13,62
13,17
12,87
12,28
11,78
11,12
10,89 
10,45 
10,06 
9,79 
9,29 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Histórico de Apuração e Propostas de Limites de DEC - COPEL
DEC Apurado
DEC Limite
DEC Limite Proposto - Pós AP
10,69
11,03
9,46
8,26
7,84
8,07
8,92
8,33
12,80
13,52
12,84
12,02
11,12
10,71
10,05
9,33
8,74
8,53 
8,02 
7,67 
7,38 
6,84 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Histórico de Apuração e Propostas de Limites de DEC - COPEL
FEC Apurado
FEC Limite
FEC Limite Proposto - Pós AP
14,02 14,05
13,62                  
13,22 13,17
12,87              12,28  11,78  
                11,78  
                  
                  11,12
10,89
10,45
10,06
9,79
                  
                  9,29
12,19    12,91          14,01  13,67  
      11,46  10,64  10,25  11,63      
                  
                  
13,52                  
12,80 12,84
12,02                  
11,12
10,71
10,05                  
                  
                  
      9,33
8,74 8,53
8,02
7,67            
                  
                  7,38
6,84
10,69    11,03  9,46  8,26      8,92  8,33  
          7,84  8,07      
                  

71. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos VIII e IX 
apresentam uma comparação entre os limites da COPEL e os limites de outras distribuidoras de grande porte 
localizadas na Região Sul: 
 
 
Gráfico VIII – Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul 
Fonte: Nota Técnica no 88/2015-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico IX – Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul 
Fonte: Nota Técnica no 88/2015-SRD/ANEEL. 
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul
COPEL-DIS
AES-SUL
CEEE-D
CELESC-DIS
RGE
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
20,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul
COPEL-DIS
AES-SUL
CEEE-D
CELESC-DIS
RGE

72. 
Depreende-se dos Gráficos acima que os limites propostos para a Copel estão aderentes à 
realidade da região. 
 
73. 
Com respeito aos indicadores individuais DIC, FIC, DMIC e DICRI, os limites são definidos a 
partir dos indicadores coletivos DEC e FEC, como consta no Anexo I do Módulo 8 do PRODIST. A violação aos 
limites dos indicadores individuais resulta em compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 6 
apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela COPEL entre 2012 e 2015: 
 
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela Copel 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2012 
 2.921.761  
 8.497.949,58  
2013 
 3.854.308  
 8.855.137,29  
2014 
 5.386.793  
 15.063.305,07  
2015 
 5.274.825  
 23.163.400,22  
Fonte: site da ANEEL. 
 
 
II.6 DEDUÇÃO DE MULTAS APLICADAS AOS FORNECEDORES PARA FORMAÇÃO DO BANCO DE 
PREÇOS E VALORAÇÃO DAS OBRAS POR TURN KEY 
 
74. 
A COPEL solicita ainda que os valores referentes às multas aplicadas aos fornecedores não 
sejam deduzidos para a formação do banco de preços. A concessionária argumenta que “registra contabilmente 
o material pelo custo de aquisição, excluindo os tributos recuperáveis, descontos e abatimentos” e que a 
aplicação de tais multas “não é item a ser incluído ao custo de aquisição, [...], já que essas multas têm por 
finalidade ressarcir a Companhia por possíveis prejuízos, como, por exemplo, multas a serem pagar a 
consumidores por atrasos de obras. ” 
 
75. 
Nesse aspecto, os esclarecimentos necessários à análise técnica não foram encaminhados 
tempestivamente, restando prejudicada a análise pela SFF. 
 
76. 
 Quanto a avaliação pelo banco de preços, a Concessionária argumenta que a metodologia 
não remunera adequadamente os investimentos quando se trata de aquisições por meio de contratos turn key 
e, para tanto, requer que os imobilizados das obras desta modalidade tenham correção do valor contábil, em 
lugar do uso do banco de preços.
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2012  2.921.761  8.497.949,58  
    3.854.308  8.855.137,29  
    5.386.793  15.063.305,07  
    5.274.825  23.163.400,22  

77. 
Tal argumentação não merece ser acolhida pois, conforme o PRORET, Submódulo 2.3, 
apenas os bens (ou bens de características similares) que não se encontrarem no banco de preços da 
concessionária deverão ser avaliados por meio da atualização dos valores históricos contábeis.  
 
 
III. 
DIREITO 
 
78. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: 
a) art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei nº 
10.848, de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 
1995, em especial ao inciso V;  
b) art. 21 do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
c) art. 6º da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
d) art. 2º da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
e) art. 25 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; 
f) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – PRODIST; e 
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 46/1999. 
 
 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
79. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nº 48500.000011/2016-
51 e 48500.001756/2016-37, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, 
a fim de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da COPEL, a vigorar a partir de 
24 de junho de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  consumidores de 
-12,87%, sendo de -11,61% para os consumidores em alta tensão e de -13,83% para os 
consumidores em baixa tensão; 
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da COPEL;

c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas 
como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo; 
d) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de 
energia de reserva – EER; 
e) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à COPEL, de modo a 
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
f) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,12%; 
g) fixar o componente T do Fator X de -1,99%; 
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem 
observados pela COPEL; e 
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020: 
 
Reajuste 2017 
Reajuste 2018 
Reajuste 2019 
Reajuste 2020 
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 
6,22% 
6,22% 
6,22% 
6,22% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 
4,70% 
4,70% 
4,70% 
4,70% 
 
 
 
Brasília, 21 de junho de 2016. 
 
 
 
TIAGO DE BARROS CORREIA 
Diretor
  Reajuste 2017  Reajuste 2018  Reajuste 2019  Reajuste 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  6,22%  6,22%  6,22%  6,22%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  4,70%  4,70%  4,70%  4,70%