VOTO 
 
PROCESSOS: 48500.004453/2015-95 e 48500.000127/2016-90 
 
INTERESSADOS: EDEVP - Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S/A  
 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos 
 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
 
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da EDEVP - Empresa de Distribuição de Energia Vale 
Paranapanema S/A, a vigorar a partir de 10 de maio 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 008/2016. 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
A quarta revisão tarifária periódica da EDEVP - Empresa de Distribuição de Energia Vale 
Paranapanema S/A tem vigência a partir do dia 10 de maio de 2016.  
 
2. 
As metodologias aplicáveis à revisão e estrutura tarifária são definidas nos Módulos 2 e 7 do 
PRORET.  
 
3. 
Por meio da Audiência Pública n° 008/2016 foi discutido com a sociedade a proposta de revisão 
tarifária e os limites de DEC e FEC para o período de 2017 a 2021.  
 
2. 
No dia 12/04/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições 
trazidas na AP n° 008/2016, foi encaminhada à EDEVP e ao Conselho de Consumidores. Em 19/04/2016, na sede 
desta Agência, foram realizadas reuniões com o Conselho de Consumidores e os representantes da EDEVP, para 
discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária e o Conselho de Consumidores 
apresentaram as suas contribuições finais. 
 
3. 
A análise das contribuições relativas aos indicadores DEC e FEC, bem como a proposta final da 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD para os limites dos indicadores de 2017 a 2021 
constam da Nota Técnica nº 53, de 26/04/2016.  
 
4. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 117, de 27/04/2016, 
submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da EDEVP.  
 
5. 
Em 03/05/2016, 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 
Elétrico1. 
 
6. 
A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu das minutas de Resolução e as referendou. 
 
7. 
É o relatório.  
                                                          
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
II.1 REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
II.1.1 Efeito Médio 
8. 
A revisão tarifária periódica conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores da EDEVP 
de 1,69%, sendo de 6,20% em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -0,33% em média, para 
os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
9. 
A diferença entre os efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorre da nova estrutura 
tarifária que é redefinida no momento da revisão tarifária, que impactou mais intensamente os consumidores na alta 
tensão, pelo fato do custo de expansão ter aumentado mais neste nível de tensão.  
10. 
II.1.2 Principais impactos 
11. 
O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.   
12.

Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
 
13. 
A Tabela 2 detalha cada um dos 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.  
Tabela 2 – Revisão tarifária da EDEVP 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
Encargos Setoriais 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-3,04%
-2,33%
75,06%
Encargos Setoriais
2,23%
0,53%
24,22%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
3,33%
0,00%
0,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-26,74%
-3,48%
9,62%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
18,22%
0,38%
2,46%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
13,03%
0,71%
6,17%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
140,32%
2,88%
4,96%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
5,89%
0,05%
0,86%
ONS
15,20%
0,00%
0,01%
Custos de Transmissão
6,56%
0,31%
5,07%
Rede Básica
-20,72%
-0,48%
1,85%
Rede Básica Fronteira
43,95%
0,64%
2,12%
Rede Básica ONS (A2)
1,61%
0,00%
0,25%
MUST Itaipu
15,64%
0,07%
0,53%
Transporte de Itaipu
29,14%
0,06%
0,25%
Conexão
33,86%
0,02%
0,06%
Custos de Aquisição de Energia
-6,52%
-3,17%
45,78%
PARCELA B
6,60%
1,53%
24,94%
Custos Operacionais
-2,76%
-0,47%
16,80%
Anuidades
38,21%
0,61%
2,21%
Remuneração
56,46%
1,48%
4,12%
Depreciação
13,52%
0,29%
2,42%
Receitas Irrecuperáveis
-85,45%
-0,37%
0,06%
Outras Receitas
-0,82%
0,01%
-0,69%
Reposicionamento Tarifário
-0,80%
0,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
7,36%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq do Financ. RTE)
-0,22%
CVA em Processamento - Energia comprada  (Líq do Financ. RTE)
9,28%
CVA em Processamento - Transmissão  (Líq do Financ. RTE)
0,52%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-1,74%
Neutralidade dos Encargos
1,69%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-2,64%
Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano Civil 2014
0,01%
Exposição Diferença Preços entre Submercados
0,00%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,13%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
0,38%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Conselho de Consumidores
-0,05%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-4,88%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
1,69%

14. 
Os encargos setoriais tiveram impacto de 0,53%. Contribuiu para a redução dos encargos a CDE-
Uso, decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016. No sentido oposto, houve 
elevação dos custos com energia de reserva, em razão do início de suprimento do 15º Leilão de Energia de Reserva 
e dos custos relativos à Conta ACR em razão da elevação dos custos financeiros atrelados à taxa CDI.  
 
 
 
Compra de Energia 
 
15. 
Os custos com compra de energia contribuíram para reduzir as tarifas em -3,17%. A principal razão 
para a redução dos custos com compra de energia foi a queda da tarifa de Itaipu. Destaca-se também que a 
distribuidora recebeu cotas de energia renovada nos termos da Lei n. 12.783/2015 que, embora estejam com seus 
preços majorados em razão do leilão de bonificação de outorga, têm preços inferiores ao preço médio da distribuidora. 
Por fim, há entrada de mais energia relativa aos leilões de Santo Antonio, Jirau e Belo Monte que também têm preço 
menor do que o custo médio de aquisição da distribuidora.  
 
16. 
A revisão tarifária também deve definir os referenciais regulatórios de Perdas na Distribuição, técnicas 
e não técnicas, a serem adotados até a próxima revisão tarifária. 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.  
 
17. 
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.  
 
18. 
No caso da EDEVP, propõe-se que seja adotado, como ponto de partida, o valor de sua média 
histórica, de 1,95% sobre o mercado de baixa tensão medido, que corresponde a 0,97% sobre o mercado de baixa 
tensão faturado, mantendo-se este patamar até o final do ciclo (2020). 
 
19. 
No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica 
e tipo de transformadores. O referencial de perdas técnicas é calculado como percentual da energia injetada. O valor 
de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela Superintendência de Regulação 
da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 156/2016 – SRD/ANEEL, no percentual de 6,47% sobre a energia 
injetada. 
 
Parcela B – Custos de Distribuição 
 
20. 
A redefinição do valor da Parcela B é o objeto central dos processos de revisão tarifária. O valor 
definido na revisão será somente reajustado nos anos seguintes, de modo a incentivar as distribuidoras a serem mais 
eficientes do que o referencial regulatório. Essa Parcela compreende os custos operacionais eficientes e o custo anual 
dos ativos. 
 
21. 
Os custos operacionais contribuíram para reduzir as tarifas em 0,47%. Sua definição é feita a partir 
de uma análise de eficiência comparativa que gera um intervalo de custos operacionais passíveis de reconhecimento 
tarifário. No caso da EDEVP, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas é maior do que o intervalo 
superior definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como resultado, foi estabelecida uma trajetória

de diminuição desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final, os custos operacionais regulatórios alcance o limite 
superior do intervalo.  
 
22. 
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. 
 
23. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 56,46% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 1,48%. Essa situação adveio dos efeitos do 
aumento da Base Líquida combinado com o do WACC regulatório em relação aos valores hoje existentes na Parcela 
B.  
 
24. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve elevação de 13,52% em relação aos 
valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em 0,29%. A situação proveio dos efeitos do aumento 
da Base Bruta, combinado com o aumento da taxa de depreciação (de 3,89% para 3,99%). 
 
 
Componentes Financeiros 
 
25. 
O componente financeiro mais expressivo foi a CVAENERGIA, com impacto de 9,28%. Esse efeito já 
leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à Conta – ACR.  
 
26. 
A principal modalidade contratual que impactou o saldo da CVAENERGIA foi a de ITAIPU, com impacto 
de 5,48%, 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. Destaca-se ainda o efeito dos 
CCEAR – Leilão de Ajuste com efeito de 2,83%. Por sua vez, a receita repassada da Conta Bandeiras e da Conta-
ACR contribuiu para que o efeito da CVAENERGIA não sofresse um aumento adicional de 5,20%. 
 
27. 
Convém registrar que a EDEVP solicitou pleito de componente financeiro referente a custos com 
inventários para fins de incorporação de redes particulares. O mesmo, porém, não foi acolhido. O artigo 10 da 
Resolução Normativa 229/2006, em seu § 1°, indica que os custos decorrentes de incorporação de redes particulares 
serão considerados de acordo com metodologia e critérios adotados pela ANEEL, seguindo-se os princípios de custos 
eficientes e investimentos prudentes. Neste sentido, como os custos de inventários de redes particulares tem 
características de custos operacionais, sua consideração ocorre no âmbito do custo global de O&M, por meio da 
comparação entre os custos eficientes e os custos reais contábeis, atendendo a metodologia do Submódulo 2.2 do 
PRORET. Cabe ainda frisar que as despesas operacionais da empresa não têm vinculação direta entre custo incorrido 
e repasse tarifário, uma vez que o princípio de custos eficientes prevalece na consideração dos custos regulatórios. 
 
28. 
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 durante 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a 
diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo. 
                                                          
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.

29. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à EDEVP, 
em relação às competências entre maio/2016 a abril/2017, é de R$ 1.066.657,28. Esse valor já inclui o ajuste da 
diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio/2015 a abril/2016. 
 
 
FATOR X 
 
30. 
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. 
 
31. 
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 1,24%. 
 
32. 
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. O componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da EDEVP é de 1,01%.  
 
33. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, a ser fixado nos reajustes subsequentes. Esse 
índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade 
da energia seja mais aderente às tarifas praticadas. Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, serão 
considerados indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora.  
 
34. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da EDEVP até a próxima revisão 
tarifária será de 2,25%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de reajuste. 
 
35. 
Por fim, o Gráfico a seguir ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, abaixo 
da variação do IGP-M e do IPCA, no mesmo período: 
 
 
 
Gráfico 5 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
36. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi obtido 
pela aplicação da nova metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 2014, após 
realizada a Audiência Pública 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST3.  
 
37. 
Como não houve contribuições relacionadas aos limites de DEC e FEC, mantém-se a proposta 
submetida à Audiência para a EDEVP. No Gráfico 7 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais 
propostos de DEC e FEC para a Distribuidora. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, 
a redução média anual é de 4,95% no DEC e 6,19% no FEC.  
 
 
Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da EDEVP. 
Fonte: Nota Técnica no 53/2016-SRD/ANEEL. 
 
                                                          
3 “5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD conforme 
estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte 
procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho dos 
conjuntos; e 
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”  
6,34
7,14
6,20
4,85
5,88
5,88
6,43
7,05
6,92
7,75
5,97
5,25
6,46
5,52
5,57
5,16
13,24
13,11
12,52
11,96
11,48
11,30
10,60
10,14
9,45
16,12
15,26
13,64
12,43
11,23
11,12
10,60
9,82
9,33
9,16
8,42
8,13
7,71
7,11
8,91
8,22
7,75
7,14
6,44
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - EDEVP
DEC Apurado
FEC Apurado
DEC Limite
FEC Limite
DEC Limite Proposto
FEC Limite Proposto
16,12                                
15,26
13,64                                
12,43
13,24 13,11
11,48                                
12,52 11,30
11,96 10,60
10,14
11,23 11,12
9,45                                
10,60 9,16
9,82 8,42
9,33 8,13
8,91 7,71                                
7,11
8,22
7,75
7,14                                
                                
                              6,44  
                                
                                
                                
6,34  6,92  7,14  7,75  6,20  5,97  4,85  5,25  5,88  6,46  5,88  5,52  6,43  5,57  7,05  5,16  
                                

38. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 8 e 9 apresentam uma 
comparação entre os limites da EDEVP e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte localizadas na Região 
Sudeste: 
 
 
Gráfico 8 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica no 53/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 9 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 1 
Milhão
EDEVP
CAIUÁ-D
CNEE
CPFL Jaguari
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
DMED
EEB
ELFSM
EMG
ENF
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
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 1 
Milhão
EDEVP
CAIUÁ-D
CNEE
CPFL Jaguari
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
DMED
EEB
ELFSM
EMG
ENF

Fonte: Nota Técnica no 53/2016-SRD/ANEEL. 
 
39. 
Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a EDEVP estão aderentes à realidade da 
região. 
 
40. 
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 EDEVP entre 2013 e 2015: 
 
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela EDEVP 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
42.677 
74.944,47 
2014 
75.403 
211.028,64 
2015 
94.084 
371.489,46 
Fonte: site da ANEEL. 
 
III. DIREITO 
41. 
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 
014/1999. 
 
IV. DISPOSITIVO 
42. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.004453/2015-95 e 
48500.000127/2016-90, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a fim de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da EDEVP, a vigorar a partir de 10 de 
maio de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  consumidores de 1,69%, sendo 
6,20% para os consumidores em alta tensão e -0,33% 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 EDEVP ; 
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 EDEVP, de modo a custear os 
descontos retirados da estrutura tarifária;  
f) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,24%;
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2013  42.677  74.944,47  
    75.403  211.028,64  
    94.084  371.489,46  

g) fixar o componente T do Fator X de 1,01%; 
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem 
observados pela EDEVP; e 
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020: 
 
2017 
2018 
2019 
2020 
Perdas Técnicas 
(sobre Energia Injetada) 
6,47% 
6,47% 
6,47% 
6,47% 
Perdas Não Técnicas 
(sobre Mercado BT) 
0,97% 
0,97% 
0,97% 
0,97% 
 
Brasília, 3 de maio de 2016. 
 
 
 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor
  2017  2018  2019  2020
Perdas Técnicas
(sobre Energia Injetada)  6,47%  6,47%  6,47%  6,47%
Perdas Não Técnicas
(sobre Mercado BT)  0,97%  0,97%  0,97%  0,97%