VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.002817/2015-01 e 48500.004702/2015-42 
 
INTERESSADOS: CPFL Jaguari - Companhia Jaguari de Energia  
 
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 CPFL Jaguari - Companhia Jaguari de Energia, 
a vigorar a partir de 22 de março 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 2020, consolidados 
após a avaliação das contribuições trazidas na Audiência Pública no 71/2015. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição no 15/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CPFL Jaguari - Companhia Jaguari de 
Energia, estabelece a data de 22 de março 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 28/04/2015, por meio da REN nº 660/2015. 
 
3. 
Em 10/11/2015, na 42° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a 
Audiência Pública n° 71/2015 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 2020. O período de contribuições se estendeu de 12 de 
novembro a 17 de dezembro de 2015, com sessão presencial em 10 de dezembro de 2015 na cidade de 
Jaguariúna/SP.  
 
2. 
Nos dias 19/02/2016 e 24/02/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação 
das contribuições trazidas na AP n° 71/2015, foi encaminhada, respectivamente, à CPFL Jaguari e ao seu 
Conselho de Consumidores. 
  
3. 
Em 25/02/2016, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da CPFL 
Jaguari, para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária apresentou as 
suas contribuições finais. Por meio do fax n° 06/2016, de 29/01/2016, o Conselho de Consumidores foi 
convidado para uma reunião no dia 29/02/2016 na Agência e optou por não realizar a reunião por 
incompatibilidade de agenda dos Conselheiros. 
 
4. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota 
Técnica nº 19, de 09 de março 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 CPFL Jaguari, para o período de 2017 a 2020.  
 
5. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando n° 095/2016-SRD/ANEEL, de 14/03/2016. 
 
6. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 109/2016-SFF/ANEEL, de 10/03/2016. 
 
7. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 59, de 18 de março 
de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CPFL Jaguari.  
 
8. 
Em 22 de março 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, de 2013, registradas 
em nome da CPFL Jaguari1. 
 
9. 
A Procuradoria Federal na ANEEL – PFANEEL conheceu das minutas de Resolução e as 
referendou. 
 
10. 
É o relatório.  
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
11. 
A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento 
Tarifário, do Fator X e da nova estrutura tarifária. O Reposicionamento Tarifário calculado para a CPFL Jaguari 
conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 13,25%, sendo de 11,42% em média, para 
os consumidores conectados na Alta Tensão e de 17,14% em média, para os consumidores conectados na 
Baixa Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
                                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
12. 
A diferença entre os efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorre da nova 
estrutura tarifária que é redefinida no momento da revisão tarifária, que impactou mais intensamente os 
consumidores na baixa tensão, pelo fato do custo de expansão na baixa tensão ter aumentado mais neste nível 
de tensão.  
                                                          
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto. 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
11,42%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
17,14%
Efeito Médio AT+BT
13,25%

13. 
O efeito médio de 13,25% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos de Parcela A e 
B; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário; (iii) da retirada dos 
componentes financeiros fixados na RTE 2015; e (iv) 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 1,60%, ao se 
ter como base de comparação, além dos custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos 
que foram acrescidos na RTE mediante componente financeiro.   
15. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da 
CPFL Jaguari, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o aumento tarifário em 
12,45%, sendo -15,31% decorrente da retirada dos componentes financeiros fixados na RTE 2015 e 27,76% 
referente aos demais financeiros.   
16. 
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, 
representa uma redução de -0,81% na atual revisão.  
17. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 13,25%, 
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [13,25% = + (1,60%) + (27,76%) + (-
15,31%) + (-0,81%)]. 
18. 
O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.   
 
                Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente 
                Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

Decisão judicial em favor dos associados da ABRACE 
19. 
Os efeitos tarifários calculados nesta revisão refletem a decisão liminar favorável aos 
consumidores da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – 
ABRACE, 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. 
 
20. 
Por meio do Despacho nº 3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 
24 de setembro de 2015, a Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar, sendo publicadas 
tarifas diferenciadas para os consumidores da ABRACE. 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. 
 
21. 
Como as tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e 1.986/2015 tiveram vigência a partir 
de 03/07/2015, a distribuidora fará jus a um componente financeiro correspondente à diferença entre a tarifa de 
equilíbrio apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada pelas REH nº 1.967/2015 e 1.986/2015. 
 
22. 
No caso da CPFL Jaguari, o valor apurado em relação ao período de 03/07/2015 a 21/03/2016 
foi de R$ 1.897.198,39. Este componente financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores 
da distribuidora e não deverá incidir sobre os associados da ABRACE.  
 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
 
23. 
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.   
 
24. 
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.

Tabela 2 – Revisão tarifária da CPFL Jaguari 
 
  Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-1,43%
-1,20%
81,40%
Encargos Setoriais
-5,20%
-1,50%
26,84%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
-42,42%
-0,06%
0,08%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-32,49%
-5,81%
11,89%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
16,42%
0,19%
1,35%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
13,20%
0,82%
6,90%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
133,75%
3,34%
5,75%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
3,43%
0,03%
0,86%
Custos de Transmissão
1,56%
0,09%
5,72%
Rede Básica
-20,90%
-0,61%
2,26%
Rede Básica Fronteira
36,41%
0,54%
2,00%
MUST Itaipu
0,66%
0,00%
0,67%
Transporte de Itaipu
12,30%
0,03%
0,31%
Conexão
30,29%
0,11%
0,48%
Custos de Aquisição de Energia
0,41%
0,20%
48,84%
PARCELA B
17,41%
2,80%
18,60%
Custos Operacionais
-1,87%
-0,21%
10,86%
Anuidades
39,52%
0,48%
1,68%
Remuneração
74,02%
2,03%
4,69%
Depreciação
13,21%
0,23%
1,98%
Receitas Irrecuperáveis
-62,30%
-0,07%
0,04%
Outras Receitas
-28,74%
0,26%
-0,64%
Ajuste Investimentos 2CRTP
-100,00%
0,08%
-
RT considerando a varição tarifária da RTE
1,60%
0,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
12,45%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE
0,39%
CVA em Processamento - Energia comprada  Líquido dos Efeitos da RTE
12,19%
CVA em Processamento - Transmissão -  Líquido dos Efeitos da RTE
0,80%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-0,04%
Neutralidade dos Encargos
0,89%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-3,34%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia
0,15%
Exposição Diferença Preços entre Submercados
0,13%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,12%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A4)
0,00%
Conselho de Consumidores
-0,04%
Ajuste Liminar Abrace
1,31%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
0,17%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,26%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-0,81%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
13,25%
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -1,43% -1,20% 81,40%  
Encargos Setoriais -5,20% -1,50% 26,84%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE -42,42% -0,06% 0,08%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -32,49% -5,81% 11,89%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 16,42% 0,19% 1,35%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 13,20% 0,82% 6,90%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 133,75% 3,34% 5,75%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 3,43% 0,03% 0,86%  
Custos de Transmissão 1,56% 0,09% 5,72%  
  -20,90% -0,61% 2,26%
  36,41% 0,54% 2,00%
  0,66% 0,00% 0,67%
  12,30% 0,03% 0,31%
  30,29% 0,11% 0,48%
Custos de Aquisição de Energia 0,41% 0,20% 48,84%  
PARCELA B 17,41% 2,80% 18,60%  
Custos Operacionais -1,87% -0,21% 10,86%
Anuidades 39,52% 0,48% 1,68%
Remuneração 74,02% 2,03% 4,69%
Depreciação 13,21% 0,23% 1,98%
Receitas Irrecuperáveis -62,30% -0,07% 0,04%
Outras Receitas -28,74% 0,26% -0,64%
Ajuste Investimentos 2CRTP -100,00% 0,08% -  
RT considerando a varição tarifária da RTE 1,60%  
0,00%  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 12,45%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE 0,39%
CVA em Processamento - Energia comprada Líquido dos Efeitos da RTE 12,19%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos Efeitos da RTE 0,80%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,04%
Neutralidade dos Encargos 0,89%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -3,34%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia 0,15%
Exposição Diferença Preços entre Submercados 0,13%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,12%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A4) 0,00%
Conselho de Consumidores -0,04%
Ajuste Liminar Abrace 1,31%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE 0,17%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,26%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -0,81%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 13,25%  

25. 
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 diminuição do custo com os Encargos Setoriais, que impactou 
negativamente o reposicionamento tarifário em -1,50%.  
 
26. 
Desses encargos, destaca-se a quota CDE – USO que teve impactou negativo na revisão 
tarifária de – 5,81%. Essa variação decorre do fato de que o valor da quota CDE-USO, definida para o ano de 
2016, ter sido menor do que o valor fixado para o ano de 2015. 
 
27. 
Ressalta-se, ainda, o impacto dos custos com compra de energia, de 0,20%. Tal resultado 
decorre do aumento do montante de Energia Nova e Alternativa por disponibilidade, o que resultou na elevação 
do gasto com esse tipo de energia. Além disso, houve o aumento do custo das usinas hidrelétricas em regime 
de alocação de cotas de garantia física de energia e potência, objeto do Leilão nº 12/2015-ANEEL, que, no 
último processo tarifário teve preço de repasse de R$ 33,34 /MWh. No atual processo, a cobertura tarifária 
econômica está em torno de R$ 60/MWh, o que reflete o Preço-Teto resultante das receitas estabelecidas no 
Edital referente a cada usina. 
 
28. 
Estes efeitos foram compensados, principalmente, pelo término do CCEAR de Ajuste, que 
possuía custo unitário superior ao custo médio de compra de energia da CPFL Jaguari. Além disso, a tarifa de 
Itaipu fixada para 2016, em dólar, reduziu em comparação com o valor vigente em 2015, bem como o seu 
montante no processo atual. 
 
29. 
O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
 
 
 
 
 
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
30. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre a revisão tarifária extraordinária 
e a atual revisão: 
0,20%
0,01%
-0,08%
2,01%
0,03%
-3,04%
1,34%
-0,58%
0,26%
1,89%
-2,45%
0,81%
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

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
31. 
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.  
  
32. 
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.  
 
33. 
No caso da CPFL Jaguari, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a meta do 3º 
ciclo de revisão, de 1,64% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do ciclo, 
propõe-se o percentual de 1,60% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, tendo em vista que 
na análise comparativa foi observado uma empresa comparável com percentuais menores.  
 
34. 
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° 095/2016 – SRD/ANEEL, 
no percentual de 4,276% sobre a energia injetada. 
 
35. 
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 33,7%, 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.  
 
36. 
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. 
Tipo de contrato
RTE 2015
Processo atual
Variação
RTE 2015
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
13.130,46
13.130,46
0,00%
325,54
350,85
7,78%
Existente - CCEAR-QTD
48.192,52
42.878,08
-11,03%
224,75
266,70
18,66%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
26.673,12
59.900,03
124,57%
228,88
179,29
-21,66%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
7.091,32
7.825,19
10,35%
149,99
153,78
2,53%
Ajuste - CCEAR
15.280,98
0,00
-100,00%
388,18
0,00
-100,00%
Madeira e Belo Monte
28.838,38
51.266,85
77,77%
113,23
122,90
8,54%
Bilateral
269.229,60
248.450,38
-7,72%
106,15
118,38
11,51%
Cota Angra I e Angra II
19.573,09
19.090,45
-2,47%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
52.073,45
95.664,23
83,71%
33,34
60,72
82,14%
Itaipu
118.409,59
109.206,20
-7,77%
231,20
221,74
-4,09%
Proinfa
12.300,46
12.507,64
1,68%
293,58
382,74
30,37%
TOTAL
549.230,97
528.191,28
-3,8%
157,40
156,34
-0,7%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  RTE 2015 Processo atual Variação  RTE 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  13.130,46 13.130,46 0,00%
48.192,52 42.878,08 -11,03%
26.673,12 59.900,03 124,57%
7.091,32 7.825,19 10,35%
15.280,98 0,00 -100,00%
28.838,38 51.266,85 77,77%
269.229,60 248.450,38 -7,72%
19.573,09 19.090,45 -2,47%
52.073,45 95.664,23 83,71%
118.409,59 109.206,20 -7,77%
12.300,46 12.507,64 1,68%  325,54 350,85 7,78%
224,75 266,70 18,66%
228,88 179,29 -21,66%
149,99 153,78 2,53%
388,18 0,00 -100,00%
113,23 122,90 8,54%
106,15 118,38 11,51%
162,09 206,29 27,27%
33,34 60,72 82,14%
231,20 221,74 -4,09%
293,58 382,74 30,37%  
TOTAL  549.230,97 528.191,28 -3,8% 157,40 156,34 -0,7%    

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.   
 
37. 
No caso da CPFL Jaguari, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas está dentro 
do intervalo definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Com isso, não foi necessário ajustar 
a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5% estabelecido no regulamento. Mas na 
comparação que é realizada com os custos reais da concessionária, a aplicação da metodologia resultou em 
uma relação superior a 120% e, desse modo, foi necessário recalcular a meta de custos operacionais para 
compartilhar com o consumidor o valor excedente a relação de 120%.  
 
38. 
Como resultado final dessa análise, foi definido uma trajetória para que a cobertura de custos 
operacionais presente nas tarifas convirja para os custos operacionais regulatórios no final do ciclo tarifário. O 
resultado final da análise foi um custo operacional inferior ao atualmente existente na tarifa, o que contribui para 
o resultado final das tarifas em -0,21%, pelo fato desse custo ainda ser ajustado pelos ganhos potenciais de 
produtividade nos doze meses posteriores à revisão.   
 
39. 
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. 
 
40. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 74,02% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 2,03%. Essa situação adveio do aumento 
do WACC regulatório e da remuneração sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações 
Especiais, que teve início no atual ciclo de revisões.  O aumento do WACC regulatório, que passou de 7,5% 
para 8,09%, e da remuneração sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais 
também contribuiu para o aumento observado da remuneração do capital. 
 
41. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 13,21% em relação 
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em 0,23%. A situação proveio do aumento da 
Base Bruta de 32,6%, por causa do volume de investimentos realizados. Contribuiu com esse efeito o aumento 
da taxa de depreciação (de 3,29% para 3,76%). 
 
42. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CPFL 
Jaguari.

Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
   Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
43. 
O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de 12,19%. Esse 
efeito já leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à 
Conta – ACR. 
 
44. 
A principal modalidade contratual que impactou o saldo da CVA energia foi a de ITAIPU, com 
impacto de 8,60% devido à alta do dólar ocorrida no período, aliada a tarifa de repasse de ITAIPU, estabelecida 
pela Resolução Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015. Por sua vez, a receita 
repassada da Conta Bandeiras e da Conta-ACR contribuiu para que o efeito da CVA energia não sofresse um 
aumento adicional de 7,04%. 
 
45. 
Os gráficos abaixo demonstram tais efeitos por modalidade contratual. 
 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE
562.936,93
               
0,39%
CVA em Processamento - Energia comprada  Líquido dos Efeitos da RTE
17.613.189,85
          
12,19%
CVA em Processamento - Transmissão -  Líquido dos Efeitos da RTE
1.153.265,04
            
0,80%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(61.037,18)
                
-0,04%
Neutralidade dos Encargos
1.279.826,54
            
0,89%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(4.833.003,13)
           
-3,34%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia
217.032,60
               
0,15%
Exposição Diferença Preços entre Submercados
184.748,88
               
0,13%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
179.668,33
               
0,12%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2)
1.425,78
                   
0,00%
Conselho de Consumidores
(64.842,30)
                
-0,04%
Ajuste Liminar Abrace
1.897.198
                 
1,31%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
243.548
                    
0,17%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(381.412)
                   
-0,26%
Total
17.992.545,65
          
12,45%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE 562.936,93 0,39%
CVA em Processamento - Energia comprada Líquido dos Efeitos da RTE 17.613.189,85 12,19%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos Efeitos da RTE 1.153.265,04 0,80%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 61.037,18) -0,04%
Neutralidade dos Encargos 1.279.826,54 0,89%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 4.833.003,13) -3,34%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia 217.032,60 0,15%
Exposição Diferença Preços entre Submercados 184.748,88 0,13%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 179.668,33 0,12%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) 1.425,78 0,00%
Conselho de Consumidores ( 64.842,30) -0,04%
Ajuste Liminar Abrace 1.897.198 1,31%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE 243.548 0,17%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD ( 381.412) -0,26%  
Total 1 7.992.545,65 12,45%  

Gráfico 3 – CVA energia por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
46. 
Ressalta-se ainda o financeiro de postergação da vigência das tarifas, com efeito de -0,10% 
(Componente TE e TUSD) no atual processo tarifário. Esse financeiro decorre da assinatura do termo aditivo 
de prorrogação da concessão, que implicou na alteração da data contratual de 03 de fevereiro de 2016 para 22 
de março de 2016. Dessa forma, no atual processo tarifários está sendo revertido os valores de financeiros 
considerados no processo tarifário anterior que foram cobrados nas tarifas por um período superior a 12 meses. 
47. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários2, o montante mensal de recursos da 
CDE, a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os 
valores mensais a serem repassados referentes ao período de março de 2016 a fevereiro de 2017, utilizou-se 
o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos 
resultantes do mesmo processo. 
 
48. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à 
CPFL Jaguari, em relação às competências entre março/2016 a fevereiro/2017, é de R$ 180.382,00. Esse valor 
já inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre fevereiro/2015 e fevereiro/2016. 
 
 
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
                                                          
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.

49. 
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. 
 
50. 
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 1,30%. 
 
51. 
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 CPFL Jaguari é 
de 0,73%.  
 
52. 
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.  
 
53. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CPFL Jaguari até a próxima 
revisão tarifária será de 2,03%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de 
reajuste. 
 
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
 
54. 
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. 
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
2,04%
-1,20%
-3,25%
Encargos Setoriais
1,11%
-1,50%
-2,61%
Custos de Transmissão
0,10%
0,09%
-0,01%
Custos de Aquisição de Energia
0,83%
0,20%
-0,63%
PARCELA B
2,29%
2,80%
0,51%
CO + Anuidades + RI
-0,10%
0,20%
0,31%
Remuneração
1,76%
2,03%
0,26%
Depreciação
0,28%
0,23%
-0,05%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
0,35%
0,34%
-0,01%
RT considerando a varição tarifária da RTE
4,33%
1,60%
-2,73%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
12,92%
12,45%
-0,47%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-0,81%
-0,81%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
-0,25%
0,00%
0,25%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
16,20%
13,25%
-2,95%

55. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência 
pública foram:  
 
(i) 
A conta de desenvolvimento Energético – CDE (USO), que contribuiu para uma variação 
negativa de -5,81% no resultado final, o que permitiu que os Encargos Setoriais tivessem uma 
redução de -2,61%. A diminuição da CDE (USO) decorreu da fixação para 2016 de uma quota 
inferior àquela que esteve em vigor em 2015. 
 
(ii) 
O custo de aquisição de energia, que contribui para uma variação de -0,63% no resultado final. 
A diminuição desse custo se deve, principalmente, ao valor menor da tarifa da Itaipu, em dólar, 
fixada para 2016.  
 
 
56. 
Os Gráficos 4 e 5 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da 
receita da Distribuidora, sem e com tributos3: 
 
Gráfico 4 – 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.

Gráfico 5 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
57. 
O Gráfico 6 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 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Custo de       
Distribuição
13,7%
Custo de            
Energia
33,8%
Custo de     
Transmissão
4,2%
Encargos          
Setoriais
21,8%
ICMS 19,9%
PIS/COFINS 6,7%
Tributos
26,6%
261,09
252,50
274,38
286,36
306,17
306,17
208,77
238,38
332,49
376,56
441,06
fev/07
fev/08
fev/09
fev/10
fev/11
fev/12
fev/13
fev/14
fev/15
abr/15
mar/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Revisão                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
Variação IPCA
376,56  Variação IPCA  
332,49
306,17    
306,17
286,36
274,38
252,50    
261,09
238,38
208,77    
    

DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC  
 
58. 
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.  
59. 
Não foram apresentadas por parte da distribuidora contribuições acerca dos valores dos limites, 
tampouco solicitação de reconfiguração dos conjuntos elétricos. Dessa forma, passa-se à proposta final de 
limites de DEC e FEC. Nos Gráficos 7 e 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais 
propostos de DEC e FEC para a CPFL Jaguari após análise. Em relação aos limites globais propostos para o 
período 2017 a 2020, a redução média anual é de 3,13% no DEC e 6,25% no FEC. 
 
 
Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CPFL Jaguari 
Fonte: Nota Técnica nº 19/2016-SRD/ANEEL. 
                                                          
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 8 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CPFL Jaguari 
Fonte: Nota Técnica nº 19/2016-SRD/ANEEL. 
 
60. 
Nos Gráficos 10 e 11, são apresentados os histogramas dos limites de 2016 (vigentes) e 2020 
(propostos) dos conjuntos da CPFL Jaguari. Verifica-se que a proposta para 2020 permanece a uniformização 
da continuidade prestada aos consumidores: 
 
 
Gráfico 9 – Histograma do limite do DEC dos conjuntos da CPFL Jaguari para 2016 e 2020 
Fonte: Nota Técnica nº 19/2016-SRD/ANEEL.

Gráfico 10 – Histograma do limite do FEC dos conjuntos da CPFL Jaguari para 2016 e 2020 
Fonte: Nota Técnica nº 19/2016-SRD/ANEEL. 
 
61. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 11 e 12 apresentam 
uma comparação entre os limites da CPFL Jaguari e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte 
localizadas na Região Sudeste: 
 
 
Gráfico 11 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica nº 19/2016-SRD/ANEEL.

Gráfico 12– Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica nº 19/2016-SRD/ANEEL. 
 
62. 
Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a CPFL Jaguari estão aderentes à 
realidade da região. 
 
63. 
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 06 
apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela CPFL Jaguari entre 2013 e 2015: 
 
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela CPFL Jaguari 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
 10.928  
 23.748,24  
2014 
 11.774  
 35.319,54  
2015 
 25.072  
 140.476,20  
Fonte: site da ANEEL. 
 
III. DIREITO 
64. 
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;
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2013  10.928  23.748,24  
    11.774  35.319,54  
    25.072  140.476,20  

e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995; 
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009; 
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – PRODIST; 
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no 015/1999. 
 
IV. DISPOSITIVO 
65. 
Fundado 
nesse exame 
e nas 
considerações 
efetuadas 
nos 
Processos 
nos 
48500.002817/2015-01 e 48500.004702/2015-42, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma 
das Resoluções anexas, a fim de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CPFL Jaguari, a vigorar a 
partir de 22 de março de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  
consumidores de 13,25%, sendo 11,42% para os consumidores em alta tensão e  17,14% 
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 CPFL Jaguari ; 
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 CPFL Jaguari, de modo 
a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
f) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,30%; 
g) fixar o componente T do Fator X de 0,73%; 
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2020 a serem 
observados pela CPFL Jaguari; e 
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020: 
 
 
 
Brasília, 22 de março de 2016. 
 
 
 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor 
Reajuste 2017
Reajuste 2018
Reajuste 2019
Reajuste 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (% )
4,276%
4,276%
4,276%
4,276%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (% )
1,60%
1,60%
1,60%
1,60%
  Reajuste 2017  Reajuste 2018  Reajuste 2019  Reajuste 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  4,276%  4,276%  4,276%  4,276%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  1,60%  1,60%  1,60%  1,60%