S U P E R I N T E N D Ê N C I A  D E  
G E S T Ã O  T A R I F Á R I A   
 
Nota Técnica nº 55/2016-SGT/ANEEL 
Brasília, 18 de março de 2016 
 
 
 
 
 
 
 
Q U A R T A  R E V I S Ã O  T A R I F Á R I A  
P E R I Ó D I C A  
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .  . . . . . . 
C P F L  S a n t a  C r u z  -  C o m p a n h i a  L u z  e  F o r ç a  
S a n t a  C r u z  
 
 
 
 
 
FINAL 
 
 
 
 
 
 
Agência Nacional de Energia Elétrica 
Superintendência de Gestão Tarifária 
SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar 
CEP: 70830-030 – Brasília – DF 
Tel: + 55 61 2192-8695 
Fax: + 55 61 2192-8679

ÍNDICE 
 
 
I. OBJETIVO .......................................................................................................................................................................... 2 
III. ANÁLISE ......................................................................................................................................................................... 4 
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO ................................................................................................................... 6 
III.2  RECEITA VERIFICADA ...................................................................................................................................... 7 
III.3 PARCELA B ........................................................................................................................................................... 7 
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO) ....................................................................................................................... 7 
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI) ................................................................................................................ 9 
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR) .......... 11 
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI). ..................................................... 16 
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO 
DE INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE .................................................................................................. 17 
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR) ............................................................................................................................... 20 
III.4 PARCELA A ......................................................................................................................................................... 21 
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE) ...................................................................... 22 
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT) . 29 
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) ......................................................................................................................... 30 
III.5 FATOR X .............................................................................................................................................................. 32 
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS .............................................................................................. 36 
Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT .......................................................................................................... 41 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários ................................................................................................................................. 42 
III.7. RESULTADO DA REVISÃO ............................................................................................................................. 43 
IV. CONCLUSÃO ........................................................................................................................................................ 45

(Fls. 2 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Nota Técnica no 55/2016–SGT/ANEEL 
 
Em 18 de março de 2016. 
 
 
Processo n.º 48500.002820/2015-16 
 
Assunto: Quarta Revisão Tarifária Periódica da 
CPFL Santa Cruz - Companhia Luz e Força Santa 
Cruz.  
 
 
 
I. OBJETIVO 
 
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da quarta revisão tarifária periódica da CPFL Santa 
Cruz - Companhia Luz e Força Santa Cruz consolidada após análise das contribuições trazidas no âmbito da 
Audiência Pública (AP) 69/2015. 
 
2. 
O Módulo 2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabeleceu as 
metodologias aplicáveis a quarta revisão tarifária periódica da CPFL Santa Cruz. Uma revisão conceitual  
das metodologias aplicáveis, que vai além do escopo da presente Nota Técnica, pode ser feita a partir das 
seguintes referências:  
 
 Submódulo 2.1 e Nota Técnica 065/2015-SRM/SGT/ANEEL: Procedimentos Gerais; 
 Submódulo 2.2 e Nota Técnica 066/2015-SRM/SGT/ANEEL: Custos Operacionais; 
 Submódulo 2.3 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Base de Remuneração Regulatória; 
 Submódulo 2.4 e Nota Técnica 022/2015-SRE/ANEEL: Custo de Capital; 
 Submódulo 2.5 e Nota Técnica 067/2015-SRM/SGT/ANEEL: Fator X; 
 Submódulo 2.6 e Nota Técnica 106/2015-SRM/SGT/ANEEL: Perdas de Energia; 
 Submódulo 2.7 e Nota Técnica 105/2015-SRM/SGT/ANEEL: Outras Receitas; 
 Submódulo 2.8 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Geração Própria de Energia. 
 
3. 
A Seção II apresenta uma breve descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da CPFL 
Santa Cruz. A Seção III descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo do 
Reposicionamento Tarifário, Receita Verificada, Parcela B, Parcela A, Outras Receitas, Componentes 
Financeiros e Fator X. A seção IV traz as conclusões.                               
 
 
II. DOS FATOS 
 
4. 
Em 03 de fevereiro de 1999 foi assinado o Contrato de Concessão n°21/1999, entre a União 
e a empresa CPFL Santa Cruz, por intermédio da ANEEL, para a prestação do serviço público de distribuição 
de energia elétrica na área da concessionária.

(Fls. 3 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
5. 
No referido contrato, a Sétima Subcláusula da Cláusula Sétima - Tarifas Aplicáveis na 
Prestação dos Serviços estabeleceu que a primeira revisão tarifária periódica dos valores das tarifas de 
energia elétrica da concessionária ocorreria um ano após o quarto reajuste anual concedido. A partir desta 
primeira revisão, efetivada em 03 de fevereiro de 2004, as subsequentes seriam realizadas a cada quatro 
anos. 
 
6. 
Em dezembro de 2015, em processo conduzido pelo Ministério de Minas e Energia, foram 
assinados Termos Aditivos aos Contratos de Concessão citados, tendo por objeto formalizar a prorrogação 
das concessões pelo período de 30 anos.   
 
7. 
A assinatura dos Termos Aditivos implicou na alteração da data contratual prevista para a 
realização da quarta revisão tarifária ordinária de 03 de fevereiro de 2016 para 22 de março de 2016, 
conforme Subcláusula Décima Terceira da Cláusula Sexta: 
 
“Subcláusula Décima Terceira – As revisões tarifárias ordinárias obedecerão ao seguinte 
cronograma: a primeira revisão será procedida em 22 de março de 2016 e as subsequentes 
serão realizadas a cada 5 (cinco) anos a partir desta data”. 
 
8. 
As metodologias aplicáveis a quarta revisão da concessionária são definidas nos Módulos  
2 e 7 do PRORET que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária 
aplicável. As alterações no Módulo 2 foram aprovadas em abril de 2015 por meio da Resolução n° 660/2015. 
 
9. 
A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27 de fevereiro de 2015, homologou o resultado da 
Revisão Tarifária Extraordinária - RTE das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. Os custos 
adicionais considerados na RTE foram alocados como componentes financeiros, não alterando as tarifas 
econômicas homologadas nos processos tarifários de 2014. 
 
10. 
Em 7 de abril de 2015, os resultados da RTE foram alterados pela Resolução Homologatória 
n° 1.870, para modificar a cobertura tarifária relativa ao encargo da CDE destinado à amortização da Conta-
ACR, que havia sido definida provisoriamente. 
 
11. 
Por meio do Ofício nº 117/2015-SGT/ANEEL, de 10/08/2015, foram solicitadas as 
informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, que foram encaminhadas pela Carta  
n.º 068/RR/CPFL SANTA CRUZ/2015, de 15 de setembro de 2015. 
 
12. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando n° 0094/2016-SRD/ANEEL, de 14/03/2016. 
 
13. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 106/2016-SFF/ANEEL, de 
09/03/2016. 
 
14. 
Em 10/11/2015, na 42° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a 
AP n° 69/2015 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de 
contribuições se estendeu de 12 de novembro a 17 de dezembro, com sessão presencial em 27 de novembro 
de 2015 na cidade de Avaré - SP.

(Fls. 4 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
15. 
No dia 19/02/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das 
contribuições trazidas na AP n° 69, foi encaminhada à CPFL Santa Cruz e ao Conselho de Consumidores. 
 
16. 
Na sede desta Agência, em 25/02/2016 foi realizada reunião com os representantes da CPFL 
Santa Cruz e no dia 01/03/2016 com o Conselho dos Consumidores, para discutir a proposta final da revisão 
tarifária, momento em que a concessionária e o Conselho de Consumidores apresentaram as suas 
contribuições finais. 
 
 
III. ANÁLISE 
 
17. 
Na Revisão Tarifária Periódica – RTP as tarifas são reposicionadas levando-se  
em consideração os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e as 
alterações na estrutura de custos.   
 
18. 
No momento da RTP também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos reajustes 
tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de produtividade obtidos pela 
concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de incentivos que foram estabelecidos  
pela ANEEL nos processos tarifários.    
 
19. 
O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a Receita 
Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos 12 (doze) meses 
imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.  
 
20. 
A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada 
dos investimentos necessários para a prestação dos serviços dos serviços de distribuição de energia elétrica. 
O cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos relacionados às atividades de 
geração e transmissão e aos encargos setoriais.  
 
21. 
A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem alteradas as 
tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O resultado da razão entre 
essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em média.  
 
22. 
O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte fórmula:  
 
 
          (1)  
onde:  
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%); 
RR: Receita Requerida; e 
RV: Receita Verificada. 
 
23. 
A Receita Requerida é dividida em duas parcelas: a primeira, denominada de Parcela A, 
envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos clientes, uso dos sistemas 
de transmissão e encargos setoriais. Em geral, a distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de 
custos, e em razão disso estes valores são repassados para os clientes da empresa.

(Fls. 5 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
24. 
A segunda parcela, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a prestação 
do serviço de distribuição de energia. São custos inerentes da atividade de distribuição, que estão sujeitos ao 
controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e, por definição, são repassados 
por meio de valores regulatórios.   
 
25. 
Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte forma:  
 
     (2) 
 
              onde: 
              RR: Receita requerida; 
              VPA: Valor da Parcela A; 
              VPB: Valor da Parcela B; 
 
 
26. 
No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita da 
concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos necessários 
para a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com gestão de pessoas, 
infraestrutura física e materiais e serviços.  
 
27. 
Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não 
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa de 
retorno para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No cálculo dos custos 
de capital também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa a recomposição dos 
investimentos realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo da vida útil dos bens e direitos. 
 
28. 
Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de forma a 
assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente para o pagamento 
do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL. 
 
29. 
No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B também se faz necessário a atualização dos 
valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da vigência das tarifas 
estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do utilizado como referência para o 
cálculo da revisão.  
 
30. 
Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação dos 
mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão tarifária. Por fim, 
são descontadas as Outras Receitas auferidas pela concessionária, que são revertidas em parte para a 
modicidade tarifária.   
 
31. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É 
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao nível de 
preços.   
 
           (3) 
 
onde: 
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;  
                       CAA: Custo Anual dos Ativos; 
: Fator de Ajuste de Mercado; e

(Fls. 6 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade; 
: Outras Receitas 
 
32. 
Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é dado pela soma 
dos componentes abaixo: 
 
      (4) 
 
onde: 
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
CO3: Custos Operacionais e 
RI: Receitas Irrecuperáveis. 
 
33. 
Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo: 
 
     (5) 
 
onde: 
CAA: Custo Anual dos Ativos; 
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades). 
 
34. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A: 
 
   (6) 
onde: 
VPA: Valor de Parcela A; 
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria; 
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e 
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica. 
 
35. 
Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é semelhante 
ao adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos componentes de Parcela A 
estão descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO 
 
36. 
O reposicionamento tarifário calculado para a CPFL Santa Cruz, para aplicação a partir  
de 22 de março de 2016, resultou no percentual total médio de -0,24%, ao se ter como comparação, além dos 
custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos que foram acrescidos no processo de 
Revisão Tarifária Extraordinária - RTE mediante componente financeiro.    
 
Tabela 1. Reposicionamento Tarifário Médio 
Descrição
Valores (R$)
Receita Requerida
435.457.817,12
Receita Verificada
436.485.302,65
Reposicionamento Tarifário Médio
-0,24%

(Fls. 7 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
37. 
Quando a base de comparação da Parcela A não é ajustada para se considerar os custos 
acrescidos na RTE, o reposicionamento tarifário é de 11,59%. Isso ocorre porque na RTE a cobertura tarifária 
de Parcela A que foi acrescida às tarifas se deu mediante componente financeiro.  
 
38. 
Como consequência, é necessário acrescentar na base de comparação os custos acrescidos 
na RTE mediante componente financeiro para se calcular o reposicionamento tarifário médio que reflete a 
atualização dos custos de Parcela A e B.  
 
III.2  RECEITA VERIFICADA 
 
39. 
No cálculo da Receita de Verificada foram considerados os dados de mercado disponíveis  
no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP para o 
período de março de 2015 a fevereiro de 2016 e as tarifas de base econômica homologadas no processo de 
RTE, resultando em faturamento anual de R$ 390.243.016,84. A este cálculo foi acrescido o valor de  
R$ 46.242.285,81, referente aos valores de Parcela A que foram acrescidos na RTE mediante componente 
financeiro.  
 
40. 
O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo tarifário e 
nível de tensão, sem o acréscimo dos financeiros considerados na RTE.   
 
Tabela 2 – Receita Verificada 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
918.342
                    
343.758.056,00
             
A2   (88 a 138 kV)
1.575
                        
747.097,33
                    
A3   (69 kV)
5.181
                        
2.003.712,89
                 
A3a (30 kV  a 44 kV)     
1.530
                        
542.418,94
                    
A4   (2,3 kV a 25 kV)
288.801
                    
104.594.354,13
             
BT  (menor que 2,3 kV)
621.255
                    
235.870.472,70
             
Suprimento
101.151
                    
32.106.718,20
               
Demais Livres
45.949
                      
10.002.931,91
               
Distribuição
2.708
                        
1.190.557,90
                 
Geração
-
                            
3.184.752,83
                 
Total
1.068.149
                 
390.243.016,84
             
  
 
III.3 PARCELA B 
 
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO) 
 
41. 
A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Sumódulo 2.2 do PRORET, 
estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente dos custos 
operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.  
 
42. 
A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras levando-se 
em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise é estabelecido um 
intervalo de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos 
ao longo do ciclo tarifário.
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 9 18.342 3 43.758.056,00
A2 (88 a 138 kV) 1 .575 7 47.097,33
A3 (69 kV) 5 .181 2 .003.712,89
A3a (30 kV a 44 kV) 1 .530 5 42.418,94
A4 (2,3 kV a 25 kV) 2 88.801 1 04.594.354,13
BT (menor que 2,3 kV) 6 21.255 2 35.870.472,70
Suprimento 1 01.151 3 2.106.718,20
Demais Livres 4 5.949 1 0.002.931,91
Distribuição 2 .708 1 .190.557,90
Geração - 3 .184.752,83
Total 1 .068.149 3 90.243.016,84

(Fls. 8 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
43. 
No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data  
da revisão observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado, perdas não 
técnicas ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.   
 
44. 
Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com  
a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos 
operacionais presente na tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking, parte da 
diferença é incorporada no momento da revisão e a parcela remanescente é considerada para fins de cálculo 
do Componente T do Fator X.   
 
45. 
Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite superior 
do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator T são calculados 
de forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite 
superior. Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do intervalo, o valor de custos 
operacionais reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma criar uma trajetória de aumento da 
Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim, se os valores estiverem contidos no intervalo 
de custos eficientes, o custo reconhecido na revisão corresponderá o custo já contido nas tarifas e o Fator T 
será igual a zero.  
 
46. 
Um passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior é 
compatível com a restrição de variação de ±5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação anual  
de ±5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir: 
 
 
 
 
(7) 
onde: 
,        é a trajetória dos custos operacionais regulatórios; 
,       é a variação máxima admissível; 
,   é a meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual; 
 
47. 
Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a 
aplicação da metodologia conforme descrita nos passos anteriores resultar em uma meta de custo 
operacional superior a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado em 50% 
com o consumidor.  
 
48. 
Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a levar em 
consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir: 
 
 
(8) 
 
onde: 
,     é a meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento; 
, média dos custos operacionais reais.

(Fls. 9 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
49. 
A tabela a seguir resume o cálculo de definição dos Custos Operacionais regulatórios para a  
CPFL Santa Cruz no valor de R$ 70.660.164,96. 
  
Tabela 3 – Custos operacionais regulatórios no reposicionamento  
Descrição
Limite Inferior
Limite Superior
1.  Eficiência
72,44%
82,04%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 
52.504.624
         
59.464.365
            
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição
Valor
3. OPEX nas tarifas - R$
73.459.115
         
4. Meta estudo de eficiência - R$
59.464.365
         
5. Variação Anual (%)
-4,14%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a.
59.464.365
         
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição
Reais
7. OPEX Real - R$ 
55.018.033
         
8. Meta OPEX 
59.464.365
         
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX
108,08%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento
59.464.365
         
11. Número de anos no ciclo
5
                         
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.]
70.660.165
 
 
50. 
No caso da CPFL Santa Cruz a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa é maior 
do que o intervalo superior definido pelo método de benchmarking. Como resultado é estabelecido uma 
trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo, para que ao final do ciclo os custos operacionais 
regulatórios alcance o limite superior do intervalo.  
 
51. 
Uma vez que a aplicação direta da metodologia resultou em uma trajetória de -4,14% a.a., 
não foi necessário ajustar a meta regulatória para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%. Em 
relação à comparação que é realizada com os custos reais, a aplicação da metodologia resultou em relação 
entre a meta de custos operacionais e os custos reais de 108,08%, e consequentemente não foi necessário 
recalcular a trajetória para compartilhar com o consumidor o valor excedente a 120%. O resultado final da 
análise foi um custo operacional considerado na revisão inferior ao atualmente existente na tarifa, 
contribuindo para uma redução tarifária de -0,78%. 
 
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI) 
 
52. 
O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no processo de revisão tarifária  
é composto por duas parcelas: (1) uma associada aos encargos setoriais e (2) outra relativa aos demais itens 
da receita da distribuidora.

(Fls. 10 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
53. 
O valor da parcela relativa aos encargos setoriais é feito a partir do nível de receitas 
irrecuperáveis da própria concessionária. O objetivo é calcular os custos com encargos setoriais  
da forma mais precisa possível considerando, inclusive, o montante que é faturado e não recebido pelas 
concessionárias. Os níveis de receitas irrecuperáveis de cada concessionária são reconhecidos desde que 
não superem os limites estabelecidos no Submódulo 2.2 do PRORET. A equação a seguir sintetiza o cálculo 
das receitas irrecuperáveis associadas aos encargos setoriais. 
 
       (9) 
 
onde: 
: Parcela de receitas irrecuperáveis associada aos encargos setoriais; 
ES: Valor dos encargos setoriais a ser considerado na revisão tarifária; 
: Participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; e 
: Mediana dos percentuais de receitas irrecuperáveis, relativa à classe C, verificados nos três anos 
anteriores ao da revisão tarifária. 
  
54. 
Para a parcela de receitas irrecuperáveis relativa aos demais itens da receita, são definidos 
percentuais regulatórios específicos para cada empresa, por classe de consumo. Os percentuais regulatórios 
são baseados no desempenho das distribuidoras, que são comparadas conforme sua posição no ranking de 
complexidade socioeconômica das áreas de concessão. O valor de receitas irrecuperáveis dessa parcela  
da receita, acrescido dos valores previstos de faturamento de bandeiras tarifárias, é então definido pela 
seguinte equação: 
 
        (10) 
 
Onde: 
: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
: receita requerida 
Receita de Bandeiras: receita prevista de bandeiras tarifárias; 
: valores de encargos setoriais definidos na revisão tarifária; 
: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 
: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à 
empresa. 
 
55. 
A tabela a seguir resume o cálculo do valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no 
processo de revisão tarifária, segregado em suas duas parcelas, uma relacionada aos encargos setoriais e 
outra relativa ao restante da receita. 
 
Tabela 4 – Receitas Irrecuperáveis 
Descrição
Receita Base (R$)
% RI
RI (R$)
Encargos Setoriais
135.387.182
              
0,30%
408.249
            
Restante da Receita
445.200.451
              
0,04%
166.066
            
Total
580.587.632
0,10%
574.315

(Fls. 11 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR) 
 
56. 
A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos realizados 
pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e do custo de 
capital, conforme formulação a seguir: 
 
(11) 
 
onde: 
RC: Remuneração do Capital; 
BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida; 
RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR; 
rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real Antes dos Impostos; 
rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e 
: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais. 
 
57. 
A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais - 
– é calculado conforme equação abaixo. 
 
       (12) 
 
onde: 
: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais;  
: Custo de Capital Próprio (nominal); 
: Remuneração do Ativo Livre de Risco (nominal); 
: Impostos e Contribuições sobre a Renda; 
: Participação do Capital Próprio no Capital Total; 
: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
: Custo Anual dos Ativos;e 
: Obrigações Especiais Bruta. 
 
58. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que 
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor  
os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil. 
 
59. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base  
de Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a seguir: 
 
        (13) 
 
onde: 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória; 
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e 
: Taxa média de depreciação das instalações.

(Fls. 12 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
60. 
Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as taxas 
anuais de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico 
– MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 02 de junho de 2009. 
 
III.3.3.1 CUSTO DE CAPITAL 
 
61. 
Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado  
de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda, sendo 
expresso pela seguinte fórmula: 
 
(14) 
 
onde: 
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais; 
rP: custo do capital próprio real depois de impostos; 
rD: custo da dívida real depois de impostos; 
P: capital próprio; 
D: capital de terceiros ou dívida;  
V: soma do capital próprio e de terceiros; 
 
62. 
A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor  
em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro.  
 
63. 
Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada, partiu-se do levantamento 
de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, nos anos de 2011, 2012 e 
2013, resultando no percentual de participação de capital de terceiros (D/V) de 48,76%. 
 
64. 
Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno CAPM (Capital 
Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de ativos de distribuição de 
energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte equação: 
 
      (15) 
 
onde:  
rP: custo de capital próprio; 
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco; 
: beta do setor regulado; 
rm-rf: prêmio de risco do mercado de referência; e 
rB: prêmio de risco país. 
 
65. 
Para o custo de capital de terceiros adota-se uma abordagem similar à do capital próprio, ou 
seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos para se emprestar 
recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de terceiros é calculado então 
pelo método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão:

(Fls. 13 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
      (16) 
 
onde:  
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco; 
rc: prêmio de risco de crédito; e 
rB: prêmio de risco país. 
 
66. 
A tabela a seguir ilustra o cálculo do custo médio ponderado de capital para  
uma concessionária que tenha alíquota de 34% a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e 
Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL). 
 
Tabela 5: Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC 
CUSTO DE CAPITAL 
Proporção de Capital Próprio 
51,24% 
Proporção de Capital de Terceiros 
48,76% 
Taxa livre de risco 
5,64% 
Prêmio de risco de Mercado 
7,56% 
Beta médio alavancado 
0,70 
Prêmio de risco do negócio 
5,31% 
Inflação americana considerada 
2,41% 
Prêmio de risco país 
2,62% 
Custo de capital próprio real 
10,90% 
  
  
Prêmio de risco de crédito 
3,37% 
Custo de dívida real 
5,14% 
  
CUSTO MÉDIO PONDERADO 
WACC real antes de impostos* 
12,26% 
WACC real depois de impostos 
8,09% 
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34% 
 
 
67. 
Para aplicação tarifária considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos impostos 
do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às tarifas dos 
consumidores como se segue abaixo: 
 
      (17) 
 
 
68. 
Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal 
diferenciado, de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas finais 
inferiores ao valor de 34%, seriam consideradas as seguintes alíquotas: 
 
a) para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as alíquota de IRPJ 
e CSSL somam 0,00% (zero);
CUSTO DE CAPITAL  
Proporção de Capital Próprio  51,24%
Proporção de Capital de Terceiros  48,76%
Taxa livre de risco  5,64%
Prêmio de risco de Mercado  7,56%
Beta médio alavancado  0,70
Prêmio de risco do negócio  5,31%
Inflação americana considerada  2,41%
Prêmio de risco país  2,62%
Custo de capital próprio real  10,90%
  
Prêmio de risco de crédito  3,37%
Custo de dívida real  5,14%
  
CUSTO MÉDIO PONDERADO  
WACC real antes de impostos*  12,26%
WACC real depois de impostos  8,09%
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%  

(Fls. 14 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as alíquotas de 
IRPJ e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na área de concessão 
sujeita ao benefício fiscal; 
c) 
para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as alíquotas de 
IRPJ e CSLL somam 24%; 
d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%. 
 
69. 
Para aplicação tarifária considerar-se-ia o WACC conforme tabela abaixo:  
 
Tabela 6: WACC antes de Impostos 
WACC 
Alíquota de 
IRPJ e CSLL 
Taxa 
(rwacc-pré) 
WACC real antes dos impostosa 
Isento 
9,97% 
WACC real antes dos impostosb 
15,25% 
10,77% 
WACC real antes dos impostosc 
24% 
11,45% 
WACC real antes dos impostosd 
34% 
12,26% 
a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda; 
b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM; 
c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e 
d) todas as demais. 
 
70. 
Também será deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor 
de recursos da RGR junto a Eletrobrás, referente ao terceiro mês anterior à data base do laudo de avaliação 
da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR 
serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da empresa ao custo de capital regulatório (WACC). 
 
71. 
O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será 
remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário contempla 
atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário são 
corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória.  
 
72. 
Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) serão remunerados 
pelo custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 0,73% a.a., e os recursos da RGR não destinados ao 
PLpT serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros disponíveis às distribuidoras 
de energia elétrica, de 2,88% a.a. em termos reais. 
 
III.3.3.2 BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA 
 
73. 
Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público 
de distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser observadas as 
seguintes diretrizes: 
 
a) A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP) deve ser 
“blindada”. Entende- se como base blindada os valores aprovados por laudo de avaliação 
ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e as 
respectivas atualizações;
WACC    Alíquota de
IRPJ e CSLL  Taxa
(r )
wacc-pré  
  WACC real antes dos impostosa  Isento  9,97%  
  WACC real antes dos impostosb  15,25%  10,77%  
  WACC real antes dos impostosc  24%  11,45%  
  WACC real antes dos impostosd  34%  12,26%  

(Fls. 15 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
b) As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde que ainda 
em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão tarifária; 
 
c) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de 
remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base 
do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b); 
 
d) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês anterior  
ao mês da atual revisão tarifária; 
 
e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IGP-M, entre a data-base do 
laudo de avaliação e a data da revisão tarifária; 
 
74. 
Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica 
somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente utilizados no 
serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de remuneração aqueles 
ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR. 
 
75. 
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como da 
remuneração e quota de reintegração.  
 
Tabela 7 – Remuneração do Capital e Quota de Reintegração 
Descrição
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
623.421.153
         
(2) Índice de Aproveitamento Integral
4.977.980
             
(3) Obrigações Especiais Bruta
127.011.669
         
(4) Bens Totalmente Depreciados
163.327.760
         
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
328.103.744
(6) Depreciação Acumulada
340.975.639
         
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso)
282.445.514
         
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
4.662.024
             
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR)
277.783.490
         
(10) Almoxarifado em Operação
956.665
                
(11) Ativo Diferido
-
                        
(12) Obrigações Especiais Líquida
87.075.669
           
(13) Terrenos e Servidões
2.564.265
             
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13)
194.228.752
(15) Saldo RGR PLPT
1.267.510
             
(16) Saldo RGR Demais Investimentos
-
                        
(17) Taxa de Depreciação
3,69%
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
12.114.811
           
(19) Remuneração de Obrigações Especiais
2.367.282
             
(20) Remuneração do Capital
26.033.583

(Fls. 16 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
76. 
O valor da Base de Remuneração Regulatória foi informado pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF por meio do Memorando n° 106/2016-SFF/ANEEL, de 
09/03/2016.   
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI). 
 
77. 
O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, refere-se 
aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, 
e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.  
 
78. 
Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no 
Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são determinados 
como uma relação do AIS. A BAR será determinada pela formulação a seguir: 
 
     (18) 
 
onde: 
: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos não 
elétricos (instalações móveis e imóveis); 
: Ativo imobilizado em serviço aprovado na quarta revisão; 
: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na quarta revisão; 
1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e 
0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011. 
 
79. 
Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade é necessário 
segregar em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:  
 
Tabela 8: Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos 
Grupo de Ativos 
(% da BAR) 
Aluguéis (
) 
45% 
Veículos (
) 
12% 
Sistemas (
) 
43% 
 
80. 
Uma vez segregado, as Anuidades são dadas por: 
 
       (19) 
 
onde: 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades); 
CAL: Custo Anual de Aluguéis; 
CAV: Custo Anual de Veículos; e 
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática. 
 
81. 
As Anuidades serão calculadas em regime, com depreciação linear na vida útil e com 
remuneração sobre 50% do investimento. 
 
         (20)
  Grupo de Ativos      (% da BAR)  
Aluguéis ( )      45%    
Veículos ( )      12%    
Sistemas ( )      43%    

(Fls. 17 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
onde: 
CA(L/V/I): Custo Anual de: A: Aluguéis / V:Veículos / I:Sistemas de Informática; 
BARA/V/I: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para 
infraestrutura de: A:imóveis de uso administrativos / V: veículos / I: Sistemas de informática; e 
VUA/V/I: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle 
Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE: A: 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) 
“Edificação – outras” e 15% referente ao TUC “Equipamento Geral” / V: referente ao TUC “Veículos” / 
I:referente ao TUC “Equipamento Geral de Informática”..  
 
82. 
A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI 
 
Tabela 9: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI 
Descrição
Valores (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR)
58.222.756
                 
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA)
26.200.240
                 
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV)
6.986.731
                   
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI)
25.035.785
                 
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL)
2.949.677
                   
(6) Anuidade - Veículos (CAV)
1.426.391
                   
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI)
6.258.427
                   
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7)
10.634.494  
 
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO 
DE INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE 
 
83. 
Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção - CAOM e ao Custo Anual dos Ativos - 
CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.  
 
84. 
O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, considera os 
ganhos potenciais de produtividade entre o ano anterior à revisão tarifária, período de referência, e o período 
em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze meses posteriores à revisão.  
 
85. 
O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm) a ser aplicado na revisão tarifária periódica de 
cada concessionária no ajuste do Valor da Parcela B é definido a partir da produtividade média do setor  
de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do número de unidades consumidoras da 
concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme equação a seguir:  
 
    (21) 
 
onde: 
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.; 
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a 
revisão tarifária em processamento;  
: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.;

(Fls. 18 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i, 
entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e 
 : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a. 
 
86. 
O Fator de Ajuste de Mercado calculado para aplicação na atual revisão tarifária é de 1,18%. 
 
87. 
Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, é considerada a mesma metodologia 
de cálculo do Componente Q do Fator X.  
 
88. 
Durante o período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, os pesos dos indicadores 
de qualidade comercial serão incrementados de forma gradativa. Portanto, até março de 2016, será aplicada 
a metodologia do 3CRTP, conforme descrito a seguir: 
 
89. 
Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado são considerados os indicadores 
Duração Equivalente de Interrupção (DEC) e Frequência Equivalente de Interrupção (FEC). O mecanismo 
busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho relativo entre as 
distribuidoras. 
 
90. 
O valor do ajuste da Parcela B em função do mecanismo de incentivo à melhoria da qualidade 
depende do desempenho relativo das distribuidoras. Para definição do Indicador de Qualidade do Serviço 
de cada distribuidora são comparados, a cada ano civil, os indicadores apurados DEC e FEC, contra os 
limites definidos pela ANEEL, conforme a seguinte equação: 
 
     (22) 
 
 
Onde: 
: Indicador de qualidade do serviço para fins tarifários; 
: Apuração de DEC do último ano civil disponível; 
: Apuração de FEC do último ano civil disponível; 
: Limite de DEC definido para o ano civil em que o indicador foi apurado; e 
: Limite de FEC definido para o ano civil em que o indicador foi apurado.  
 
91. 
Para efeito de comparação do desempenho relativo, as distribuidoras são segregadas em dois 
grupos de acordo com seu porte. As distribuidoras com mercado faturado superior a 1 TWh/ano no ano da 
apuração dos indicadores serão denominadas de grande porte, sendo as demais denominadas de pequeno 
porte. 
 
92. 
Uma vez definidos os indicadores de qualidade do serviço de cada concessionária,  
são consideradas as de melhor desempenho aquelas cujo indicador for inferior ao primeiro quartil  
dos indicadores individuais das concessionárias de seu grupo. No sentido oposto, as concessionárias com 
pior desempenho são aquelas cujo indicador superar o terceiro quartil. Os quartis são calculados assim que  
as apurações de DEC e FEC das distribuidoras estiverem disponíveis. 
 
93. 
O Fator de Ajuste de Qualidade é especificado de acordo com a variação dos indicadores 
apurados DEC e FEC, já expurgadas as causas externas à distribuidora, levando-se em consideração o 
desempenho da distribuidora com relação à qualidade do serviço prestado, conforme tabela a seguir.

(Fls. 19 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
 
Tabela 10 – Componente Q do Fator X  
Var DECI/FECI 
Regra 
Geral 
Melhores 
Desempenhos 
Piores 
Desempenhos 
Maior que 20% 
1.00% 
0.50% 
1.00% 
17% a 20% 
0.95% 
0.47% 
0.95% 
14% a 17% 
0.79% 
0.40% 
0.79% 
11% a 14% 
0.64% 
0.32% 
0.64% 
8% a 11% 
0.49% 
0.24% 
0.49% 
5% a 8% 
0.33% 
0.17% 
0.33% 
-5% a 5% 
0.00% 
0.00% 
0.00% 
-8% a -5% 
-0.33% 
-0.33% 
-0.17% 
-11% a -8% 
-0.49% 
-0.49% 
-0.24% 
-14% a -11% 
-0.64% 
-0.64% 
-0.32% 
-17% a -14% 
-0.79% 
-0.79% 
-0.40% 
-20% a -17% 
-0.95% 
-0.95% 
-0.47% 
Menor que -20% 
-1.00% 
-1.00% 
-0.50% 
 
94. 
A variação anual dos indicadores DEC e FEC é calculada conforme a equação a seguir e 
considera os indicadores expurgando interrupções decorrentes de causas externas ao sistema de distribuição 
da concessionária. 
 
     (23) 
 
 
Onde: 
: Variação anual média de DEC e FEC da concessionária i, expurgadas as causas 
externas ao sistema de distribuição; 
: DEC apurado do último ano civil disponível, expurgado causas externas ao sistema de 
distribuição da concessionária. Somatório dos DECip e DECind definidos no PRODIST; 
: Mesma definição acima, mas apurado no ano anterior; 
: FEC do último ano civil disponível, expurgado causas externas ao sistema de distribuição da 
concessionária. Somatório dos FECip e FECind definidos no PRODIST; e 
: Mesma definição acima, mas apurado no ano anterior.  
 
95. 
O Fator de Ajuste de Qualidade calculado para aplicação na atual revisão tarifária é de ???.  
 
96. 
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária  
da concessionária.
Var DEC/FEC
I I    Regra      Melhores      Piores  
    Geral      Desempenhos      Desempenhos  
Maior que 20%  1.00%        0.50%    1.00%    
17% a 20%  0.95%        0.47%    0.95%    
14% a 17%  0.79%        0.40%    0.79%    
11% a 14%  0.64%        0.32%    0.64%    
8% a 11%  0.49%        0.24%    0.49%    
5% a 8%  0.33%        0.17%    0.33%    
-5% a 5%  0.00%      0.00%      0.00%    
-8% a -5%  -0.33%      -0.33%        -0.17%  
-11% a -8%  -0.49%      -0.49%        -0.24%  
-14% a -11%  -0.64%      -0.64%        -0.32%  
-17% a -14%  -0.79%      -0.79%        -0.40%  
-20% a -17%  -0.95%      -0.95%        -0.47%  
Menor que -20%  -1.00%      -1.00%        -0.50%  

(Fls. 20 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
 
Tabela 11: Cálculo da Parcela B ajustada 
Descrição
Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM)
71.234.480
Custos Operacionais (CO)
70.660.164,96
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi)
408.249,25
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse)
166.066,19
Custo Anual dos Ativos (CAA)
48.782.889
Remuneração do Capital (RC)
26.033.583,18
Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
12.114.811,07
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI)
10.634.494,36
Parcela B (VPB)
120.017.369
 Índice de Produtividade da Parcela B
1,18%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade
-0,33%
Parcela B com ajustes
118.998.319  
 
 
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR) 
 
97. 
As outras receitas podem ser classificadas em duas categorias, conforme sua natureza:  
em “receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica”, que são as relativas aos serviços 
cobráveis, e “receitas de atividades acessórias”, que são atividades de natureza econômica acessória ao 
objeto do contrato de concessão, exercida por conta e risco das concessionárias. As atividades acessórias 
subdividem-se em 2 subgrupos:  
 
a) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade regulada, 
prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como: arrecadação de convênios 
ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de faturas de terceiros por meio de 
estrutura própria de arrecadação; veiculação de propaganda ou publicidade em fatura de energia 
elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos; 
compartilhamento de infraestrutura; serviços de avaliação técnica e de aferição de medidores em 
laboratório próprio; e operacionalização de serviço de créditos tributários. 
 
b) Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como atividade não 
regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de distribuição de energia 
elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por terceiros, observando-se  
a legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da concorrência. São elas: 
elaboração de projeto, construção, expansão, operação, manutenção ou reforma de: (1) redes de 
distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao 
atendimento dos empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia 
elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de 
energia; (4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: 
(6) padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas  
de medição de energia elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e 
minigeração distribuída; e (9) sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do consumo

(Fls. 21 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis  
nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em 
lei; serviços de comunicação de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades 
acessórias previstas. 
 
98. 
O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será de 
60% da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins de estimular  
a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço 
de distribuição de energia elétrica. 
 
99. 
Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias complementares 
também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens: a) (8) geradores, incluindo-
se unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de iluminação pública, b) eficientização 
do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos 
projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços 
de comunicação de dados, os quais o percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta. 
 
100. 
Desse modo, para cada natureza de receita há um percentual que deve ser revertido  
à modicidade tarifária, nos termos do Submódulo 2.7 do PRORET. A tabela a seguir sintetiza o cálculo de 
“Outras Receitas”. 
 
Tabela 12: Outras Receitas 
Descrição das atividades
Compartilhamento
Receita Regulatória
Serviços Cobráveis
60%
449.484,01
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros
60%
10.093,31
Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D
50%
0,00
Veiculação de publicidade
60%
0,00
Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos
60%
54.619,85
Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses)
60%
1.951.237,93
Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores.
60%
0,00
Operacionalização de serviço de créditos tributários
60%
5.372,57
Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:
(1)  redes de distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos 
empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras;
60%
0,00
(2)  redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão;
60%
107.315,65
(3)  subestações de energia;
60%
0,00
(4)  instalações elétricas internas de unidades consumidoras;
60%
0,00
(5)  banco de capacitores:
60%
0,00
(6)  padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão;
60%
0,00
(7)  sistemas de medição de energia elétrica;
60%
4.761,26
(8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída;
30%
0,00
(9)  sistemas de iluminação pública.
60%
162.080,73
Eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de 
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei
30%
0,00
Serviços de comunicação de dados
30%
0,00
Serviços de consultoria
60%
0,00 
 
 
III.4 PARCELA A 
 
101. 
O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as condições 
vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de energia elétrica (CE), 
os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão (CT) e os custos com Encargos 
Setoriais (ES).
Descrição das atividades Compartilhamento Receita Regulatória  
Serviços Cobráveis 60% 449.484,01  
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros 60% 10.093,31
Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D 50% 0,00
Veiculação de publicidade 60% 0,00
Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos 60% 54.619,85
Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses) 60% 1.951.237,93
Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores. 60% 0,00
Operacionalização de serviço de créditos tributários 60% 5.372,57  
Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:  
(1) redes de distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos
60% 0,00
empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras;
(2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; 60% 107.315,65
(3) subestações de energia; 60% 0,00
(4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; 60% 0,00
(5) banco de capacitores: 60% 0,00
(6) padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; 60% 0,00
(7) sistemas de medição de energia elétrica; 60% 4.761,26
(8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; 30% 0,00
(9) sistemas de iluminação pública. 60% 162.080,73
Eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de
30% 0,00
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei
Serviços de comunicação de dados 30% 0,00
Serviços de consultoria 60% 0,00  
  

(Fls. 22 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE) 
 
III.4.1.1 TIPOS DE CONTRATOS E REGRAS DE PRECIFICAÇÃO 
 
102. 
A Lei n. 10.848, de 15/03/2004 alterou as regras de compra e venda de energia 
elétrica especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica.  
Foram estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com 
mercado próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar. 
 
103. 
Também a Lei n° 10.848, de 15/03/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no 
Sistema Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente  
de Contratação Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de 
energia “deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
104. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação 
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema 
Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio  
de licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações 
de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a  
Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes  
de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre 
concessionária com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.  
 
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente 
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do  
Decreto n. 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos 
empreendimentos e de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004; 
 
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163,  
de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento de 
até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica 
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com  
as concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, de 
16/9/2008; 
 
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e 
Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado 
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art. 11 
Lei nº 12.111, de 9/12/2009;

(Fls. 23 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
 
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia física 
de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos da  
Lei n° 12.783, de 2013; 
 
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio da 
concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que atendem 
os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, 
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos 
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: hidráulicas 
com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração, com 
eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de eficiência 
para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível). 
 
III.4.1.2 ENERGIA REQUERIDA 
 
105. 
Além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores há que se considerar que 
nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Perdas de energia são inerentes à 
natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica. Cabe à ANEEL definir 
a cada revisão tarifária um referencial regulatório de perdas que leve em consideração o desempenho da 
concessionária nos segmentos de perdas que tenha maior gestão.  
 
106. 
As perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema 
de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as Perdas na Distribuição  
que podem ser de natureza técnica ou não técnica. 
 
107. 
As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de 
transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária. As perdas  
não técnicas, por sua vez, representam todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica, 
tais como furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras 
sem equipamento de medição, etc. São medidas pela diferença entre as Perdas na Distribuição e as Perdas 
Técnicas.

(Fls. 24 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
108. 
As Perdas Técnicas são calculadas levando-se em consideração as características do sistema 
de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos 
condutores, tipo de transformadores, etc. São calculadas as perdas nas redes de distribuição em alta, média 
e baixa tensão, subestações, transformadores de distribuição, além dos ramais de ligação e medidores.   
O Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição - PRODIST detalha a metodologia empregada para o cálculo 
das perdas técnicas. O nível de perdas técnicas calculado, como percentual da energia injetada, é mantido 
constante em todos os processos tarifários até a revisão subsequente.  
 
109. 
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° 273/2015 – SRD/ANEEL, 
no percentual de 7,76% sobre a energia injetada.  
 
110. 
O referencial regulatório para as Perdas Não Técnicas é redefinido a cada revisão tarifária e 
pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor de perdas não 
técnicas a cada reajuste tarifário, ou na forma de uma meta fixa, em que o nível de perdas não técnicas 
reconhecido nas tarifas, sempre referenciado em termos de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa 
tensão, se mantém constante ao longo do ciclo tarifário. 
 
111. 
A abordagem adotada pela ANEEL para a definição dos limites de perdas não técnicas é o da 
comparação do desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão com certo grau de 
semelhança. Essa comparação se dá essencialmente a partir da construção de um ranking de complexidade 
no combate às perdas não técnicas que busca mensurar de forma objetiva o nível de dificuldade enfrentado 
por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as fraudes e furtos de energia em sua área de atuação. 
 
112. 
A partir da formulação do ranking é possível afirmar que distribuidoras que atuam em áreas 
mais complexas, e que ainda assim tenham alcançado níveis mais baixos de perdas não técnicas, sejam 
referencias de eficiência e possam, portanto, ser utilizadas para se definir trajetórias de redução de perdas 
não técnicas para as demais. Cabe ressaltar que além da análise de eficiência comparativa das 
distribuidoras, a avaliação também considera o desempenho passado da própria distribuidora, que pode 
servir de referencial regulatório quando os níveis de perdas não técnicas tiverem crescido.  
 
113. 
O ponto de partida para o referencial regulatório de perdas não técnicas é definido, regra geral, 
pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada 
pela distribuidora, considerando eventuais ajustes e exceções previstas no Submódulo 2.6 do PRORET, se 
for o caso. A meta para o final do ciclo, por sua vez, considera o desempenho de distribuidoras que atuem em 
áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não técnicas, e que tenham 
desempenho melhores. Caso a concessionária em processo de revisão possua patamares reais de perdas 
não técnicas superiores aos considerados adequados pela ANEEL, o nível médio de perdas não técnicas das 
empresas benchmarks passa a ser referencial para a definição da meta, que deve observar a velocidade 
potencial de redução.  
 
114. 
A tabela a seguir sintetiza o cálculo das perdas não técnicas para a concessionária.

(Fls. 25 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 13: Perdas Regulatórias  
Descrição
Perdas Não 
Técnica (% BT)
1. Meta 3º Ciclo (Faturada)
1,06%
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos anos)
1,52%
3. Meta 3º Ciclo (Medida) [1. + 2.]
2,58%
4. Média Histórico (Medida)
3,66%
5. Ponto de Partida [ = máximo (2,5% e Mínimo (3. e 4.) ]
2,58%
6. Ponto de Partida (faturado)
1,06%
Descrição
Modelo C
Modelo G
Modelo K
Empresa Benchmark
 UHENPAL 
 UHENPAL 
 UHENPAL 
5. Perda Benchmark (PNT/BT)
0,00%
0,00%
0,00%
6. Perda SANTACRUZ (PNT/BT)
2,53%
2,53%
2,53%
7. Probabilidade de Comparação
92,22%
91,81%
96,37%
8. Meta baseada em cada Benchmark   [ 7. x 5. + ( 1.- 7.) x 6. ] 
0,20%
0,21%
0,09%
9. Meta média dos Benchmarks  [média( 8 ) ]
10. Ponto de Partida (PNT/BT)
11. Meta = Mínimo (9 e 10 ) 
12. Meta (Faturado)
Descrição
Ponto Partida
2016
2017
2018
2019
2020
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta)
2,58%
2,10%
1,62%
1,13%
0,65%
0,17%
Velocidade de Redução (a.a)
-0,48%
-0,48%
-0,48%
-0,48%
-0,48%
Limite de Redução (a.a)
-0,08%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Referencial Regulatório PNT/BT (medido)
2,58%
2,50%
2,50%
2,50%
2,50%
2,50%
Diferença entre medido e faturado
1,52%
1,52%
1,52%
1,52%
1,52%
1,52%
Referencial Regulatório PNT/BT (faturado)
1,06%
0,98%
0,98%
0,98%
0,98%
0,98%
Referencial Regulatório PT/Einj
7,76%
7,76%
7,76%
7,76%
7,76%
7,76%
1 - Cálculo do Ponto de Partida 
2 - Cálculo do Ponto de Chegada
0,17%
2,58%
0,17%
0,00%
 
 
115. 
No caso da CPFL Santa Cruz, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a meta do 3° 
ciclo estabelecida para a concessionária, de 1,06%  sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à 
meta para o final do ciclo, considerou-se o primeiro degrau da trajetória e os limites máximos de redução 
previstos na metodologia, cujo resultado foi um percentual de 0,98% de perdas não técnicas sobre o mercado 
de baixa tensão, tendo em vista que foram verificadas empresas comparáveis praticando perdas menores. 
 
116. 
A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo de revisão 
tarifária.  
 
Tabela 14: Energia Requerida 
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
1.019.492
          
1.019.492
          
Fornecimento
918.342
             
918.342
             
Suprimento 
101.151 MWh
101.151 MWh
Consumidores Livres
48.656
               
48.656
               
Perdas Totais
128.649
             
122.468
             
Perdas Rede B.
29.182
               
25.684
               
Perdas na Distribuição
99.467
               
96.785
               
Perda Não Técnica
6.585
                 
6.067
                 
Perda Técnica
92.882
               
90.718
               
Energia Requerida
1.148.142
          
1.141.961
1 - Cálculo do Ponto de Partida    
Descrição  Perdas Não
Técnica (% BT)  
1. Meta 3º Ciclo (Faturada)  1,06%
1,52%
2,58%
3,66%  
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos anos)    
3. Meta 3º Ciclo (Medida) [1. + 2.]    
4. Média Histórico (Medida)    
5. Ponto de Partida [ = máximo (2,5% e Mínimo (3. e 4.) ]  2,58%  
6. Ponto de Partida (faturado)  1,06%  
2 - Cálculo do Ponto de Chegada            
Descrição  Modelo C  Modelo G  Modelo K      
Empresa Benchmark  UHENPAL  UHENPAL  UHENPAL      
5. Perda Benchmark (PNT/BT)  0,00%  0,00%  0,00%      
6. Perda SANTACRUZ (PNT/BT)  2,53%  2,53%  2,53%      
7. Probabilidade de Comparação  92,22%  91,81%  96,37%      
8. Meta baseada em cada Benchmark [ 7. x 5. + ( 1.- 7.) x 6. ]  0,20%  0,21%  0,09%      
9. Meta média dos Benchmarks [média( 8 ) ]  0,17%          
10. Ponto de Partida (PNT/BT)  2,58%          
11. Meta = Mínimo (9 e 10 )  0,17%          
12. Meta (Faturado)  0,00%          
            
Descrição  Ponto Partida  2016  2017  2018  2019  2020
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta)  2,58%  2,10%  1,62%  1,13%  0,65%  0,17%
Velocidade de Redução (a.a)    -0,48%  -0,48%  -0,48%  -0,48%  -0,48%
Limite de Redução (a.a)    -0,08%  0,00%  0,00%  0,00%  0,00%
Referencial Regulatório PNT/BT (medido)  2,58%  2,50%  2,50%  2,50%  2,50%  2,50%
Diferença entre medido e faturado  1,52%  1,52%  1,52%  1,52%  1,52%  1,52%
Referencial Regulatório PNT/BT (faturado)
Referencial Regulatório PT/Einj  1,06%
7,76%  0,98%
7,76%  0,98%
7,76%  0,98%
7,76%  0,98%
7,76%  0,98%
7,76%
Descrição DRA (MWh) DRP (MWh)
Mercado Total 1 .019.492 1 .019.492
Fornecimento 918.342 918.342
Suprimento 101.151 MWh 101.151 MWh
Consumidores Livres 48.656 48.656
Perdas Totais 1 28.649 1 22.468
Perdas Rede B. 29.182 25.684
Perdas na Distribuição 99.467 96.785
Perda Não Técnica 6.585 6.067
Perda Técnica 92.882 90.718
Energia Requerida 1 .148.142 1 .141.961

(Fls. 26 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
117. 
A Energia Vendida representa toda energia faturada pela concessionária de seu mercado 
cativo, consumo próprio e energia suprida a outras distribuidoras. As perdas na Rede Básica são apuradas 
em cada processo tarifário com base nas medições dos últimos 12 meses das perdas apuradas na Rede 
Básica e nas Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso compartilhada, contabilizadas pela Câmara 
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.  
 
III.4.1.3 VALORAÇÃO DA COMPRA DE ENERGIA 
 
118. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no contrato 
de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004. 
 
119. 
Também é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225,  
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia 
requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na 
data da revisão. 
 
120. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica considerando  
o período de referência em questão. 
 
121. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada 
e a energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada disponível corresponde 
ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, Geração Própria, cotas de 
energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos Renovados, e Contratos de 
Suprimento.  
 
122. 
No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os 
seguintes procedimentos:  
 
a) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos 
contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega nos 
12 meses subsequentes; 
b) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi 
utilizado o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do 
IPCA até o mês do aniversário contratual; 
 
c) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se, 
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de 
cobertura tarifária aprovada pela AP 081/2015, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de 
bandeiras e definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016. O mecanismo das 
bandeiras tarifárias, iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao consumidor do 
custo de geração de energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma antecipação da receita 
necessária para cobrir os custos adicionais com geração térmica em condições hidrológicas desfavoráveis. 
Para o cálculo do preço de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em conta o fato de que para 
patamares de geração térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28 R$/MWh, as 
concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, os valores de 
CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por 
disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes.

(Fls. 27 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
d) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004 
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas pelo 
Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos. 
 
e) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente de Angra e Cotas das 
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL. 
 
123. 
A tabela a seguir resume o custo com compra de energia. 
 
Tabela 15: Custo com Compra de Energia 
Contratos
Montante 
Contratado 
(MWh)
Montante 
Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa         
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
681.766,76
      
609.516,63
      
214,29
  
130.611.375,04
   
4º LEE 2009-08
4.971,63
          
4.444,76
          
173,43
  
770.868,64
          
4º LEE 2009-08 (MCSD)
68,87
               
61,57
               
173,43
  
10.678,03
            
4º LEE 2009-08 (MCSD)
(198,29)
           
(177,27)
           
173,43
      
(30.745,26)
           
4º LEE 2009-08 (MCSD)
6.110,21
          
5.462,68
          
173,43
  
947.409,39
          
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
159,47
             
142,57
             
176,63
  
25.182,73
            
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
(1.542,24)
        
(1.378,80)
        
176,63
  
(243.544,27)
         
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
3.892,32
          
3.479,83
          
176,63
  
614.659,35
          
12º LEE 2014 36M/ Nova regra
38.584,43
        
34.495,45
        
176,63
  
6.093.096,20
       
13º LEE 2014-05 DISP
30.210,91
        
27.009,31
        
365,18
  
9.863.199,82
       
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
384,14
             
343,43
             
320,63
  
110.112,29
          
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
(3.092,28)
        
(2.764,58)
        
320,63
  
(886.394,48)
         
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
9.268,08
          
8.285,90
          
320,63
  
2.656.672,42
       
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE
77.287,39
        
69.096,87
        
320,63
  
22.154.241,05
     
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP
14.900,76
        
13.321,66
        
293,78
  
3.913.666,27
       
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra
(779,64)
           
(697,02)
           
222,45
  
(155.053,55)
         
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra
972,36
             
869,31
             
222,45
  
193.381,39
          
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra
19.426,18
        
17.367,49
        
222,45
  
3.863.447,11
       
15º LEE DIS2-03ANOS/ Nova regra
394,20
             
352,42
             
129,25
  
45.550,89
            
15º LEE DIS3-01ANOS/ Nova regra
3.473,71
          
3.105,59
          
162,47
  
504.564,54
          
15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra
27.865,56
        
24.912,51
        
147,31
  
3.669.862,09
       
1º LEN A-3 2008-15 T
52.913,32
        
47.305,84
        
296,07
  
14.005.772,98
     
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T
(948,64)
           
(848,11)
           
296,07
  
(251.099,48)
         
1º LEN  redução COCAL A-3 2008-15 T
(728,35)
           
(651,16)
           
296,07
  
(192.788,61)
         
1º LEN A-3 2008-30 H
7.497,11
          
6.702,60
          
193,67
  
1.298.082,34
Montante Montante
Tarifa Despesa
Contratos Contratado Considerado
(R$/MWh) (R$)
(MWh) (MWh)  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 6 81.766,76 6 09.516,63 214,29 130.611.375,04  
4º LEE 2009-08 4 .971,63 4 .444,76 173,43 770.868,64
4º LEE 2009-08 (MCSD) 6 8,87 6 1,57 173,43 10.678,03
4º LEE 2009-08 (MCSD) (198,29) (177,27) 1 73,43 (30.745,26)
4º LEE 2009-08 (MCSD) 6 .110,21 5 .462,68 173,43 947.409,39
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra 1 59,47 1 42,57 176,63 25.182,73
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra (1.542,24) (1.378,80) 176,63 (243.544,27)
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra 3 .892,32 3 .479,83 176,63 614.659,35
12º LEE 2014 36M/ Nova regra 3 8.584,43 3 4.495,45 176,63 6.093.096,20
13º LEE 2014-05 DISP 3 0.210,91 2 7.009,31 365,18 9.863.199,82
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE 3 84,14 3 43,43 320,63 110.112,29
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE (3.092,28) (2.764,58) 320,63 (886.394,48)
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE 9 .268,08 8 .285,90 320,63 2.656.672,42
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE 7 7.287,39 6 9.096,87 320,63 22.154.241,05
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP 1 4.900,76 1 3.321,66 293,78 3.913.666,27
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra (779,64) (697,02) 222,45 (155.053,55)
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra 9 72,36 8 69,31 222,45 193.381,39
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra 1 9.426,18 1 7.367,49 222,45 3.863.447,11
15º LEE DIS2-03ANOS/ Nova regra 3 94,20 3 52,42 129,25 45.550,89
15º LEE DIS3-01ANOS/ Nova regra 3 .473,71 3 .105,59 162,47 504.564,54
15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra 2 7.865,56 2 4.912,51 147,31 3.669.862,09
1º LEN A-3 2008-15 T 5 2.913,32 4 7.305,84 296,07 14.005.772,98
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T (948,64) (848,11) 296,07 (251.099,48)
1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T (728,35) (651,16) 296,07 (192.788,61)
1º LEN A-3 2008-30 H 7 .497,11 6 .702,60 193,67 1.298.082,34  

(Fls. 28 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Contratos
Montante 
Contratado 
(MWh)
Montante 
Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa         
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
681.766,76
      
609.516,63
      
214,29
  
130.611.375,04
   
2º LEN A-3 2009-15 T
14.306,31
        
12.790,20
        
308,10
  
3.940.617,51
       
2º LEN A-3 2009-30 H
27.853,96
        
24.902,14
        
226,08
  
5.629.932,50
       
4º LEN A-3 2010-15 T
11.097,05
        
9.921,04
          
322,59
  
3.200.449,00
       
6º LEN A-3 2011-15 T
1.584,22
          
1.416,34
          
269,33
  
381.463,05
          
8º LEN A-3 2012-15 T
43,81
               
39,17
               
223,99
  
8.773,03
              
8º LEN A-3 2012-30 H
4,38
                 
3,92
                 
221,95
  
869,34
                 
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra
14.600,42
        
13.053,14
        
137,45
  
1.794.213,47
       
12º LEN - MCSD  (- MIII) A-3 2014-20 T
13.518,25
        
12.085,65
        
141,75
  
1.713.085,49
       
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T
12.987,85
        
11.611,47
        
141,75
  
1.645.872,01
       
12º LEN - MCSD  (MIII) A-3 2014-20 T
3.532,51
          
3.158,15
          
141,75
  
447.653,34
          
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T
9.382,88
          
8.388,53
          
141,75
  
1.189.035,48
       
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra
6.528,24
          
5.836,41
          
137,33
  
801.533,48
          
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra
419,78
             
375,29
             
147,88
  
55.499,05
            
17º LEN DIS-2016/ Nova regra
4.425,01
          
3.956,07
          
147,88
  
585.032,84
          
19º LEN DIS-2017/ Nova regra
1.686,68
          
1.507,94
          
147,53
  
222.468,26
          
19º LEN QTD-2017/ Nova regra
823,02
             
735,80
             
137,35
  
101.061,85
          
1º LEN A-4 2009-15 T
13.492,63
        
12.062,75
        
296,03
  
3.570.925,88
       
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T
(229,86)
           
(205,50)
           
296,03
  
(60.833,39)
           
1º LEN  redução COCAL A-4 2009-15 T
(143,20)
           
(128,03)
           
296,03
  
(37.899,29)
           
1º LEN A-4 2009-30 H
1.162,38
          
1.039,20
          
206,94
  
215.053,32
          
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés
(105,41)
           
(94,23)
             
208,32
  
(19.630,80)
           
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés
(22,99)
             
(20,55)
             
208,32
  
(4.280,95)
             
1º LEN A-5 2010-15 T
22.741,09
        
20.331,11
        
259,31
  
5.272.084,10
       
1º LEN A-5 2010-30 H
24.470,72
        
21.877,44
        
208,32
  
4.557.463,67
       
01º LEN A-5 2010-30 H  - Retirada Porto Goés
(209,09)
           
(186,93)
           
208,32
  
(38.940,50)
           
5º LEN A-5 2012-15 T
550,97
             
492,58
             
265,02
  
130.542,13
          
5º LEN A-5 2012-30 H
220,24
             
196,90
             
219,49
  
43.216,70
            
7º LEN A-5 2013-15 T
20.595,02
        
18.412,47
        
267,19
  
4.919.665,92
       
10º LEN A-5 2015-30 H
12.404,16
        
11.089,63
        
146,81
  
1.628.059,24
       
11º LEN A-5 2015-30 H
35.986,08
        
32.172,46
        
96,70
    
3.110.973,90
       
1º LFA A-3 2010-15 OF
947,85
             
847,40
             
242,98
  
205.904,27
          
1º LFA A-3 2010-30 H
407,49
             
364,30
             
232,82
  
84.819,12
            
2º LFA A-3 2013-20 OF
3.248,76
          
2.904,47
          
198,01
  
575.122,76
          
2º LFA A-3 2013-20 OF
4.983,60
          
4.455,46
          
198,01
  
882.239,60
          
2º LFA A-3 2013-20 OF
956,16
             
854,83
             
198,01
  
169.266,90
          
2º LFA A-3 2013-20 OF
10.151,91
        
9.076,06
          
198,01
  
1.797.178,48
       
2º LFA A-3 2013-20 OF
4.788,02
          
4.280,61
          
198,01
      
847.616,82
          
2º LFA A-3 2013-30 H
1.742,09
          
1.557,47
          
216,84
      
337.715,77
          
3º LFA BIO-2016/ Nova regra
1.991,65
          
1.780,59
          
227,56
      
405.188,31
          
Madeira Santo Antônio
7.050,79
          
6.303,58
          
132,56
      
835.608,98
          
Madeira Santo Antônio
1.515,48
          
1.354,88
          
132,56
      
179.603,93
          
Estruturante Santo Antônio - MCSD
1.112,64
          
994,73
             
132,56
      
131.862,55
          
Estruturante Jirau
40.979,85
        
36.637,02
        
116,59
      
4.271.674,72
       
Estruturante Jirau - MCSD
2.499,25
          
2.234,39
          
116,59
      
260.517,90
          
Estruturante Jirau - MCSD
1.653,87
          
1.478,60
          
116,59
      
172.396,40
          
Estruturante Belo Monte
36.513,11
        
32.643,63
        
115,57
      
3.772.682,59
       
Estruturante Belo Monte
18.833,13
        
16.837,30
        
115,57
      
1.945.916,06
       
Estruturante Belo Monte - MCSD
(2.407,20)
        
(2.152,10)
        
115,57
      
(248.721,70)
         
Energia Base
592.754,59
      
532.444,22
      
129,24
  
68.814.890,16
     
Cota Angra I/Angra II
38.553,64
        
34.467,93
        
206,29
  
7.110.388,33
       
Cotas Lei n º 12783/2013
301.590,43
      
269.629,43
      
60,51
    
16.316.182,64
     
Itaipu (tirando as perdas)
228.956,75
      
204.693,09
      
221,74
  
45.388.319,20
     
PROINFA
23.653,77
        
23.653,77
        
-
       
-
                       
Total
1.274.521,34
   
1.141.960,85
   
174,63
  
199.426.265,21
Montante Montante
Tarifa Despesa
Contratos Contratado Considerado
(R$/MWh) (R$)
(MWh) (MWh)  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 6 81.766,76 6 09.516,63 214,29 130.611.375,04  
2º LEN A-3 2009-15 T 1 4.306,31 1 2.790,20 308,10 3.940.617,51
2º LEN A-3 2009-30 H 2 7.853,96 2 4.902,14 226,08 5.629.932,50
4º LEN A-3 2010-15 T 1 1.097,05 9 .921,04 322,59 3.200.449,00
6º LEN A-3 2011-15 T 1 .584,22 1 .416,34 269,33 381.463,05
8º LEN A-3 2012-15 T 4 3,81 3 9,17 223,99 8.773,03
8º LEN A-3 2012-30 H 4 ,38 3 ,92 221,95 869,34
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra 1 4.600,42 1 3.053,14 137,45 1.794.213,47
12º LEN - MCSD (- MIII) A-3 2014-20 T 1 3.518,25 1 2.085,65 141,75 1.713.085,49
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T 1 2.987,85 1 1.611,47 141,75 1.645.872,01
12º LEN - MCSD (MIII) A-3 2014-20 T 3 .532,51 3 .158,15 141,75 447.653,34
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T 9 .382,88 8 .388,53 141,75 1.189.035,48
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra 6 .528,24 5 .836,41 137,33 801.533,48
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra 4 19,78 3 75,29 147,88 55.499,05
17º LEN DIS-2016/ Nova regra 4 .425,01 3 .956,07 147,88 585.032,84
19º LEN DIS-2017/ Nova regra 1 .686,68 1 .507,94 147,53 222.468,26
19º LEN QTD-2017/ Nova regra 8 23,02 7 35,80 137,35 101.061,85
1º LEN A-4 2009-15 T 1 3.492,63 1 2.062,75 296,03 3.570.925,88
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T (229,86) (205,50) 296,03 (60.833,39)
1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T (143,20) (128,03) 296,03 (37.899,29)
1º LEN A-4 2009-30 H 1 .162,38 1 .039,20 206,94 215.053,32
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés (105,41) (94,23) 208,32 (19.630,80)
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés (22,99) (20,55) 208,32 (4.280,95)
1º LEN A-5 2010-15 T 2 2.741,09 2 0.331,11 259,31 5.272.084,10
1º LEN A-5 2010-30 H 2 4.470,72 2 1.877,44 208,32 4.557.463,67
01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés (209,09) (186,93) 208,32 (38.940,50)
5º LEN A-5 2012-15 T 5 50,97 4 92,58 265,02 130.542,13
5º LEN A-5 2012-30 H 2 20,24 1 96,90 219,49 43.216,70
7º LEN A-5 2013-15 T 2 0.595,02 1 8.412,47 267,19 4.919.665,92
10º LEN A-5 2015-30 H 1 2.404,16 1 1.089,63 146,81 1.628.059,24
11º LEN A-5 2015-30 H 3 5.986,08 3 2.172,46 96,70 3.110.973,90
1º LFA A-3 2010-15 OF 9 47,85 8 47,40 242,98 205.904,27
1º LFA A-3 2010-30 H 4 07,49 3 64,30 232,82 84.819,12
2º LFA A-3 2013-20 OF 3 .248,76 2 .904,47 198,01 575.122,76
2º LFA A-3 2013-20 OF 4 .983,60 4 .455,46 198,01 882.239,60
2º LFA A-3 2013-20 OF 9 56,16 8 54,83 198,01 169.266,90
2º LFA A-3 2013-20 OF 1 0.151,91 9 .076,06 198,01 1.797.178,48
2º LFA A-3 2013-20 OF 4 .788,02 4 .280,61 1 98,01 847.616,82
2º LFA A-3 2013-30 H 1 .742,09 1 .557,47 2 16,84 337.715,77
3º LFA BIO-2016/ Nova regra 1 .991,65 1 .780,59 2 27,56 405.188,31
Madeira Santo Antônio 7 .050,79 6 .303,58 1 32,56 835.608,98
Madeira Santo Antônio 1 .515,48 1 .354,88 1 32,56 179.603,93
Estruturante Santo Antônio - MCSD 1 .112,64 9 94,73 1 32,56 131.862,55
Estruturante Jirau 4 0.979,85 3 6.637,02 1 16,59 4.271.674,72
Estruturante Jirau - MCSD 2 .499,25 2 .234,39 1 16,59 260.517,90
Estruturante Jirau - MCSD 1 .653,87 1 .478,60 1 16,59 172.396,40
Estruturante Belo Monte 3 6.513,11 3 2.643,63 1 15,57 3.772.682,59
Estruturante Belo Monte 1 8.833,13 1 6.837,30 1 15,57 1.945.916,06
Estruturante Belo Monte - MCSD (2.407,20) (2.152,10) 1 15,57 (248.721,70)  
Energia Base 5 92.754,59 5 32.444,22 129,24 68.814.890,16  
Cota Angra I/Angra II 3 8.553,64 3 4.467,93 206,29 7.110.388,33
Cotas Lei n º 12783/2013 3 01.590,43 2 69.629,43 60,51 16.316.182,64
Itaipu (tirando as perdas) 2 28.956,75 2 04.693,09 221,74 45.388.319,20
PROINFA 2 3.653,77 2 3.653,77 - -  
Total 1 .274.521,34 1 .141.960,85 174,63 199.426.265,21  

(Fls. 29 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT) 
 
124. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição da 
concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu  
e Uso de Sistemas de Distribuição: 
 
125. 
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de 
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado  
com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base 
nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende 
da receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes 
da atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas 
de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de 
fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída  
à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas-
partes.  
 
126. 
 O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações 
de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às 
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e têm 
reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia 
elétrica. 
 
127. 
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de 
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A despesa 
com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de 
demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW. 
 
128. 
O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas 
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição 
– CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com 
base nos valores de demanda de potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em 
resolução da distribuidora acessada. 
 
129. 
Os valores dos custos relacionados à transmissão de energia a serem considerados nesta 
revisão tarifária são detalhados na tabela a seguir: 
 
Tabela 16: Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT) 
Descrição
Valor (R$)
Rede Básica
8.381.744
                      
Rede Básica Fronteira
5.815.857
                      
Rede Básica ONS (A2)
319.590
                         
MUST Itaipu
2.051.080
                      
Transporte de Itaipu
968.398
                         
Conexão
45.775
                           
Uso do sistema de distribuição
383.698
                         
Total
17.966.140,77
Descrição Valor (R$)  
Rede Básica 8 .381.744
Rede Básica Fronteira 5 .815.857
Rede Básica ONS (A2) 3 19.590
MUST Itaipu 2 .051.080
Transporte de Itaipu 9 68.398
Conexão 4 5.775
Uso do sistema de distribuição 3 83.698  
Total 17.966.140,77  

(Fls. 30 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) 
 
130. 
Os Encargos Setoriais são definidos em legislação própria, têm destinação específica e 
resultam de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. A ANEEL não tem competência para criar ou 
extinguir encargos setoriais e os mesmos não representam ganhos de receita para a concessionária que 
recolhe os valores e os repassa aos gestores dos recursos.  
 
131. 
A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, criada pela Lei n.º 10.438/2002 e alterada 
pela Lei 12.783/2013, tem a finalidade de prover recursos para: i) universalização; ii) subvenção à subclasse 
residencial baixa renda; iii) Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; iv) amortização de operações 
financeiras vinculadas à reversão de ativos ao final das concessões; v) a competitividade da energia 
produzida a partir de fonte eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral.  
As quotas da CDE foram definidas originalmente com base nos valores da CCC dos Sistemas Interligados de 
2001, cujos valores foram reajustados anualmente, a partir de 2002, na proporção do crescimento  
de mercado de cada agente, e em 2004 também pelo Índice de Preço ao Consumidor Amplo – IPCA (IBGE). 
A partir da Lei 12.783/2013, a sistemática fica alterada e as cotas passam a ser definidas em função dos 
recursos necessários para atingir suas finalidades e das demais receitas relacionadas à CDE. 
 
132. 
A cobertura tarifária referente ao encargo CDE considerada nesta revisão tarifária incorpora os 
seguintes valores: 
 
a) quota anual da CDE – USO de R$ 35.138.156,35, paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo 
tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica.  
 
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, 
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438,  
de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013. 
 
b) 
quota anual CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) de R$ 22.424.592,06, paga por todos as 
concessionárias de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado 
Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica.  
 
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta no Ambiente de Contratação 
Regulada – CONTA-ACR, em atendimento ao Decreto nº 8.222, de 1º de abril de 2014, e nos 
termos na Resolução Normativa nº 612, de 16 de abril de 2014. 
 
A CONTA-ACR tem como objetivo cobrir as despesas incorridas pelas concessionárias de 
distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da exposição involuntária no mercado  
de curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas a Contratos de Comercialização  
de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na modalidade por disponibilidade de 
energia elétrica. 
 
O valor da quota anual CDE – ENERGIA (CONTA-ACR) deverá ser recolhido mensalmente à 
CCEE, diretamente na CONTA-ACR, no período de competência de março de 2016 a fevereiro de 
2017, até o dia 12 do mês subsequente.

(Fls. 31 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
c) 
quota anual CDE – ENERGIA (DEC 7.895) de R$ 13.118.553,07, paga 
por todos as concessionárias de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema 
Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica.  
 
Essa quota é destinada à devolução dos recursos recebidos pelas concessionárias de distribuição, 
no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, para a cobertura de parcela dos custos com a 
exposição involuntária no mercado de curto prazo, o risco hidrológico das usinas contratadas em 
regime de Cotas, e o despacho de termoelétricas por razão de segurança energética, em 
atendimento aos Decretos 7.895/2013 e Decreto 8.203/2014.  
 
133. 
A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH foi criada pela 
Lei n.º 7.990, de 28 de dezembro de 1989. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas 
hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula: CFURH = TAR x GH x 6,75%, em que TAR refere-se à Tarifa 
Atualizada de Referência estabelecida anualmente pela ANEEL (em R$/MWh) e GH é o montante (em MWh) 
da geração mensal da usina hidrelétrica, conforme determina a Resolução ANEEL nº 67/2001. 
 
134. 
A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE foi instituída pela  
Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, posteriormente alterada pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro  
.de 2013. Esta última reduziu o valor da TFSEE de 0,5% para 0,4% do benefício econômico anual auferido 
pela concessionária. O valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua 
receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades. 
 
135. 
A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, instituiu o Programa de Incentivo às Fontes 
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, com o objetivo de aumentar a participação de fontes 
alternativas renováveis na produção de energia elétrica (energia eólica, biomassa e pequena central 
hidrelétrica). O custeio do PROINFA é estabelecido em conformidade com o Plano Anual do PROINFA – 
PAP, elaborado pela ELETROBRÁS, conforme o disposto no art. 12 do Decreto no 5.025/2004, sendo suas 
quotas determinadas em função do mercado relativo aos consumidores cativos, livres e autoprodutores (caso 
o consumo seja maior que a geração própria) de cada distribuidora, conforme estabelece a Resolução 
Normativa ANEEL n° 127/2004. 
 
136. 
O Encargo de Serviços do Sistema – ESS, previsto no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 
2004, representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços 
ancilares, prestados aos usuários do Sistema Interligado Nacional - SIN, que compreenderão, dentre outros: 
I - custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições de 
transmissão dentro de cada submercado; II - a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos 
geradores para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; III - a reserva 
de capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior aos valores de referência estabelecidos 
para cada gerador em Procedimentos de Rede do ONS, necessária para a operação do sistema de 
transmissão; e IV - a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os 
esquemas de corte de geração e alívio de cargas. 
 
137. 
O Encargo de Energia de Reserva – EER, conforme previsto no Decreto nº 6.353, de 16 de 
janeiro de 2008, representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida 
como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao Sistema Interligado 
Nacional - SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os 
custos administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica 
do SIN.

(Fls. 32 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
138. 
O encargo referente à Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D) foi criado pela  
Lei nº. 9.991, de 24 de julho de 2000, que estabelece que as concessionárias e permissionárias de serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar anualmente o montante de,  
no mínimo, 0,75% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no 
mínimo, 0,25% em programas de eficiência energética no uso final, conforme determinam a Resolução 
ANEEL nº 271/2000 e a Resolução Normativa ANEEL nº 316/2008. 
 
139. 
As distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades do Operador 
Nacional do Sistema – ONS. Este tem como atividades a coordenação e o controle da operação dos 
sistemas elétricos interligados e a administração e coordenação da prestação dos serviços de transmissão de 
energia elétrica por parte das transmissoras aos usuários acessantes da rede básica. 
 
140. 
Os valores dos encargos setoriais considerados nesta revisão tarifária estão demonstrados na 
tabela abaixo: 
 
Tabela 17: Encargos Setoriais 
Descrição
Valor (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
681.794
                            
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
70.681.301
                       
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
18.375.203
                       
PROINFA
8.108.231
                         
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
3.941.601
                         
ONS
23.926
                              
Total
101.812.057
                     
 
 
 
III.5 FATOR X 
 
141. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas 
eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo tarifário.  
É empregado no cálculo tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é corrigido pelo IGP-M 
menos o Fator X. Dessa forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste tarifário anual. 
 
142. 
A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária periódica 
busca defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível de crescimento do 
mercado, do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além de promover uma transição 
dos custos operacionais eficientes. 
 
143. 
Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme a 
formulação a seguir:  
 
     (24) 
 
onde: 
 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; 
 = Qualidade do serviço; e 
 = Trajetória de custos operacionais.
Descrição Valor (R$)    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 6 81.794    
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
PROINFA
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
ONS  7 0.681.301
1 8.375.203
8 .108.231
3 .941.601
2 3.926  
Total 101.812.057    
    

(Fls. 33 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
144. 
Os componentes Pd e T são definidos “ex-ante”, ou seja, no momento da revisão tarifária.  
O componente Q será especificado “ex-post”, ou seja, em cada reajuste tarifário posterior à atual revisão 
tarifária, embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida. 
 
III.5.1 COMPONENTE DE GANHOS DE PRODUTIVIDADE DA ATIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO – Pd 
 
145. 
O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de 
energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da variação observada, no curto prazo, 
do mercado e das unidades consumidoras. 
 
146. 
O componente Pd a ser aplicado nos reajustes tarifários de cada concessionária é definido  
a partir da produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do 
número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme 
equação a seguir:  
 
    (25) 
 
onde: 
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.; 
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a 
revisão tarifária em processamento;  
: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.; 
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i, 
entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e 
 : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a.. 
 
147. 
O valor do componente Pd do Fator X a ser considerado nos reajustes subsequente é  
de 1,18%.  
 
III.5.2 TRAJETÓRIA DE EFICIÊNCIA PARA OS CUSTOS OPERACIONAIS – T 
 
148. 
O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos 
custos operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo de custos operacionais, bem como o cálculo  
do Componente T, são descritos na seção III.3.1 da presente Nota Técnica. O valor do componente T do 
Fator X a ser considerado nos reajustes subsequentes da concessionária é de 2,57%.   
 
III.5.3 COMPONENTE DE QUALIDADE DO SERVIÇO – Q 
 
149. 
O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço 
prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo com o comportamento 
de indicadores de qualidade. 
 
150. 
Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, serão considerados indicadores dos 
serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete 
indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.

(Fls. 34 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
151. 
As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme equação 
abaixo: 
 
 
 
152. 
A parcela técnica do componente Q é calculada por meio dos indicadores DEC e FEC, 
enquanto a parcela comercial é aferida por outros cinco indicadores, todos apresentados na tabela 16  
a seguir1:  
Tabela 18 – Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Mecanismo de Incentivos 
Sigla 
Indicador
Indicador
Definição
Padrões 
Estabelecidos para 
Atendimento
Distribuidoras 
Avaliadas
Regulamentação
Comerciais
FER
Frequência Equivalente 
de Reclamação
Frequência equivalente de 
reclamações a cada mil unidades 
consumidoras
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
REN nº 574/2012
IASC
Índice ANEEL de 
Satisfação do 
Consumidor 
Resultado de pesquisa de avaliação 
do grau de satisfação do consumidor 
residencial com os serviços prestados 
Valor mínimo de 70
Todas
INS
Indicador de Nível de 
Serviço do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas atendidas 
pelas chamadas recebidas menos 
abandonadas
Valor maior ou igual 
a 85%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
IAb
Indicador de Abandono 
do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas 
abandonadas sobre recebidas menos 
abandonadas
Valor menor ou igual 
a 4%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
ICO
Indicador de Chamadas 
Ocupadas do 
Atendimento Telefônico
Relação das chamadas ocupadas 
sobre oferecidas
Valor menor ou igual 
a: 4% até 2014; 2% a 
partir de 2015
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
Técnicos
DEC
Duração Equivalente de 
Interrupção por Unidade 
Consumidora
Tempo que uma UC ficou sem 
energia elétrica para certo período 
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST
FEC
Freqüencia Equivalente 
de Interrupção por 
Unidade Consumidora
Número de vezes que uma UC ficou 
sem energia elétrica para certo 
período
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST
 
 
153. 
Os sete indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus 
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. Após período de transição, a equação 
do componente de qualidade será a seguinte: 
 
(26) 
 
154. 
As distribuidoras com menos de 60 mil Unidades Consumidoras são avaliadas por quatro 
indicadores. Como elas não possuem a obrigação de implantar Central de Teleatendimento – CTA, essas 
concessionárias são dispensadas da observância dos limites para os indicadores INS, IAb e ICO. A equação, 
após período de transição, passa a ser: 
 
                                                          
1 Considera-se, por simplicidade de apresentação, que o IASC é um componente de qualidade comercial, mesmo sabendo-se que 
a satisfação mensurada por esse índice compreende todas as dimensões de qualidade.

(Fls. 35 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 (27) 
155. 
Durante o período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, os pesos dos indicadores 
de qualidade comercial serão incrementados de forma gradativa. Conjuntamente, a amplitude dos valores de 
cada indicador será elevada de +-1% para +-2%. O efeito conjunto desses dois processos de transição 
resulta nos valores finais apresentados nas tabelas 17 e 18, a serem aplicados aos indicadores técnicos e 
comerciais nos períodos considerados. 
 
Tabela 19 – Valores finais dos pesos para concessionárias com mais de 60 mil unidades consumidoras 
 
Metodologia 
3º CRTP 
Nova Metodologia 
Indicador 
abr/15 a 
mar/16 
abr/16 a 
mar/17 
abr/17 a 
mar/18 
abr/18 a 
mar/19 
abr/19 a 
mar/20 
DEC 
50% 
30% 
37,5% 
45% 
50% 
FEC 
50% 
30% 
30,0% 
27% 
20% 
INS 
0,75% 
1,8% 
4% 
ICO 
0,375% 
0,9% 
3% 
IAb 
0,375% 
0,9% 
3% 
FER 
3,0% 
7,2% 
10% 
IASC 
3,0% 
7,2% 
10% 
Total 
100% 
60% 
75% 
90% 
100% 
 
Tabela 20 – Valores finais dos pesos para concessionárias com menos de 60 mil unidades consumidoras 
 
Metodologia 
3º CRTP 
Nova Metodologia 
Indicador 
abr/15 a 
mar/16 
abr/16 a 
mar/17 
abr/17 a 
mar/18 
abr/18 a 
mar/19 
abr/19 a 
mar/20 
DEC 
50% 
30% 
37,5% 
45% 
50% 
FEC 
50% 
30% 
30,0% 
27% 
20% 
FER 
3,75% 
9% 
15% 
IASC 
3,75% 
9% 
15% 
Total 
100% 
60% 
75% 
90% 
100% 
 
 
156. 
Os modelos a serem aplicados para obtenção de cada parcela da qualidade depende da classe 
que pertence cada concessionária.  Com o objetivo de aplicar grau de incentivo na medida da qualidade 
prestada, as concessionárias foram divididas entre as que atendem ao padrão e aquelas que não atendem ao 
padrão estabelecido. Por sua vez, cada um desses dois grupos foi dividido em duas classes de distribuidoras: 
a composta por 25% das melhores (ou piores) e a dos demais 75%. Há, portanto, quatro classes de 
concessionárias de acordo com seu desempenho: 25% melhores do grupo que atende ao padrão (azul); 75% 
restantes do grupo que atende ao padrão (verde); 25% piores do grupo que não atende ao padrão 
(vermelha); e 75% restantes do grupo que não atende ao padrão (roxa). 
 
157. 
A divisão das classes é precedida pela separação das concessionárias em dois grupos pelo 
critério de porte. Assim, concessionárias de maior porte terão seus desempenhos comparados entre si. 
Igualmente para as concessionárias de menor porte. O critério para divisão dos dois grupos é estabelecido no 
âmbito da avaliação anual do ranking de continuidade dos serviços, que deve incorporar também a 
divulgação dos indicadores comerciais.
  Metodologia
3º CRTP  Nova Metodologia                  
Indicador  abr/15 a
mar/16  abr/16 a
mar/17      abr/17 a      abr/18 a      abr/19 a
          mar/18      mar/19      mar/20
  Metodologia
3º CRTP  Nova Metodologia                  
Indicador  abr/15 a
mar/16  abr/16 a
mar/17      abr/17 a      abr/18 a      abr/19 a
          mar/18      mar/19      mar/20

(Fls. 36 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
158. 
O Anexo II do Submódulo 2.5 do PRORET mostra os modelos a serem aplicados para 
obtenção de cada parcela da qualidade. O Componente Q será aplicado a partir dos reajustes tarifários do 
ano de 2017. 
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS  
 
159. 
O valor da tarifa de fornecimento de energia elétrica encerra um conceito de custo econômico. 
Entretanto, foram criados na legislação diversos componentes tarifários financeiros que não fazem parte da 
base tarifária, ou seja, não integram a tarifa econômica, pois se referem a valores a serem pagos pelos 
consumidores em cada período de 12 meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias. 
 
i) Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, para 
compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 025, de 24 de janeiro de 2002, dos Ministros de Estado de Minas e 
Energia e da Fazenda, que resultou em R$ 82.982.713,20. Tabela abaixo indica os valores calculados para 
cada item da CVA.  
 
 
Tabela 21: Valores apurados das CVA´s 
Descrição
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
58.289.922,55
                 
CVA CDE Energia
(12.937.179,21)
               
CVA Rede Básica
1.906.149,92
                   
CVA Compra Energia
43.706.446,32
                 
CVA Transporte Itaipu
378.535,57
                      
CVA Proinfa
531.605,49
                      
CVA ESS/ERR
(8.892.767,44)
                 
Total
82.982.713,20
                 
 
 
ii) 
Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, verifica-se se o Saldo da CVA em Processamento considerado 
no processo tarifário de 2015 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre 
o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado nos  
12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC 
verificada. Apurou-se um valor de R$ 1.275.780,71.  
 
iii) Reversão Ano Anterior da Previsão da Sobrecontratação/Exposição de Energia. No 
processo de reajuste tarifário de 2015 foi concedido o financeiro “Previsão da sobrecontratação/exposição de 
energia”. Com a revisão tarifária extraordinária de 2015, esse financeiro foi excluído a partir de 02/03/2015.  
Com isso, houve a necessidade de reverter o financeiro “Previsão da sobrecontratação/exposição de energia” 
que vigorou de 03/02/2015 a 01/03/2015 no valor de - R$ 2.587.695,02. 
 
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com a redação dada à Subcláusula 
Décima - Oitava do Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, procedeu-se ao cálculo das diferenças 
mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e
12 Meses
Descrição Subseqüentes
(R$)  
CVA CDE 5 8.289.922,55
CVA CDE Energia ( 12.937.179,21)
CVA Rede Básica 1 .906.149,92
CVA Compra Energia 4 3.706.446,32
CVA Transporte Itaipu 3 78.535,57
CVA Proinfa 5 31.605,49
CVA ESS/ERR ( 8.892.767,44)  
Total 8 2.982.713,20  

(Fls. 37 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
os respectivos valores contemplados no reajuste anterior. O total das diferenças, atualizadas pela SELIC para 
março de 2016, totalizou o valor de R$ 3.686.939,92.  
 
v) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Está sendo 
considerado no atual cálculo tarifário os pagamentos efetuados para constituir garantias financeiras na 
contratação dos CCEAR, totalizando o valor de R$ 766.060,09, já atualizado pela SELIC. 
 
vi) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Conforme a REN  
nº 255/2007, com redação alterada pelas REN nº 305/2008 e nº 609/2014, foi calculada, com base nos dados 
fornecidos pela CCEE referente ao ano de 2014, a exposição involuntária de 140.820 MWh que resultou no 
valor de R$ 97.573.542,27. Descontados os repasses da CDE e conta ACR para esta exposição, o valor 
resultou em R$ 11.177.905,28. 
 
 
 
a) Para o ano civil de 2015 foi aplicada a regra aprovada na REN nº 703/2016, que resultou 
numa exposição de 3.793 MWh. Referido montante de energia foi obtido com base em dados fornecidos pela 
CCEE e representa, juntamente com o ajuste financeiro das operações no mercado de curto prazo, um 
repasse tarifário de -R$ 677.762, considerando o período entre janeiro e dezembro/15.   
 
vii) Exposição a Diferenças de Preços entre Submercados. Conforme dispõe o artigo 28 do 
Decreto nº 5.163/2004, as regras de comercialização preveem mecanismos específicos para o rateio dos 
riscos financeiros decorrentes de diferenças de preços entre submercados, eventualmente impostos aos 
agentes de distribuição que celebrarem os CCEARs na modalidade de quantidade de energia. A SGT apurou, 
com base nos relatórios da CCEE, o valor da exposição líquida, atualizado pelo IPCA, referente ao período de 
janeiro a dezembro de 2014. O valor totalizado foi de R$ 721.220,00. 
 
viii) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de fevereiro 
de 2015 homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de Distribuição de 
Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição de energia 
elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das novas quotas de 
CDE. Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o 
aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na Revisão Tarifária Extraordinária – 
RTE de cada distribuidora.  
 
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e 
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015,  
as variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas 
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na tarifa 
de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros possibilitaria  
a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria o cálculo da 
RTE. 
 
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários 
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior.  
A RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade  
de Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual. 
 
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta  
a cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz 
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos

(Fls. 38 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas 
CVAs. 
 
 Dessa forma, para o presente processo tarifário, está sendo revertido o valor negativo de 
-R$ 39.170.403,19 referente à receita faturada dos componentes financeiros de CDE, 
para a competência março/15 a janeiro/16, e o valor negativo de -2,32%, referente à 
receita faturada dos componentes financeiros de Energia, referente à março/15 a 
dezembro/15, devidamente atualizados pela SELIC.  
 
ix) Conselho de Consumidores. Conforme dispõe o art. 18, §4º e §6º da Resolução Normativa 
451/2011, os valores disponibilizados aos Conselhos de Consumidores devem ser levados em consideração 
na definição da Parcela B da receita da distribuidora e eventual saldo remanescente deverá ser revertido à 
modicidade tarifária subsequente. Portanto, está sendo considerado o valor total de -R$ 176.316,23, atualizado 
por IGP-M. 
 
x) Ajuste Financeiro CUSD. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da Portaria 
Interministerial n° 25/2002, ajustou-se financeiramente os custos decorrentes dos Contratos de Uso do 
Sistema de Distribuição (CUSDs) firmados no valor total de R$ 57.500,51. 
 
xi) Ajuste Liminar Abrace.  Os associados da Associação Brasileira de Grandes Consumidores 
de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE tiveram decisão liminar favorável no Processo Judicial  
n. 26648-39.2015.4.01.3400 para suspender o pagamento da parte controversa do encargo tarifário CDE, bem 
como alterar a forma de rateio dos valores remanescentes da quota, de forma proporcional ao uso dos 
sistemas de distribuição e transmissão. 
 
A Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar por meio do Despacho  
nº 3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 24 de setembro de 2015,  
data da 12ª Reunião Pública Extraordinária, realizada após a análise das contribuições recebidas no âmbito 
da Audiência Pública nº 57/2015. Posteriormente a REH nº 1986 de 10 de novembro de 2015 alterou a REH 
nº 1967 e ampliou o alcance da liminar para novas unidades consumidoras.  
  
                    As tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e nº 1986/2015 tiveram vigência a partir de 3 
de julho de 2015. Nestes atos foi publicada a relação de consumidores alcançados pela liminar para cada 
distribuidora e também das unidades consumidoras que percebem o pagamento da TUST. 
  
                   Os consumidores deveriam comprovar à respectiva distribuidora acessada que é parte afetada na 
Ação Ordinária do Processo Judicial por meio de documentos que vinculem a unidade consumidora à 
ABRACE. 
  
                   Assim, nos processos tarifários deliberados após a REH nº 1.967/2015, faz-se necessário  
a realização de procedimento extraordinário de cálculo para dar cumprimento à decisão, conforme descrito a 
seguir: 
  
 O ítem III.2.1 da Nota Técnica nº 255/2015-SGT/ANEEL, disponibilizada junto à REH  
nº 1.967/2015 detalha a metodologia de cálculo da componente tarifária TUSD-CDE para 
os associados da ABRACE; 
  
 Nas REH nº 1.967/2015, 1.986/2015 e nos processos tarifários (reajuste/revisão) 
tarifários posteriores foram publicadas tarifas específicas para os Associados da Abrace,

(Fls. 39 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
para os dois ambientes de contratatação (LIVRE e CATIVO) e para as modalidades 
tarifárias aplicáveis a cada subgrupo tarifário de acordo com o mercado fornecido pela 
distribuidora; 
 
 A distribuidora encaminhou dados complementares no SAMP detalhando o mercado de 
consumo (MWh) para o período de referência do processo tarifário, associando-o aos 
consumidores ABRACE. As orientações foram fornecidas à distribuidora pelos Ofícios-
Circulares nº 27/2015-SGT/ANEEL e nº 37/2015-SGT/ANEEL.  
 
 De acordo com a decisão proferida pela Diretoria, como não foi alterada a obrigação de 
recolhimento da quota da CDE definida pela REH nº 1.857/2015, a distribuidora fará jus a 
um reconhecimento financeiro da diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada no último 
processo tarifário e a nova tarifa aprovada pela REH nº 1.967/2015, considerando o 
mercado faturado nos termos do art. 4º da REH nº 1.967/2015. No presente caso o valor 
apurado em relação ao período de 03/07/2015 a 21/03/2016 (dia anterior à revisão) foi de 
R$ 149.681,70. 
 
 Este financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da distribuidora 
e não deverá incidir sobre os associados da ABRACE; 
 
 No mesmo sentido, quando identificado que o recálculo da cota de CDE para cumprir a 
decisão liminar da ABRACE resultou em valores inferiores ao originalmente homologados 
para a distribuidora, não foi alocado para os consumidores da ABRACE uma parcela da 
CVA-CDE proporcional a essa diferença. Por outro lado, se a cota recalculada for maior, 
o consumidor ABRACE deverá participar da recuperação de toda CVA- CDE. No caso da 
CPFL Santa Cruz, os consumidores da ABRACE participaram da recuperação de toda a 
CVA-CDE, no valor de R$ 676.216,97. 
 
                   A preservação das tarifas econômicas é adequada pois a decisão proferida não alterou o 
regulamento vigente e ainda está sendo cumprida na forma liminar, facilitando a operacionalização do cálculo 
no caso de sua reversão. 
 
xii) Reversão de financeiros por Postergação.  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 tarifário, está sendo revertido os valores de 
financeiros considerados no processo tarifário anterior que foram cobrados nas tarifas por um período superior 
a 12 meses. Os valores calculados a serem revertidos foram alocados de acordo com a estrutura de 
financeiros, incluindo neutralidade de encargos setoriais, CVA, repasse de sobrecontratação, exposição a 
diferença de preços entre submercados, garantias financeiras, com suas respectivas alocações nas 
componentes TUSD e TE. O valor totalizado foi de R$ 338.395,33.

(Fls. 40 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
 
Resumo dos Componentes Financeiros 
 
160. 
A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros. 
 
Tabela 22: Componentes Financeiros 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos efeitos da RTE
(2.178.821,79)
           
-0,56%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido dos efeitos da RTE
34.656.998,93
          
8,88%
CVA em Processamento - Transmissão  - Líquido dos efeitos da RTE
2.284.685,49
            
0,59%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
1.275.780,71
            
0,33%
Neutralidade dos Encargos
3.686.939,92
            
0,94%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
6.427.495,99
            
1,65%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia
(2.587.695,02)
           
-0,66%
Exposição Diferença Preços entre Submercados
721.220,00
               
0,18%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
766.060,09
               
0,20%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
57.500,51
                 
0,01%
Conselho de Consumidores
(176.316,23)
              
-0,05%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
(2.116.954)
                
-0,54%
Ajuste Liminar Abrace
149.682
                    
0,04%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
(793.012)
                   
-0,20%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
454.616
                    
0,12%
Total
42.628.181,40
          
10,92%
 
 
161. 
O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de 8,88%. Esse 
efeito já leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e 
à Conta – ACR. 
 
162. 
A principal modalidade contratual que impactou o saldo da CVA energia foi a de ITAIPU, com 
impacto de 5,74%, devido à alta do dólar ocorrida no período no período de análise da CVA. Destaca-se 
ainda o efeito dos CCEAR por disponibilidade com efeito de 6,03%. No entanto é preciso levar em 
consideração que grande parte dessas diferenças de cobertura foram atenuados pela receita de bandeiras 
tarifárias alocadas para a cobertura dos custos de CCEAR-D e do risco hidrológico de ITAIPU e CCGF. A 
receita repassada da Conta Bandeiras e da Conta-ACR contribuiu para que o efeito da CVA energia não 
sofresse um aumento adicional de 7,31%. 
 
163. 
Na Tabela abaixo é apresentada a diferença entre a cobertura e a despesa de energia no 
cálculo da CVA energia.
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos efeitos da RTE ( 2.178.821,79) -0,56%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido dos efeitos da RTE 34.656.998,93 8,88%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos efeitos da RTE 2.284.685,49 0,59%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1.275.780,71 0,33%
Neutralidade dos Encargos 3.686.939,92 0,94%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 6.427.495,99 1,65%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia ( 2.587.695,02) -0,66%
Exposição Diferença Preços entre Submercados 721.220,00 0,18%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 766.060,09 0,20%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 57.500,51 0,01%
Conselho de Consumidores ( 176.316,23) -0,05%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento ( 2.116.954) -0,54%
Ajuste Liminar Abrace 149.682 0,04%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE ( 793.012) -0,20%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD 454.616 0,12%  
Total 4 2.628.181,40 10,92%  

(Fls. 41 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Gráfico 1 – CVA energia por modalidade de aquisição de energia 
 
 
Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
164. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme previsão 
das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de liquidação 
no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica conectados ao Sistema 
Interligado Nacional – SIN. 
 
165. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são 
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada 
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
166. 
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras, 
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos preços 
de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente. 
 
167. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a receita 
decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses da Conta 
Bandeiras para o período de competência de janeiro a novembro de 2015 foram considerados na apuração 
da CVA Energia e CVA ESS da concessionária.  
 
168. 
Na tabela abaixo são apresentados os valores que foram repassados à  CPFL Santa Cruz e, 
consequentemente, descontados dos valores apurados da CVA Energia e ESS.  
 
Tabela 23 – Valores de repasse da conta CCBRT (R$)

(Fls. 42 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
01/01/2015
2.215.931,48
    
-
                 
01/02/2015
2.996.770,94
    
485.717,07
      
01/03/2015
3.330.575,05
    
1.384.775,62
   
01/04/2015
2.282.741,56
    
1.223.695,33
   
01/05/2015
2.079.706,61
    
452.225,59
      
01/06/2015
2.339.416,63
    
-
                 
01/07/2015
1.607.659,19
    
1.066.618,73
   
01/08/2015
63.265,67
         
1.039.337,88
   
01/09/2015
1.497.164,92
    
1.778.742,07
   
01/10/2015
5.028.785,45
    
1.587.938,56
   
01/11/2015
2.519.646,76
    
956.109,89
      
TOTAL
25.961.664,25
  
9.975.160,74
   
 ESS/EER 
Competência
 CVA energia  
 
 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
169. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto  
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário 
especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 
GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de irrigação. 
 
170. 
Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. – 
Eletrobras – deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os 
referidos descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos 
subsídios a serem repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste 
processo tarifário. 
 
171. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a 
distribuidora no período de competência de março/2016 a fevereiro/2017, até o 10º dia útil do mês 
subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os 
realizados no período de fevereiro/2015 a fevereiro/2016.  
 
Tabela 24: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
88.555,67
                      
261.136,81
                    
349.692,48
                    
Subsídio Geração Fonte Incentivada
5.008,91
                        
69.973,10
                      
74.982,02
                      
Subsídio Distribuição
(860.467,90)
                  
1.744.913,22
                 
884.445,31
                    
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(8.455,87)
                      
260.945,21
                    
252.489,35
                    
Subsídio Rural
(153.954,82)
                  
978.198,27
                    
824.243,45
                    
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(40.813,13)
                    
54.596,42
                      
13.783,29
                      
Total
(970.127,15)
                  
3.369.763,04
                 
2.399.635,89
Competência  CVA energia  ESS/EER
01/01/2015  2.215.931,48  -
01/02/2015  2.996.770,94  485.717,07
01/03/2015  3.330.575,05  1.384.775,62
01/04/2015  2.282.741,56  1.223.695,33
01/05/2015  2.079.706,61  452.225,59
01/06/2015  2.339.416,63  -
01/07/2015  1.607.659,19  1.066.618,73
01/08/2015  6 3.265,67  1.039.337,88
01/09/2015  1.497.164,92  1.778.742,07
01/10/2015  5.028.785,45  1.587.938,56
01/11/2015  2.519.646,76  956.109,89
TOTAL  25.961.664,25  9.975.160,74
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 8 8.555,67 2 61.136,81 3 49.692,48
Subsídio Geração Fonte Incentivada 5 .008,91 6 9.973,10 7 4.982,02
Subsídio Distribuição (860.467,90) 1 .744.913,22 8 84.445,31
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento (8.455,87) 2 60.945,21 2 52.489,35
Subsídio Rural (153.954,82) 9 78.198,27 8 24.243,45
Subsídio Irrigante/Aquicultor (40.813,13) 5 4.596,42 1 3.783,29  
Total (970.127,15) 3 .369.763,04 2 .399.635,89  

(Fls. 43 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
III.7. RESULTADO DA REVISÃO  
 
172. 
A Revisão Tarifária da CPFL Santa Cruz conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido 
pelos consumidores de 7,15% sendo de -4,13%, em média, para os consumidores conectados na Alta 
Tensão e de 13,35%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.               
 
 
 
173. 
O efeito médio nas tarifas de 7,15% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos  
de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em -0,24%, 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; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo 
tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes, com efeito de 10,92%; e (iii) da retirada dos 
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data do reajuste em 
processamento, que contribuíram para a um efeito de  -3,54%  no atual processo tarifário da CPFL Santa 
Cruz. 
 
174. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 7,15%, 
representa a conjugação dos três movimentos tarifários acima explicitados [7,15%= + (-0,24%) + (10,92%) +(-
3,54%)]. 
 
175. 
A Tabela 25 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação entre 
o cálculo da RTE de 2015 e a revisão de 2016; a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e 
da Parcela B na composição da revisão ajustada pelos custos acrescidos na RTE; a distribuição da receita 
para cobrir os custos da Parcela A e da Parcela B; a contribuição de cada componente financeiro, para formar 
o índice de reajuste final, e a da retirada dos componentes tarifários considerados no último processo.

(Fls. 44 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Tabela 25: Resumo da revisão 
 
 
 
 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-2,46%
-1,84%
73,30%
Encargos Setoriais
0,45%
0,10%
21,52%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
37,04%
0,04%
0,16%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-30,09%
-3,47%
8,07%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
17,94%
0,46%
3,01%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
14,70%
0,66%
5,15%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
134,63%
2,42%
4,22%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-1,26%
-0,01%
0,91%
ONS
13,77%
0,00%
0,01%
Custos de Transmissão
1,82%
0,07%
4,13%
Rede Básica
-17,73%
-0,41%
1,92%
Rede Básica Fronteira
37,14%
0,36%
1,34%
Rede Básica ONS (A2)
21,24%
0,01%
0,07%
MUST Itaipu
11,13%
0,05%
0,47%
Transporte de Itaipu
23,90%
0,04%
0,22%
Conexão
32,05%
0,00%
0,01%
Uso do sistema de distribuição
32,34%
0,02%
0,09%
Custos de Aquisição de Energia
-4,07%
-2,02%
47,66%
PARCELA B
6,43%
1,61%
26,70%
Custos Operacionais
-4,63%
-0,78%
16,09%
Anuidades
24,61%
0,48%
2,42%
Remuneração
63,10%
2,29%
5,93%
Depreciação
-14,29%
-0,46%
2,76%
Receitas Irrecuperáveis
-71,31%
-0,32%
0,13%
Outras Receitas
23,66%
-0,12%
-0,63%
Ajuste Investimentos 2CRTP
-100,00%
0,53%
-
RT considerando a varição tarifária da RTE
-0,24%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
10,92%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos efeitos da RTE
-0,56%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido dos efeitos da RTE
8,88%
CVA em Processamento - Transmissão  - Líquido dos efeitos da RTE
0,59%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
0,33%
Neutralidade dos Encargos
0,94%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
1,65%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia
-0,66%
Exposição Diferença Preços entre Submercados
0,18%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,20%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,01%
Conselho de Consumidores
-0,05%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
-0,54%
Ajuste Liminar Abrace
0,04%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
-0,20%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
0,12%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-3,54%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
7,15%
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -2,46% -1,84% 73,30%  
Encargos Setoriais 0,45% 0,10% 21,52%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 37,04% 0,04% 0,16%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -30,09% -3,47% 8,07%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 17,94% 0,46% 3,01%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 14,70% 0,66% 5,15%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 134,63% 2,42% 4,22%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. -1,26% -0,01% 0,91%
ONS 13,77% 0,00% 0,01%  
Custos de Transmissão 1,82% 0,07% 4,13%  
  -17,73% -0,41% 1,92%
  37,14% 0,36% 1,34%
  21,24% 0,01% 0,07%
  11,13% 0,05% 0,47%
  23,90% 0,04% 0,22%
  32,05% 0,00% 0,01%
  32,34% 0,02% 0,09%
Custos de Aquisição de Energia -4,07% -2,02% 47,66%  
PARCELA B 6,43% 1,61% 26,70%  
Custos Operacionais -4,63% -0,78% 16,09%
Anuidades 24,61% 0,48% 2,42%
Remuneração 63,10% 2,29% 5,93%
Depreciação -14,29% -0,46% 2,76%
Receitas Irrecuperáveis -71,31% -0,32% 0,13%
Outras Receitas 23,66% -0,12% -0,63%
Ajuste Investimentos 2CRTP -100,00% 0,53% -  
RT considerando a varição tarifária da RTE -0,24%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 10,92%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos efeitos da RTE -0,56%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido dos efeitos da RTE 8,88%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos efeitos da RTE 0,59%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 0,33%
Neutralidade dos Encargos 0,94%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 1,65%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia -0,66%
Exposição Diferença Preços entre Submercados 0,18%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,20%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,01%
Conselho de Consumidores -0,05%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento -0,54%
Ajuste Liminar Abrace 0,04%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,20%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD 0,12%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,54%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,15%  

(Fls. 45 da Nota Técnica no 55/2016-SGT/ANEEL, de 18/03/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
IV. CONCLUSÃO 
 
176. 
O reposicionamento tarifário da CPFL Santa Cruz é de -0,24%, considerando o efeito da RTE, 
sendo o efeito médio percebido pelo consumidor de 7,15%. O efeito consolidado por nível de tensão pode ser 
observado na tabela a seguir. 
 
 
Tabela 26 – Efeito médio ao consumidor 
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-4,13%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
13,35%
Efeito Médio AT+BT
7,15%
 
 
 
 
 
 
CRISTIANE BORDINI FRANCO 
Analista Administrativo – SGT 
NÁDIA MAKI 
Especialista em Regulação – SGT 
 
 
 
THIAGO ROBERTO MAGALHÃES VELOSO 
Especialista em Regulação 
 
 
De acordo 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária