VOTO 
PROCESSOS: 48500.000012/2016-03 e 48500.001450/2016-81 
 
INTERESSADO: COCEL - Companhia Campolarguense de Energia 
 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos Serviços de 
Distribuição – SRD 
 
ASSUNTO: Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da COCEL - Companhia Campolarguense de Energia, 
a vigorar a partir de 29 de junho de 2016, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de 
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção 
por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2017 a 2021, consolidados após a avaliação das contribuições 
trazidas na Audiência Pública no 22/2016. 
I. RELATÓRIO 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição no 27/1999, que regula a exploração dos serviços públicos 
de distribuição de energia elétrica na área de concessão da COCEL - Companhia Campolarguense de Energia, 
estabelece a data de 29/06/2016 para a realização da quarta revisão tarifária periódica da concessionária. 
 
2. 
As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, que tratam 
do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já contemplam as alterações no Módulo 2, aprovadas em 
28/04/2015, por meio da Resolução Normativa REN nº 660/2015. 
 
3. 
Em 19/04/2016, na 13° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Audiência 
Pública n° 22/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária e os limites de DEC e 
FEC para o período de 2017 a 2021. O período de contribuições se estendeu de 20/04 a 19/05/2016 por intercâmbio 
documental.  
 
4. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota Técnica nº 
83, de 08/06/2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e apresentou proposta para a fixação 
dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da COCEL, para o período de 
2017 a 2021. 
 
5. 
No dia 09/06/2016 a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições 
trazidas na AP n° 22/2016, foi encaminhada à COCEL e ao seu Conselho de Consumidores. Por opção da empresa 
e do Conselho de Consumidores, não foram realizadas reuniões presenciais para discutir a proposta final da revisão 
tarifária. 
 
6. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela SRD, por 
meio do Memorando n° 225/2016-SRD/ANEEL, de10/06/2016.

7. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de Fiscalização 
Econômica e Financeira – SFF por meio do Memorando n° 311/2016-SFF/ANEEL, de 09/06/2016. 
 
8. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 208, de 21/06/2016, 
submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da COCEL.  
 
9. 
Em 28/06/2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, administrado por esta 
Agência, e identificou-se que não constavam inadimplências relativas às obrigações setoriais para com o Setor 
Elétrico, conforme estabelecido na Resolução Normativa nº 538/2013, registradas em nome da COCEL1. 
 
10. 
É o relatório.  
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
11. 
A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento Tarifário, 
do Fator X e da nova estrutura tarifária. O Reposicionamento Tarifário calculado para a COCEL conduz a um efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de -16,30%, sendo de -22,26% em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de -8,90% em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL2. 
 
12. 
A diferença entre os efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorre da nova estrutura 
tarifária que é redefinida no momento da revisão tarifária, que impactou mais intensamente os consumidores na baixa 
tensão, pelo fato do custo de expansão na baixa tensão ter aumentado mais neste nível de tensão.  
 
13. 
O efeito médio de -16,30% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos de Parcela A e B; (ii) 
da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário; e (iii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data da presente revisão. A atualização 
dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -15,52%, ao se ter como base de comparação os 
custos considerados nas tarifas vigentes.   
 
14. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da 
COCEL, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o aumento tarifário em 1,12%, sendo 
que o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de 
                                                          
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto. 
2 Os gráficos, quadros e tabelas inseridos neste voto têm como origem as Notas Técnicas da SGT ou da SRD mencionadas no relatório 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-22,26%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-8,90%
Efeito Médio AT+BT
-16,30%

-1,91% na atual revisão. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -16,30%, 
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [-16,30% = + (-15,52%) + 1,12% + (-1,91%)].  
 
15. 
O Gráfico 1 a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.  A 
Tabela 2, na sequencia, apresenta os itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os valores atuais 
e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado, e a participação de cada 
valor na composição da receita da concessionária 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
-3,97%
0,44%
-11,56%
-0,42%
1,12%
-1,91%
-16,30%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 – Revisão tarifária da COCEL 
  
 
16. 
A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em legislação 
específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, inclusive a geração própria. Nessa 
Parcela, sobressai a diminuição do custo com aquisição de energia, que impactou negativamente o reposicionamento 
tarifário em -11,56%. 
 
17. 
Tal resultado decorre da redução da Tarifa de Energia – TE da COPEL, atual agente supridor da 
COCEL, de R$ 260,19 R$/MWh para R$ 205,63/MWh. O item que mais contribuiu para a redução da TE da COPEL 
foi a retirada do financeiro que foi considerado no último processo da supridora para compensar o diferimento de 
financeiros ocorridos nos reajustes de 2013 e 2014. Desse modo, depois de compensado o referido financeiro nas 
tarifas da COPEL, o efeito positivo decorrente do financeiro deixará de ser percebido na TE da COCEL com a 
publicação das novas tarifas da supridora em 2016. 
 
18. 
Destaca-se, também, a redução dos encargos setoriais de -3,97%. Desses encargos, a quota CDE – 
USO que teve maior impactou negativo na revisão tarifária de -4,21%. Essa variação decorre do fato de que o valor 
da quota CDE-USO, definida para o ano de 2016, ter sido menor do que o valor fixado para o ano de 2015.3 
                                                          
3 A quota CDE-USO para 2016 foi fixada na Resolução Homologatória n° 2.018/2016, de 02/02/2016, com um valor inferior ao estabelecido para 2015. Essa 
resolução foi alterada pela Resolução Homologatória n° 2077/2016, de 07/06/2016, o que implicou em uma nova redução dos valores da quota CDE-USO 
para 2016.  
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-18,38%
-15,09%
79,32%
Encargos Setoriais
-22,96%
-3,97%
15,78%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
-5,33%
-0,00%
0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-36,99%
-4,21%
8,48%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
11,99%
0,00%
0,04%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
7,10%
0,35%
6,30%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-13,99%
-0,12%
0,85%
Custos de Transmissão
7,99%
0,44%
6,97%
Uso do sistema de distribuição
7,99%
0,44%
6,97%
Custos de Aquisição de Energia
-19,48%
-11,56%
56,57%
PARCELA B
-2,36%
-0,42%
20,68%
Custos Operacionais
-2,59%
-0,34%
15,05%
Anuidades
16,11%
0,25%
2,11%
Remuneração
32,93%
0,64%
3,07%
Depreciação
-11,08%
-0,20%
1,91%
Receitas Irrecuperáveis
-40,38%
-0,03%
0,05%
Outras Receitas
136,54%
-0,74%
-1,52%
RT considerando a varição tarifária da RTE
-15,52%
0,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
1,12%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro RTE
0,47%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro RTE
-0,61%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-1,10%
Neutralidade dos Encargos
0,19%
Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TUSD)
-2,34%
Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TE)
4,64%
Repasse de compensação DIC/FIC
-0,01%
Conselho de Consumidores
-0,04%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
-0,04%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,03%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,91%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-16,30%

19. 
Com relação às Perdas na Distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas não 
técnicas é o da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de 
partida da trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e 
a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.  
 
20. 
O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com 
outras distribuidoras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não 
técnicas, e que tenham desempenho melhores.  
 
21. 
No caso da COCEL, a média das perdas não técnicas praticada pela concessionária nos últimos 4 
anos civis do terceiro ciclo, de 3,46%, é superior a 2,50%, enquanto a meta definida para o ciclo anterior era de 1,20% 
do mercado medido. Nesta condição o ponto de partida deve corresponder a 2,50%, conforme PRORET 2.6, valor 
que decorre da seguinte regra: “máximo entre 2,5% e o menor valor entre a meta regulatória definida no ciclo de 
revisão anterior e a média das perdas não técnicas praticada pela empresa nos últimos quatro anos civis.” Ao se levar 
em consideração que o percentual de perdas é aplicado sobre o mercado de baixa tensão faturado, ao invés do 
medido, o resultado final foi um percentual de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão faturado de 
1,30% no ponto de partida. Ainda, conforme regra vigente, não foi definida trajetória de redução.  
 
22. 
No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica 
e tipo de transformadores. O referencial de perdas técnicas é calculado como percentual da energia injetada. O valor 
de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela Superintendência de Regulação 
da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 0225/2016 – SRD/ANEEL, no percentual de 4,504% sobre a 
energia injetada. 
 
23. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera a 
metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela compreende os custos operacionais eficientes e o custo 
anual dos ativos.  Desde a terceira revisão tarifária, o crescimento da Parcela B na concessionária foi de 30,5%, em 
decorrência da atualização dessa parcela de custos nos reajustes pelo IGP-M descontado do Fator X e do crescimento 
acumulado do mercado desde a última revisão.  
 
24. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de comparação 
entre concessionária para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas tarifas. A partir dessa 
análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores que serão 
estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.   
 
25. 
No caso da COCEL, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas é maior do que o intervalo 
superior definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como resultado, foi estabelecida uma trajetória 
de diminuição desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final, os custos operacionais regulatórios alcance o limite 
superior do intervalo.  
 
26. 
Como a aplicação da metodologia resultou em uma diminuição dos custos operacionais da COCEL 
de -1,60% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5%, 
estabelecido no regulamento. Quanto à comparação que é realizada com os custos reais da concessionária, a 
aplicação da metodologia resultou em uma relação inferior a 120% e, desse modo, não foi necessário recalcular a 
meta de custos operacionais para compartilhar com o consumidor o valor excedente. O resultado final da análise foi 
um custo operacional considerado na revisão inferior ao atualmente existente na tarifa, contribuindo para uma redução 
tarifária de -0,34%.

27. 
O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de reintegração 
regulatória. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela concessionária. A segunda 
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados, e visa recompor os ativos afetos à prestação 
do serviço ao longo da vida útil. 
 
28. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 32,93% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,64%. Essa situação adveio do aumento da Base 
Líquida, combinado com aumento do WACC regulatório  
 
29. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve redução de -11,08% em relação aos 
valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em -0,20%. A situação proveio de um aumento da Base 
Bruta inferior aos efeitos da inflação e mercado sobre os valores considerados no 3CRTP. 
 
30. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da COCEL.  
 
Tabela 3 – Componentes financeiros 
 
 
31. 
O componente financeiro mais expressivo considerado nesta proposta foi o Ajuste Financeiro da REN 
243/2006, cujo valor remanescente foi considerado de forma integral na presente proposta. 
 
32. 
No que se refere à CVA energia, com impacto de -0,61%, destaca-se que o efeito já leva em 
consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e o financeiro de reversão 
da revisão tarifária extraordinária de 2015. 
 
33. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários4, o montante mensal de recursos da CDE, a 
ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores mensais 
a serem repassados referentes ao período de junho de 2016 a maio de 2017, utilizou-se o mercado considerado no 
respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo. 
 
                                                          
4 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, a Conta de 
Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do 
serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; 
serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de 
eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro RTE
659.224,04
               
0,47%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro RTE
(863.470,48)
              
-0,61%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(1.551.286,38)
           
-1,10%
Neutralidade dos Encargos
262.864,16
               
0,19%
Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TUSD)
(3.287.150,85)
           
-2,34%
Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TE)
6.517.274,16
            
4,64%
Repasse de compensação DIC/FIC
(8.019,95)
                  
-0,01%
Conselho de Consumidores
(54.157,55)
                
-0,04%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
(59.752)
                     
-0,04%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(43.105)
                     
-0,03%
Total
1.572.420,62
            
1,12%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro RTE 659.224,04 0,47%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro RTE ( 863.470,48) -0,61%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 1.551.286,38) -1,10%
Neutralidade dos Encargos 262.864,16 0,19%
Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TUSD) ( 3.287.150,85) -2,34%
Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TE) 6.517.274,16 4,64%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 8.019,95) -0,01%
Conselho de Consumidores ( 54.157,55) -0,04%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE ( 59.752) -0,04%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD ( 43.105) -0,03%  
Total 1 .572.420,62 1,12%  

34. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à COCEL, 
em relação às competências entre junho/2016 a maio/2017, é de R$ 127.683,06. Esse valor já inclui o ajuste da 
diferença entre os valores previstos e os realizados entre junho/2015 e maio/2016. 
 
35. 
Com relação à definição do Fator X para os próximos reajustes tarifários, dois componentes do 
Fator X são definidos no momento da revisão tarifária: o que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade de 
Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T. 
 
36. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora em 
função da produtividade média do Setor, do crescimento do mercado e do número de unidades consumidoras da 
própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é 1,23%. O Componente T tem por objetivo 
estabelecer uma trajetória de custos operacionais regulatórios quando a análise de custos operacionais eficientes 
indicar a necessidade de revisão desses custos ao longo do ciclo tarifário. O componente T a ser considerado nos 
reajustes subsequentes da COCEL é de 1,19%.  
 
37. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, a ser fixado nos reajustes subsequentes. Esse 
índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade 
da energia seja mais aderente às tarifas praticadas. Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, serão 
considerados indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora.  
 
38. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da COCEL até a próxima revisão 
tarifária será de 2,42%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de reajuste. 
 
39. 
A Tabela 4 ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública e o 
resultado da revisão tarifária.  
 
Tabela 4 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final 
  
 
40. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência pública 
foram:  
 
(i) A conta de desenvolvimento Energético – CDE (USO), que contribuiu para uma variação 
negativa de -0,61%. A diminuição da CDE (USO) decorreu da alteração pela Resolução 
Homologatória n° 2.077/2016, de 07/06/2016, das quotas de CDE-USO de 2016. 
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-13,43%
-15,09%
-1,66%
Encargos Setoriais
-3,37%
-3,97%
-0,61%
Custos de Transmissão
0,41%
0,44%
0,03%
Custos de Aquisição de Energia
-10,47%
-11,56%
-1,09%
PARCELA B
1,35%
-0,42%
-1,77%
CO + Anuidades + RI
-0,07%
-0,12%
-0,05%
Remuneração
1,81%
0,64%
-1,17%
Depreciação
0,14%
-0,20%
-0,34%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
-0,53%
-0,74%
-0,21%
RT considerando a varição tarifária da RTE
-12,08%
-15,52%
-3,43%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
0,63%
1,12%
0,49%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,91%
-1,91%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
-0,06%
0,00%
0,06%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-13,42%
-16,30%
-2,88%

(ii) O custo de aquisição de energia, que contribui para uma variação de -1,09% no resultado final. 
Esse resultado decorreu da redução da Tarifa de Energia – TE da COPEL considerada na AP, 
atual agente supridor da COCEL. 
 
(iii) A remuneração do capital e a quota de reintegração regulatória que, após a fiscalização da 
SFF/ANEEL, contribuíram para uma variação de -1,51%.  
 
41. 
Os Gráficos 2 e 3 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da 
receita da Distribuidora, sem e com tributos5: 
 
 
Gráfico 2 – Composição da receita sem tributos 
 
Gráfico 3 – Composição da receita com tributos 
 
42. 
O Gráfico 4 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, em comparação com 
as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período: 
                                                          
5 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais de energia 
elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes 
diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias de ICMS e PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de 
Acompanhamento de Mercado da ANEEL.

Gráfico 4 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
 
43. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi obtido 
pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 2014, após realizada 
a Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST6. 
  
44. 
Na Audiência Pública nº 22/2016, não foram encaminhadas contribuições relativas aos limites de DEC 
e FEC, não havendo necessidade de análise. Dessa forma, passa-se à proposta final de limites de DEC e FEC. Nos 
Gráficos 5 e 6 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC e FEC para a COCEL. 
Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, os valores dos limites do DEC e FEC conservam 
seus valores. 
 
                                                          
6 “5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD conforme 
estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte 
procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos 
selecionados na alínea “a”; c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o 
desempenho dos conjuntos; e d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”  
480,98
jun/07
jun/08
jun/09
jun/10
jun/11
jun/12
jun/13
jun/14
mar/15
jun/15
jun/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Revisão                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
700,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
  Variação IPCA  480
    
    
    
    
    
    
    

Gráfico 5 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da COCEL 
 
 
Gráfico 6 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da COCEL 
 
45. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 7 e 8 apresentam uma 
comparação entre os limites da COCEL e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte localizadas na Região 
Sul. Observa-se que os limites da Distribuidora se encontram aderentes à realidade da região.

Gráfico 7– Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul 
 
 
Gráfico 8– Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul 
 
46. 
Com respeito aos indicadores individuais DIC, FIC, DMIC e DICRI, os limites são definidos a partir 
dos indicadores coletivos DEC e FEC, como consta no Anexo I do Módulo 8 do PRODIST. A violação aos limites dos 
indicadores individuais resulta em compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 5 apresenta os 
valores pagos e o número de compensações efetuadas pela COCEL entre 2012 e 2015:

Tabela 5 – Compensações efetuadas pela COCEL 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2012 
 51.644  
 280.661,00  
2013 
 43.878  
 144.664,82  
2014 
 42.727  
 169.827,57  
2015 
 40.623  
 200.326,62  
 
III. DIREITO 
 
47. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: (a) Lei nº 9.427/1996, com 
alterações dadas pela Lei nº 10.848/2004; (b) Decreto nº 2.335/1997; (c) Lei no 8.987/1995; (d) Lei nº 9.074/1995; (e) 
Resolução nº 395/2009; (f) Módulos 2 e 7 dos PRORET; (g) Módulo 8 do PRODIST; e (f) Cláusula Sétima do Contrato 
de Concessão no 22/1999. 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
48. 
Diante do exposto e do que consta nos Processos nº 48500.000012/2016-03 e 48500.001450/2016-
81, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a fim de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da COCEL, a vigorar a partir de 29 de 
junho de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -16,30%, 
sendo -22,26% para os consumidores em alta tensão e -8,90% para os consumidores em baixa 
tensão;  
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE aplicáveis 
aos consumidores e aos usuários da COCEL ; 
c) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à COCEL, de modo a custear os 
descontos retirados da estrutura tarifária;  
d) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,23%; 
e) fixar o componente T do Fator X de 1,19%; 
f) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem 
observados pela COCEL; e 
g) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020:
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2012  51.644  280.661,00  
    43.878  144.664,82  
    42.727  169.827,57  
    40.623  200.326,62  

Reajuste 2017 Reajuste 2018 Reajuste 2019 Reajuste 2020 
Perdas Técnicas  
(sobre Energia Injetada) (%) 
4,50% 
4,50% 
4,50% 
4,50% 
Perdas Não Técnicas  
(sobre Mercado BT) (%) 
1,30% 
1,30% 
1,30% 
1,30% 
 
Brasília, 28 de junho de 2016. 
 
REIVE BARROS DOS SANTOS  
Diretor
    Reajuste 2017      Reajuste 2018      Reajuste 2019      Reajuste 2020  
Perdas Técnicas
(sobre Energia Injetada) (%)  4,50%      4,50%      4,50%      4,50%    
Perdas Não Técnicas
(sobre Mercado BT) (%)  1,30%      1,30%      1,30%      1,30%