VOTO 
 
PROCESSOS: 48500.000014/2016-94 e 48500.001757/2016-81 
 
INTERESSADOS: ENF - Energisa Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S.A  
 
RELATOR: José Jurhosa Junior 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência De Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos Serviços 
de Distribuição – SRD 
 
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da ENF - Energisa Nova Friburgo - Distribuidora 
de Energia S.A, a vigorar a partir de 22/6/2016, 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 16/2016. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição 42/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da ENF - Energisa Nova Friburgo - 
Distribuidora de Energia S.A, estabelece a data de 22 de junho de 2016 para a realização da quarta revisão 
tarifária periódica da concessionária. 
 
2. 
As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, que 
tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já contemplam as alterações no Módulo 2, 
aprovadas em 28/04/2015, por meio da Resolução Normativa - REN  660/2015. 
 
3. 
Em 5/4/2016, na 11° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar  
a Audiência Pública n° 16/2016 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 6/4/2016 a 
9/5/2016.  
 
4. 
No dia 25/6/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições 
trazidas na AP 16, foi encaminhada à Erro! Fonte de referência não encontrada. e ao Conselho de 
Consumidores. Em 1/6/2016, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da ENF para 
discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a Concessionária apresentou as suas 
contribuições finais. Não houve manifestação do Conselho dos Consumidores. 
 
5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota 
Técnica 66, de 25/5/2016, 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 Erro! 
Fonte de referência não encontrada., para o período de 2017 a 2021.  
 
6. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando 210/2016-SRD/ANEEL, de 7/6/2016.

7. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando 320/2015-SFF/ANEEL, de 10/06/2016, 
retificado pelo Memorando 330/2016 - SFF/ANEEL, de 20/6/2016. 
 
8. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica  200, de 20/6/2016, 
submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da Erro! Fonte de referência não 
encontrada..  
 
9. 
Por fim, verificou-se que a ENF encontra-se adimplente para com as obrigações setoriais, 
conforme consulta realizada, nesta data, ao  Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico1, administrado por 
esta Agência. 
 
10. 
É o relatório.  
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
 
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
 
11. 
A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento 
Tarifário, do Fator X e da nova estrutura tarifária. O Reposicionamento Tarifário calculado para a Erro! Fonte 
de referência não encontrada. conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de Erro! Fonte 
de referência não encontrada., sendo de Erro! Fonte de referência não encontrada. em média, para os 
consumidores conectados na Alta Tensão e de Erro! Fonte de referência não encontrada. em média, para 
os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
                                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
12. 
Todas as componentes tarifárias, com exceção da CDE e das Perdas Não-Técnicas, tiveram 
variação positiva do custo regulatório, em relação ao processo tarifário de 2015. Contudo, a diferença entre os 
efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorre da nova estrutura tarifária, redefinida no momento 
da revisão tarifária. A componente tarifária com maior variação entre os grupos é a Parcela B, devido ao 
recálculo da Estrutura Vertical, aumentando a participação percentual das unidades consumidores de AT na 
receita recuperada de Fio B. 
 
13. 
O efeito médio de Erro! Fonte de referência não encontrada. 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.   
 
                                                          
1 Resolução Normativa  538, de 2013.

14. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em Erro! Fonte 
de referência não encontrada., ao se ter como base de comparação os custos de Parcela A e B atualmente 
contidos nas tarifas.   
 
15. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da 
Erro! Fonte de referência não encontrada., para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram 
para o aumento tarifário em Erro! Fonte de referência não encontrada., sendo que o efeito da retirada dos 
componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução de Erro! Fonte de 
referência não encontrada. na atual revisão.  
 
16. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de Erro! Fonte de 
referência não encontrada., representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [Erro! 
Fonte de referência não encontrada. = + (Erro! Fonte de referência não encontrada.) + (Erro! Fonte de 
referência não encontrada.) + (Erro! Fonte de referência não encontrada.)]. 
 
17. 
O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.   
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
 
18. 
O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com a 
cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes.   
 
19. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os 
valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado,  
e a participação de cada valor na composição da receita da concessionária.  
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 2 – Revisão tarifária da Erro! Fonte de referência não encontrada. 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
20. 
A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em 
legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, inclusive a geração 
própria. Nessa Parcela, sobressai o aumento do custo com aquisição de energia e de transmissão, que 
impactou positivamente o reposicionamento tarifário em Erro! Fonte de referência não encontrada. e Erro! 
Fonte de referência não encontrada., respectivamente.

21. 
O impacto do custo com a compra de energia da ENF de Erro! Fonte de referência não 
encontrada., decorre do aumento da tarifa de energia – TE de 205,28 R$/MWh para 232,17 R$/MWh da 
AMPLA, que é o seu atual agente supridor.  
 
22. 
O item que mais contribuiu para o aumento observado da TE da AMPLA foi o encargo de ESS 
e EER. No processo tarifário de 2015 da AMPLA foi apurada uma CVA de ESS e EER negativa, cujo efeito 
negativo nas tarifas deixaram de ser percebidos no processo tarifário de 2016 da supridora. Soma-se a isso o 
próprio aumento da previsão do EER na apuração da Parcela A da AMPLA no reajuste de 2016, que também 
contribui para o aumento da TE paga pela ENF.  
 
23. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o valor contido nas tarifas vigentes 
e o resultante da atual revisão:  
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
24. 
No custo da transmissão, sobressai-se o aumento do CUSD, com efeito de Erro! Fonte de 
referência não encontrada.. Esse aumento é decorrente da redução do desconto vigente que é aplicado na 
TUSD Fio B da AMPLA no atual processo tarifário, conforme a regra de redução dos descontos prevista no 
Submódulo 
7.3 
do 
PRORET.  
 
25. 
Destaca-se, também, a redução dos encargos setoriais de -3,37%. Desses encargos, a quota 
CDE – USO que teve maior impactou negativo na revisão tarifária de -4,05%. 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 2015.2 
 
26. 
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.  
 
27. 
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.  
 
28. 
No caso da Erro! Fonte de referência não encontrada., propõe-se que seja adotada como 
ponto de partida a média histórica praticada pela concessionária, de 1,80% sobre o mercado de baixa tensão 
medido. 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 0,00%. No que se refere à meta para o final do ciclo, propõe-se o mesmo percentual 
de 0,00%. 
 
                                                          
2 A quota CDE-USO para 2016 foi fixada na Resolução Homologatória 2.018/2016, de 02/02/2016, com um valor inferior ao 
estabelecido para 2015. Essa resolução foi alterada pela Resolução Homologatória 2077/2016, de 07/06/2016, o que implicou em 
uma nova redução dos valores da quota CDE-USO para 2016.

29. 
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, equivale a 5,84% sobre  
a energia injetada. 
 
30. 
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 Erro! Fonte de referência não encontrada., 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.  
 
31. 
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.   
 
32. 
No caso da Erro! Fonte de referência não encontrada., a cobertura de custos operacionais 
presente nas tarifas está dentro do intervalo definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como 
resultado, não foi estabelecida uma trajetória para os custos operacionais ao longo do ciclo, bem como ajustar 
a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5% estabelecido no regulamento.  
 
33. 
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 que excedente. O resultado final da análise 
foi um custo operacional semelhante ao atualmente existente na tarifa, mas que contribui para o resultado final 
das tarifas em Erro! Fonte de referência não encontrada., pelo fato desse custo ainda ser ajustado pelos 
ganhos potenciais de produtividade nos doze meses posteriores à revisão 
  
34. 
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. 
 
35. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de Erro! Fonte de referência não 
encontrada. em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 
Erro! Fonte de referência não encontrada.. Essa situação adveio do aumento da Base Líquida, combinado 
com aumento do WACC regulatório.   
 
36. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de Erro! Fonte de 
referência não encontrada. em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em 
Erro! Fonte de referência não encontrada.. A situação proveio do aumento da Base Bruta, que mais do que 
compensou a redução da taxa de depreciação (de 4,00% para 3,81%). 
 
37. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da Erro! 
Fonte de referência não encontrada.:

Tabela 4 – Componentes financeiros 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
    Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
38. 
Os componentes financeiros mais expressivos referem-se ao ajuste financeiro da 
concatenação do Suprimento TE (2,23%) e TUSD (0,45%) e do CUSD (0,19%), sendo responsáveis, no total, 
por 2,87% do efeito.  
 
39. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários3, o montante mensal de recursos da 
CDE, a ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os 
valores mensais a serem repassados durante 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo 
tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo. 
 
40. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
Erro! Fonte de referência não encontrada., em relação às competências entre junho/2016 a maio/2017, é de 
R$ Erro! Fonte de referência não encontrada.. Esse valor já inclui o ajuste da diferença entre os valores 
previstos e os realizados entre junho/2015 e maio/2016. 
 
 
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
41. 
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. 
 
42. 
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 Erro! Fonte de 
referência não encontrada.. 
 
43. 
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 Erro! Fonte de 
referência não encontrada. é de Erro! Fonte de referência não encontrada..  
 
44. 
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.  
 
45. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da Erro! Fonte de referência 
não encontrada. até a próxima revisão tarifária será de Erro! Fonte de referência não encontrada., que 
deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de reajuste. 
                                                          
3 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei  10.438/2002, com redação dada pela Lei 12.839/2013, e do Decreto 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.

COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
 
46. 
A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública e 
o resultado da revisão tarifária.  
 
Tabela 5 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
47. 
O item mais representativo que leva à alteração dos valores submetidos à audiência pública é 
o custo de transmissão, que contribuiu para uma variação de -3,49%, em decorrência principalmente da 
redução das tarifas de usos do sistema de distribuição que a ENF paga para a AMPLA.  
 
48. 
Com 
base 
em 
contribuição 
encaminhada 
pela 
Energisa 
Nova 
Friburgo 
na  
AP  16/2016, a SGT reavaliou as tarifas homologadas da AMPLA a serem pagas pela ENF e observou que: 
 
a. No último processo tarifário da AMPLA, o desconto na TUSD, concedido pelas supridoras às 
supridas, não estavam em acordo com a transição definida pelo Decreto  8.461,  
de 2 de junho de 2015; e 
b. A partir de informações4 detalhadas da conexão da ENF na Subestação Nova Friburgo, de 
propriedade da AMPLA, esta conexão foi reclassificada. A ENF conecta-se no secundário da 
SE Nova Friburgo 138/69 kV por meio de uma entrada de linha de uso exclusivo. Conforme 
definido no Submódulo 7.2 do PRORET essas são as características de uma conexão do tipo 
D3. No processo tarifário da AMPLA, foi considerada como sendo uma conexão do tipo D2, 
que possui uma tarifa nominal maior do que a do tipo D3. 
 
49. 
Nesse sentido, a SGT recomendou em sua Nota Técnica a retificação da Resolução 
Homologatória 2.023/2016, que homologou o reajuste tarifário de 2016 da AMPLA, para contemplar as novas 
tarifas para a ENF, considerando o valor do desconto correto e a reclassificação da conexão da SE Nova 
                                                          
4 Carta AMPLA 087-DR-16, de 18/04/2016, resposta ao Ofício nº 060/2016-SGT/ANEEL. 
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
9,91%
5,58%
-4,33%
Encargos Setoriais
-2,50%
-3,35%
-0,85%
Custos de Transmissão
5,78%
2,29%
-3,49%
Custos de Aquisição de Energia
6,63%
6,64%
0,01%
PARCELA B
3,61%
3,00%
-0,61%
CO + Anuidades + RI
0,63%
0,66%
0,03%
Remuneração
2,30%
1,74%
-0,56%
Depreciação
0,80%
0,66%
-0,14%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
-0,12%
-0,05%
0,07%
RT considerando a varição tarifária da RTE
13,52%
8,58%
-4,94%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
4,03%
3,74%
-0,29%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-3,46%
-3,46%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
-0,14%
0,00%
0,14%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
13,95%
8,86%
-5,09%

Friburgo, além de considerar as diferenças no processo tarifário da AMPLA no ano de 2017. A Tabela 6 
apresenta os valores homologados e os novos valores de tarifa da AMPLA para a ENF: 
 
Tabela 6 – Alterações das tarifas de aplicação da REH  2.203/20165 
 
 
50. 
Os Gráficos 4 e 5 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da 
receita da Distribuidora, com e sem tributos6: 
 
Gráfico 4 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
                                                          
5 Além das tarifas, na conexão A3 também existe um encargo de conexão anual no valor de R$ 66.750,25. 
6 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.  
TUSD 
R$/kW
TUSD 
R$/MWh
TUSD 
R$/kW
TUSD 
R$/MWh
Ponta 
10,03
4,58
8,43
4,58
Fora Ponta 
4,19
4,58
3,90
4,58
Ponta 
19,55
11,18
9,72
11,18
Fora Ponta 
7,21
11,18
4,51
11,18
Tarifas 
Homologadas
Novas Tarifas
A2
A3
 Subgrupo 
 Posto 
Tarifário
Subgrupo  Posto
Tarifário  Tarifas
Homologadas    Novas Tarifas  
    TUSD
R$/kW  TUSD
R$/MWh  TUSD
R$/kW  TUSD
R$/MWh
A2  Ponta  10,03  4,58  8,43  4,58
  Fora Ponta  4,19  4,58  3,90  4,58
A3  Ponta  19,55  11,18  9,72  11,18
  Fora Ponta  7,21  11,18  4,51  11,18

Gráfico 5 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
51. 
O Gráfico 6 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, acima da 
variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período: 
 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
Gráfico 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
 
 
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
52. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi 
obtido pela aplicação da nova metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 
2014, após realizada a Audiência Pública 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do 
PRODIST7.  
 
53. 
Como não houve contribuições relacionadas aos limites de DEC e FEC, mantém-se a proposta 
submetida à Audiência para a ENF. Entretanto, houve reconfiguração de 3 (três) conjuntos de unidades 
consumidoras, o que impactou nos limites DEC e FEC globais.  
 
54. 
Nos Gráficos 7 e 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de 
DEC e FEC para a Distribuidora. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a 
redução média anual é de 3,53% no DEC e 4,74% no FEC.  
 
                                                          
7 “5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD 
conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades 
consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte 
procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho dos 
conjuntos; e 
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”

Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da ENF. 
Fonte: Nota Técnica no 66/2016-SRD/ANEEL. 
 
Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da ENF. 
Fonte: Nota Técnica no 66/2016-SRD/ANEEL. 
 
55. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 9 e 10 apresentam 
uma comparação entre os limites da ENF e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte localizadas na 
Região Sudeste: 
 
20,58
24,01
13,48
13,36
9,17
8,29
6,46
8,76
17,00
16,31
15,11
14,59
13,32
12,42
12,40
12,30
11,37
11,06 
10,13 
10,10 
9,84 
9,14 
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Histórico de Apuração e Propostas de Limites de DEC - ENF
DEC Apurado
DEC Limite
DEC Limite Proposto - Pós AP
22,99
15,83
11,78
10,33
7,60
7,17
5,08
6,95
17,00
16,33
14,36
12,96
11,85
11,60
11,33
11,27
10,31
9,80 
9,40 
8,84 
8,24 
7,68 
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Histórico de Apuração e Propostas de Limites de FEC - ENF
FEC Apurado
FEC Limite
FEC Limite Proposto - Pós AP
                
                
                
17,00  16,31  15,11
14,59            
20,58  24,01  13,32
12,42 12,40 12,30
11,37 11,06
10,13 10,10 9,84
9,14            
                
    13,48  13,36          
        9,17  8,29  6,46  8,76  
                
17,00  16,33
14,36              
22,99    12,96
11,85 11,60 11,33 11,27
10,31 9,80 9,40 8,84            
  15,83  11,78  10,33  8,24
7,68        
                
        7,60  7,17  5,08  6,95  

Gráfico 9 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica no 66/2016-SRD/ANEEL. 
 
Gráfico 10 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica no 66/2016-SRD/ANEEL. 
 
56. 
Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a ENF estão aderentes à realidade 
da região. 
 
57. 
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 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sudeste - Pequeno Porte
ENF
CAIUÁ-D
CNEE
CPFL Jaguari
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
DMED
EDEVP
EEB
ELFSM
EMG
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sudeste - Pequeno Porte
ENF
CAIUÁ-D
CNEE
CPFL Jaguari
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
DMED
EDEVP
EEB
ELFSM
EMG

limites dos indicadores individuais resulta em compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 7 
apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela ENF entre 2013 e 2015: 
 
Tabela 7 – Compensações efetuadas pela ENF 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
 57.081  
 99.447,14  
2014 
 47.287  
 66.379,06  
2015 
 58.231  
 140.822,79  
Fonte: Site da ANEEL. 
 
 
 
III. DIREITO 
 
58. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: (i) art. 3o da Lei no 
9.427/1996, com alterações dadas pela Lei 10.848/2004, e remissão ao art. 29 da Lei 8.987/1995, em especial 
ao inciso V; (ii) art. 21 do Anexo I do Decreto 2.335/1997; (iii) art. 6o da Lei 8.987/1995; (iv) art. 2o da Lei 
9.427/1996; (v) art. 25 da Lei 9.074/1995; (vi) Resolução 395/2009; (vii) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de 
Regulação Tarifária – PRORET; (viii) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no 
Sistema Elétrico Nacional – PRODIST; e (ix) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão 042/1999. 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
59. 
Do exposto, e com base nos documentos constantes dos Processos 48500.000014/2016-94 e 
48500.001757/2016-81, voto pela emissão das Resoluções anexas, a fim de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da Erro! Fonte de referência 
não encontrada., a vigorar a partir de 22 de junho de 2016, que conduz ao efeito médio a 
ser percebido pelos  consumidores de Erro! Fonte de referência não encontrada., sendo 
Erro! Fonte de referência não encontrada. para os consumidores em alta tensão e Erro! 
Fonte de referência não encontrada. 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 Erro! Fonte de referência não 
encontrada. ; 
c) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à Erro! Fonte de referência 
não encontrada., de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
d) Fixar o valor de R$ 4.095.093,16 (Quatro milhões, noventa e cinco mil, noventa e três reais 
e dezesseis centavos), que deverá ser repassado à AMPLA Energia e Serviços S.A. – 
AMPLA pela ENF, em 12 (doze) parcelas mensais iguais, a partir de julho de 2016, em 
razão da diferença entre as datas de aniversário contratual da concessionária suprida em 
relação a sua supridora; 
e) fixar o componente Pd  do Fator X de Erro! Fonte de referência não encontrada.; 
f) fixar o componente T do Fator X de Erro! Fonte de referência não encontrada.; 
g) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem 
observados pela Erro! Fonte de referência não encontrada.;
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2013  57.081  99.447,14  
    47.287  66.379,06  
    58.231  140.822,79  

h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020: 
 
 
Reajuste 
2017 
Reajuste 
2018 
Reajuste 
2019 
Reajuste 
2020 
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 
5,84% 
5,84% 
5,84% 
5,84% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 
0,00% 
0,00% 
0,00% 
0,00% 
 
i) retificar a Resolução Homologatória  2.023, de 14/3/2016; e 
j) Considerar no próximo processo tarifário da AMPLA o componente financeiro referente ao 
cálculo da diferença entre as tarifas homologadas e retificadas na REH 2.023/2016 no 
período de 15/3/2016 a 22/6/2016. 
 
Brasília, 21 de junho de 2016. 
 
 
 
JOSÉ JURHOSA JUNIOR 
Diretor
  Reajuste
2017  Reajuste
2018  Reajuste
2019  Reajuste
2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  5,84%  5,84%  5,84%  5,84%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  0,00%  0,00%  0,00%  0,00%
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020