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VOTO 
PROCESSO: 48500.000019/2016-17 e 48500.001829/2016-91 
INTERESSADO: Celesc Distribuição S.A. 
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega 
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT E SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
ASSUNTO: Resultado da 4ª revisão tarifária periódica da Celesc Distribuição S.A., a vigorar a partir de 22 de 
agosto de 2016, e definição dos 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 vigorarem entre 2017 e 2021, consolidados após a Audiência Pública 31/2016 
I. RELATÓRIO 
O Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 56/1999, que regula a 
exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Celesc 
Distribuição S.A., estabelece 22 de agosto de 2016 para a realização da 4ª revisão tarifária periódica da 
Concessionária. 
2. 
As metodologias aplicáveis ao 4º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas - 4CRTP das 
concessionárias de distribuição de energia elétrica são definidas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de 
Regulação Tarifária – Proret, que tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já com as 
aprovadas pela Resolução Normativa nº 660, de 28 de abril de 2015. 
3. 
Na 20ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 7 de junho de 2016, esta Diretoria decidiu 
instaurar a Audiência Pública 31/2016, para debater com a sociedade a proposta relativa à 4ª revisão tarifária 
da Celesc Distribuição e os 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 vigorarem entre 2017 e 2021. O período de contribuições se estendeu de 8 de junho a 11 de julho de 
2016, sem realização de sessão presencial, haja vista as restrições orçamentárias então vigentes.

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4. 
Em 22 de julho de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das 
contribuições apresentadas na Audiência Pública, foi encaminhada à Celesc Distribuição e ao Conselho de 
Consumidores da Distribuidora. 
5. 
Em 28 de julho de 2016, foi realizada reunião com os representantes da Distribuidora para 
discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária apresentou as suas 
contribuições finais. O Conselho de Consumidores optou por não realizar reunião. 
6. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, por meio da Nota 
Técnica nº 116, de 9 de agosto de 2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e 
apresentou proposta para fixar os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades 
consumidoras da Celesc Distribuição, para vigorarem entre 2017 e 2021. 
7. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 258, de 9 de agosto 
de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da Celesc Distribuição. 
8. 
Em 16 de agosto de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, 
disciplinado pela Resolução Normativa nº 538, de 5 de março de 2013, e identificou-se que não constavam 
inadimplências relativas às obrigações setoriais registradas em nome da Celesc Distribuição1. 
9. 
Por meio de petição, protocolada em 15 de agosto de 2016 (ontem), a Distribuidora solicitou a 
juntada aos autos de cópia de decisão judicial liminar proferida pelo Juízo da 6ª Vara Federal de Brasília, 
nos autos do Processo nº 48053-70.2016.4.01.3400, que deferiu “[...] o pedido de tutela de urgência, 
cautelarmente, para determinar a suspensão, até ulterior determinação deste Juízo, do impacto financeiro da 
ordem de R$ 256.601.388,18 [...], a ser aplicado pela Ré no processo de revisão tarifária da Autora decorrente 
da exposição desta no ano de 2014”. Registra-se que o financeiro referente à exposição da Celesc Distribuição 
em 2014 é objeto do Processo nº 48500.002425/2015-33. 
 
 
1 Ver a declaração relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

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II. FUNDAMENTAÇÃO 
10. 
A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do reposicionamento 
tarifário, o qual contempla os custos eficientes e os investimentos prudentes para a prestação dos serviços de 
distribuição de energia elétrica, do Fator X e da nova estrutura tarifária. 
11. 
O reposicionamento tarifário calculado para a Celesc Distribuição, sem o efeito da decisão 
judicial liminar que suspendeu a aplicação do efeito da exposição da Celesc Distribuição em 2014, é 
de -1,58%.  
12. 
Ao montante calculado, foram adicionados os componentes financeiros correspondentes 
a -3,93%, sendo que o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior foi 
equivalente a -2,06%, na atual revisão. Essa movimentação tarifária conduz ao efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores de -7,56% [-7,56% = + (-1,58%) + (-3,93%) + (-2,06%)]. 
13. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1: 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
                     
 
                         Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.  
14. 
O impacto a ser percebido pelos consumidores depende do respectivo subgrupo e da 
modalidade tarifária. 
15. 
Ao se considerar o efeito da decisão judicial obtida pela Concessionária, o efeito médio ao 
consumidor é de -4,16%, sendo -6,25% para os consumidores em alta tensão e - 2,62% para os em baixa 
tensão. Esse aumento decorre principalmente da não consideração no atual processo do financeiro negativo 
de R$ 256.601.388,18, referente ao recálculo da sobrecontratação/exposição do IRT de 2015, após a apuração 
em definitivo da exposição de 2014, conforme decidido pela Diretoria Colegiada nos autos do Processo nº 
48500.002425/2015-33.  
16. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio, sem os 
efeitos da decisão judicial liminar obtida pela Concessionária.   
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-9,37%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-6,22%
Efeito Médio AT+BT
-7,56%

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Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016. 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
Equilíbrio econômico-financeiro 
17. 
O reposicionamento tarifário envolve a redefinição das tarifas em nível compatível com o 
equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão. No reposicionamento tarifário, o equilíbrio da 
concessão é obtido pelo ajuste das tarifas homologadas no último reajuste tarifário, para mais ou para menos, 
considerando a relação entre as receitas do serviço de distribuição, requerida e verificada. 
18. 
A receita requerida corresponde à receita compatível com a cobertura dos custos operacionais 
eficientes (custo do serviço para atender à qualidade definida pela ANEEL) e com a remuneração dos 
investimentos reconhecidos como prudentes. Tal receita é composta pela soma da Parcela A e da B. Na 4ª 
revisão tarifária da Celesc Distribuição, a receita requerida é menor do que a verificada, o que explica o 
reposicionamento tarifário de -1,58%. 
19. 
A Tabela 2 demonstra os valores de cada um dos itens de receita na revisão tarifária, o impacto 
de cada componente no reposicionamento tarifário, bem como a participação percentual na receita requerida 
da revisão, sem o efeito da decisão judicial liminar obtida pela Concessionária.

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Tabela 2 – Revisão tarifária da Celesc Distribuição 
 
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016. 
20. 
O reposicionamento econômico de -1,58% é composto pelo impacto negativo da Parcela A de 
-2,24%, em razão principalmente da redução dos encargos setoriais (Cota CDE-Uso) e de incremento na 
Parcela B, de 0,66%.

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Parcela A 
21. 
A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em 
legislação específica, aos serviços de transmissão e à aquisição de energia elétrica, inclusive via geração 
própria. 
22. 
Nessa Parcela, sobressai a redução dos custos com encargos setoriais, os quais impactaram 
o reposicionamento tarifário em -2,46%. 
23. 
Desses encargos, destaca-se a quota CDE-Uso, paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN. A quota definida para a Celesc 
Distribuição impactou a revisão em -5,36%. Sobressai ainda a elevação da previsão de gastos com o Encargo 
de Energia de Reserva, com efeito de 1,87%, em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de 
Energia de Reserva.  
24. 
Quanto ao impacto negativo dos custos com compra de energia, tal resultado decorre, 
principalmente, da queda da tarifa de repasse da potência contratada de Itaipu, de US$ 38,07/kWmês para US$ 
25,78/kWmês, e do aumento do montante das Cotas (Lei nº 12.783, de 2013), que possui custo médio unitário 
inferior ao custo médio de compra de energia da CCEE, não obstante o aumento do preço de repasse. 
25. 
O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
 
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016. 
-0,49%
0,02%
1,50%
2,13%
0,82%
-0,53%
0,04%
0,39%
-1,66%
-3,84%
0,65%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
 Itaipu
 Proinfra

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26. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre a revisão tarifária extraordinária 
e a atual revisão: 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016. 
Perdas na distribuição 
27. 
Com relação às perdas na distribuição, a abordagem adotada para a definir as perdas não 
técnicas é a da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão semelhantes. 
28. 
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. O 
ponto de chegada da trajetória é estabelecido por comparação entre o desempenho da distribuidora e o de 
outras que atuem em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não técnicas, e 
que tenham desempenho melhores. 
29. 
No caso da Celesc Distribuição, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida e meta 
regulatória, o valor de 5,28% sobre o mercado de baixa tensão medido, uma vez que não há trajetória de 
redução para esse patamar, sendo adotado o valor da média histórica dos últimos 4 anos da Distribuidora. Esse 
valor corresponde à 3,73% sobre o mercado faturado de baixa tensão. 
30. 
No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas considerando as características do 
sistema de distribuição da Concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica e tipos de 
transformadores. O valor de perdas técnicas, de 5,97% em relação à energia injetada, foi calculado nos termos 
Tipo de contrato
Receita Verificada
Receita Requerida
Variação
Receita Verificada Receita Requerida
Variação
Existente - CCEAR-DSP
21.557,35
22.573,11
4,71%
308,95
370,20
19,82%
Existente - CCEAR-QTD
3.912.907,54
1.324.007,17
-66,16%
164,34
183,50
11,66%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
4.472.131,81
5.043.509,56
12,78%
239,58
268,50
12,07%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
3.888.085,12
4.148.402,99
6,70%
199,21
214,91
7,88%
Madeira e Belo Monte
1.405.154,85
2.126.268,63
51,32%
122,06
128,62
5,37%
Bilateral
190.154,58
151.948,00
-20,09%
269,07
309,06
14,86%
Cota Angra I e Angra II
688.983,84
706.545,80
2,55%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
1.251.236,33
2.467.198,50
97,18%
37,27
64,14
72,10%
Itaipu
3.946.525,95
3.902.522,51
-1,11%
260,65
182,93
-29,82%
Proinfa
374.162,27
404.657,65
8,15%
346,00
447,52
29,34%
Sobra (-) / Exposição (+)
-1.068.666,57
-1.204.836,47
12,7%
197,47
192,80
-2,4%
TOTAL
19.082.233,07
19.092.797,44
0,1%
200,38
198,20
-1,1%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Receita Verificada Receita Requerida Variação  Receita Verificada Receita Requerida Variação
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Proinfa  21.557,35 22.573,11 4,71%
3.912.907,54 1.324.007,17 -66,16%
4.472.131,81 5.043.509,56 12,78%
3.888.085,12 4.148.402,99 6,70%
1.405.154,85 2.126.268,63 51,32%
190.154,58 151.948,00 -20,09%
688.983,84 706.545,80 2,55%
1.251.236,33 2.467.198,50 97,18%
3.946.525,95 3.902.522,51 -1,11%
374.162,27 404.657,65 8,15%  308,95 370,20 19,82%
164,34 183,50 11,66%
239,58 268,50 12,07%
199,21 214,91 7,88%
122,06 128,62 5,37%
269,07 309,06 14,86%
162,09 206,29 27,27%
37,27 64,14 72,10%
260,65 182,93 -29,82%
346,00 447,52 29,34%
Sobra (-) / Exposição (+)  -1.068.666,57 -1.204.836,47 12,7%  197,47 192,80 -2,4%
TOTAL  19.082.233,07 19.092.797,44 0,1%  200,38 198,20 -1,1%

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do Módulo 7 do Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST e 
informado pela SRD pelo Memorando nº 203, de 1º de junho de 2016. 
Parcela B 
31. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela trata dos custos com a atividade de distribuição 
e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos operacionais eficientes 
e o custo anual dos ativos, decorrentes dos investimentos prudentes realizados pela distribuidora. 
32. 
Desde a 3ª Revisão Tarifária, o crescimento da Parcela B na receita verificada da Celesc 
Distribuição foi de 35,7%, resultante do efeito dos reajustes da tarifa, que considera a variação do IGP-M, 
deduzido do Fator X, e a do mercado da Distribuidora. 
Custo de administração, operação e manutenção e anuidades 
33. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionárias 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. 
34. 
No caso da Celesc Distribuição, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas é 
menor do que o intervalo inferior definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como resultado, 
foi estabelecida uma trajetória de aumento desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final dele, os custos 
operacionais regulatórios alcancem o limite inferior do intervalo. 
Custo anual dos ativos 
35. 
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, à depreciação e à amortização dos investimentos realizados, visando recompor os ativos afetos à 
prestação do serviço ao longo da vida útil, estando relacionada à Base de Remuneração Bruta e à Taxa de 
Depreciação.

FL. 9 de 18 
36. 
Quanto à Remuneração do Capital, houve variação de 11,69% em relação aos valores hoje 
existentes, o que representou impacto nas tarifas de 0,54%. A situação adveio do aumento do WACC 
regulatório, que passou de 7,5% para 8,09%, apesar do efeito negativo da base líquida, que cresceu menos do 
que o mercado da Distribuidora. 
37. 
A Quota de Reintegração Regulatória reduziu -3,23% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, impactando em -0,10%. A situação proveio do aumento da Parcela B superior aos efeitos do 
aumento da base bruta e da taxa média de depreciação (de 3,75% para 3,78%). 
Componentes financeiros 
38. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da Celesc 
Distribuição: 
Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016. 
39. 
Entre os componentes financeiros, com efeito negativo, destaca-se o Saldo a Compensar CVA 
– Ano Anterior + ajustes2, de -2,36%, e a CVA em Processamento Encargos Setoriais, com impacto de -1,45%. 
2 Os saldos fiscalizados da CVA ENERGIA e da CVA ESS, que são utilizados no cálculo do financeiro, foram alterados pela SGT por 
terem sido excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos às competências de 2015, os quais foram incluídos na

FL. 10 de 18 
40. 
O efeito do recálculo da sobrecontratação/exposição do IRT de 2015 referente à exposição de 
2014 (Despacho nº 2.078, de 2 de agosto de 2016), que é objeto da decisão judicial liminar obtida pela 
Concessionária, equivalente a -3,45%.   
41. 
Ressalta-se que, conforme indicado no processo tarifário anterior, em 8/7/2015, a Celesc 
Distribuição informou à ANEEL quanto ao deferimento de medida cautelar incidental para suspender a 
exigibilidade das parcelas da CDE devidas pela Distribuidora, em razão da ausência do repasse da subvenção 
econômica pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras. 
42. 
Desse modo, no cálculo da CVA CDE não foram incluídas as competências entre março de 
2015 e maio de 2016, uma vez que a Celesc Distribuição não efetuou o recolhimento da CDE nessas 
competências. De acordo com a Portaria Interministerial nº 25/2002, apenas as faturas efetivamente pagas 
podem ser consideradas na CVA. Portanto, a cobertura tarifária e os respectivos pagamentos dessas 
competências devem ser considerados no primeiro processo tarifário subsequente aos efetivos pagamentos. 
43. 
Entre os componentes financeiros com impacto positivo, destaca-se a CVA energia (2,52%), 
principalmente em razão de ITAIPU, em razão da alta do dólar ocorrida no período, aliada à tarifa de repasse 
de ITAIPU estabelecida pela Resolução Homologatória nº 1.836, de 9 de dezembro de 2014. Ressalta-se 
também que esse efeito leva em consideração os repasses recebidos pela Concessionária relativos às 
Bandeiras Tarifárias e à Conta ACR, que contribuíram para que o efeito da CVA energia não sofresse aumento 
adicional. 
44. 
Ressalta-se ainda o financeiro decorrente da postergação da vigência das tarifas, com efeito 
de -0,09% (Componente TE e TUSD), decorrente da assinatura do Termo Aditivo de prorrogação da 
Concessão, que implicou na alteração da data contratual, de 7 de agosto de 2016 para 22 de agosto de 2016. 
Dessa forma, no atual processo tarifário, estão sendo revertidos os valores dos componentes financeiros 
considerados no processo tarifário anterior que foram cobrados nas tarifas por período superior a 12 meses. 
Subvenção da CDE 
apuração da CVA em processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao disposto no inciso II do Despacho nº 652, de 15 
de março de 2016.

FL. 11 de 18 
45. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários3, 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 em 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo 
tarifário e a diferença entre as tarifas, com e sem descontos, resultantes do mesmo processo. 
46. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Eletrobras à Celesc Distribuição, em relação às 
competências entre agosto/2016 e julho/2017, é de R$ 41.999.241,43. Esse valor inclui o ajuste da diferença 
entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 e julho/2016. 
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
47. 
O Fator X, índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes, tem por objetivo 
compartilhar com os consumidores os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do crescimento 
do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o que contribui para a 
modicidade tarifária. 
48. 
Esse índice é constituído de 3 componentes: o que trata dos Ganhos de Produtividade da 
Atividade de Distribuição – Pd, o da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T; e o do Mecanismo 
de Incentivo à Qualidade – Q. 
49. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade da distribuidora em 
função da produtividade média do setor, do crescimento do mercado e do número de unidades consumidoras 
da própria distribuidora. O valor definido do Componente Pd nesta revisão é 1,15%. 
50. 
Já o Componente T tem por objetivo estabelecer a 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 Celesc Distribuição é de -
1,27%. 
3 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.839, de 2013, e do 
Decreto nº 7.891, de 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.

FL. 12 de 18 
51. 
O outro integrante do Fator X, o Componente Q, é 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. 
52. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser utilizado nos reajustes da Celesc Distribuição até a 
próxima revisão tarifária será de -0,12%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada 
processo de reajuste. 
53. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com e 
sem tributos4, estão demonstrados nos Gráficos 4 e 5. 
 
Gráfico 4 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016. 
 
 
4 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. 
Custo de       
Distribuição
19,3%
Custo de            
Energia
49,3%
Custo de     
Transmissão
5,0%
Encargos          
Setoriais
26,4%
Custo de       
Distribuição
14,3%
Custo de            
Energia
36,6%
Custo de     
Transmissão
3,7%
Encargos          
Setoriais
19,7%
ICMS 21,3%
PIS/COFINS 4,3%
Tributos
25,6%

FL. 13 de 18 
Gráfico 5 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016. 
 
 
54. 
O Gráfico 6 ilustra a evolução das tarifas do B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos, abaixo da variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período: 
 
Gráfico 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016. 
 
 
55. 
Quando se considera o efeito da decisão judicial liminar obtida pela Concessionária, a 
redução da tarifa B1 é menor, ao invés de R$ 415,46 / MWh, a tarifa final é de R$ 431,42 / MWh.    
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
56. 
Na contribuição apresentada na Audiência Pública, a Celesc Distribuição solicitou a elevação 
dos limites de DEC ou FEC em 51 dos 120 conjuntos da Distribuidora. O pedido resultou na elevação do limite 
global do DEC e do FEC da Distribuidora. No Quadro 1 são listadas as particularidades descritas pela 
Distribuidora e a quantidade de conjuntos com as referidas características.  
300,17
278,36
297,72
324,99
329,74
313,80
288,68
353,49
428,81
444,36
415,46
ago/07
ago/08
ago/09
ago/10
ago/11
ago/12
ago/13
ago/14
mar/15
ago/15
ago/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
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
  Variação IPCA  
444,36
428,81    
    
353,49
324,99 329,74
313,80
300,17    
297,72
288,68
278,36    
    
    

FL. 14 de 18 
Item 
Particularidade 
Quant. Conjuntos 
1 
Rajadas de Vento 
15 
2 
Descarga Atmosférica 
10 
3 
Efeito Orográfico5 
24 
4 
Efeito Memória6 
19 
5 
Reflorestamento 
15 
6 
Mobilidade 
7 
7 
João de Barro 
13 
8 
Baixa Densidade e Estradas 
21 
9 
V0 acima do V8 
2 
10 
Score ANI Modificado 
21 
Quadro 1 – Particularidades descritas pela Celesc Distribuição  
Fonte: Nota Técnica nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 9 de agosto de 2016. 
57. 
A SRD analisou as alegadas particularidades apresentadas pela Celesc Distribuição e concluiu 
que, quase todas, são características inerentes à prestação do serviço que certamente são observadas, em 
maior ou menor grau, em outras concessões. Desse modo, concluiu que o pleito da Distribuidora não deveria 
ser acatado. Apenas para o DEC do conjunto Santa Terezinha e o FEC do conjunto Faxinal dos Guedes, que 
são atípicos e possuem particularidades relevantes, os limites foram alterados, de modo a reduzir a taxa de 
decaimento e a manter a melhoria contínua. 
58. 
Nos Gráficos 7 e 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais de DEC e 
FEC propostos para a Celesc Distribuição. Em relação aos limites globais propostos para 2017 a 2021, a 
redução média anual é de 3,35% no DEC e 4,27% no FEC. 
5 Fenômeno que ocorre quando massas de ar úmidas, geralmente vindas do oceano, são transportadas em direção a um obstáculo 
geográfico. Ao tentar transpô-lo, a massa de ar tem sua pressão e temperatura diminuída, favorecendo a precipitação.  Fonte: 
“Estabelece os Limites para os Indicadores de Continuidade DEC e FEC – Período 2017 a 2021”. Contribuição da Celesc-Dis à 
Audiência Pública nº 031/2016. 
6 Segundo a Celesc-Dis: eventos de grande severidade sempre deixam o que se denomina de "efeito memória", ou seja, os 
equipamentos e materiais sofrem fadiga e estresse mecânico reduzindo a vida útil e provocando interrupções imprevisíveis no sistema 
elétrico, também após o dia do evento climático, pela necessidade de realização de desligamentos programados posteriores para 
readequação da rede que foi reparada de forma provisória durante a condição climática adversa.
Item  Particularidade  Quant. Conjuntos
1  Rajadas de Vento  15
2  Descarga Atmosférica  10
3  Efeito Orográfico5  24
4  Efeito Memória6  19
5  Reflorestamento  15
6  Mobilidade  7
7  João de Barro  13
8  Baixa Densidade e Estradas  21
9  V0 acima do V8  2
10  Score ANI Modificado  21

FL. 15 de 18 
 
Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da Celesc-Dis 
Fonte: Nota Técnica nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 9 de agosto de 2016. 
 
 
Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da Celesc-Dis 
Fonte: Nota Técnica nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 9 de agosto de 2016. 
59. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 9 e 10 apresentam 
a comparação entre os limites propostos para a Celesc Distribuição e os limites fixados para outras 
distribuidoras de grande porte localizadas na Região Sul: 
14,39
13,56
13,53
17,15
16,51
15,50
15,16
14,67
14,02
19,45
19,53
18,67
17,66
16,62
15,64
14,51
13,48
12,40
12,11 
11,73 
11,22 
10,94 
10,33 
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 DEC - Celesc-Dis
DEC Apurado
DEC Limite
DEC Limite Proposto - Pós AP
* Valor apurado de 2016 é 
referente a média móvel de 
jul/2015 a jun/2016.
*
10,54
9,79
10,22
11,82
11,81
10,63
10,46
10,16
9,65
15,63
15,66
15,15
14,34
13,41
12,80
11,92
11,01
10,25
10,00 
9,41 
8,94 
8,65 
8,06 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Histórico de Apuração e Propostas de Limites de DEC - Celesc-Dis
FEC Apurado
FEC Limite
FEC Limite Proposto - Pós AP
* Valor apurado de 2016 é 
referente a média móvel de 
jul/2015 a jun/2016.
*
*Valor apurado de 2016 é
referente a média móvel de
jul/2015 a jun/2016.
19,45 19,53                  
18,67
17,66
16,62
15,64
14,51                  
              13,48
12,40 12,11
11,73
11,22 10,94
10,33    
                12,40  
14,39  13,56  13,53  17,15  16,51  15,50  15,16  14,67  14,02  
                  
*Valor apurado de 2016 é
referente a média móvel de
15,63 15,66 jul/2015 a jun/2016.                  
15,15
14,34
13,41                  
12,80
11,92                  
          11,01
10,25 10,00        
                9,41
8,94
8,65
8,06  
                  
10,54  9,79  10,22  11,82  11,81  10,63  10,46  10,16  9,65  
                  
                  

FL. 16 de 18 
 
Gráfico 9 – Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul 
Fonte: Nota Técnica nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 9 de agosto de 2016. 
 
 
 
Gráfico 10 – Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul 
Fonte: Nota Técnica nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 9 de agosto de 2016. 
60. 
Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a Celesc Distribuição estão 
aderentes à realidade da região. 
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
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul
CELESC-DIS
AES-SUL
CEEE-D
COPEL-DIS
RGE
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
20,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul
CELESC-DIS
AES-SUL
CEEE-D
COPEL-DIS
RGE

FL. 17 de 18 
61. 
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 7 
apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela Celesc Distribuição entre 2012 e 
2016: 
Tabela 7 – Compensações efetuadas pela Celesc-Dis 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2012 
2.844.035 
6.953.875,49 
2013 
2.584.160 
5.368.376,13 
2014 
2.892.045 
8.087.356,64 
2015 
3.134.417 
12.043.448,01 
20167 
815.159 
3.277.281,58 
Fonte: Nota Técnica nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 9 de agosto de 2016. 
III. DIREITO 
62. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
b) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; 
c) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;  
d) Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
e) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
f) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret; 
g) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – Prodist; 
h) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 56/1999. 
IV. DISPOSITIVO 
63. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nº 48500.000019/2016-
17 e nº 48500.001829/2016-91, bem como a decisão judicial liminar proferida pelo Juízo da 6ª Vara 
Federal de Brasília, nos autos do Processo nº 48053-70.2016.4.01.3400, que determinou suspender a 
7 Valores informados até maio de 2016.
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2012  2.844.035  6.953.875,49  
    2.584.160  5.368.376,13  
    2.892.045  8.087.356,64  
    3.134.417  12.043.448,01  
    815.159  3.277.281,58  

FL. 18 de 18 
aplicação do impacto financeiro referente à exposição da Celesc Distribuição em 2014, voto pela 
emissão de resolução homologatória, como a minuta anexa, a fim de: 
a) homologar o resultado da 4ª revisão tarifária periódica da Celesc Distribuição S.A., a vigorar 
a partir de 22 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  
consumidores de -4,16%, sendo -6,25% para os consumidores em alta tensão e  -2,62% 
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 Celesc Distribuição; 
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas 
como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; 
d) aprovar os valores da previsão anual dos Encargos de Serviços do Sistema – ESS e de 
Energia de Reserva – EER; 
e) aprovar o valor mensal de R$ 41.999.241,43 da Conta de Desenvolvimento Energético – 
CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à Celesc 
Distribuição, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
f) fixar o componente Pd  do Fator X em 1,15%; 
g) fixar o componente T do Fator X em -1,27%; 
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC entre 2017 e 2021 a serem observados 
pela Celesc Distribuição, e 
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes entre 2017 e 2020: 
Reajuste: 
2017 
2018 
2019 
2020 
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 
5,972% 
5,972% 
5,972% 
5,972% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 
3,73% 
3,73% 
3,73% 
3,73% 
 
Brasília, 16 de agosto de 2016. 
 
 
 
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA 
Diretor
Reajuste:  2017  2018  2019  2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  5,972%  5,972%  5,972%  5,972%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  3,73%  3,73%  3,73%  3,73%