VOTO 
PROCESSO: 48500.001103/2016-58 
INTERESSADOS: CPFL- Piratininga - Companhia Piratininga de Força e Luz 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CPFL- Piratininga - Companhia Piratininga de Força e Luz, a 
vigorar a partir de 23 de outubro de 2016. 
I - RELATÓRIO 
1. 
 
A CPFL Piratininga é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e 
atende cerca de 1,6 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento 
anual da ordem de R$ 4,15 bilhões.  
2. 
A REH nº 1.972, de 20/10/2015, homologou o resultado da quarta Revisão Tarifária Periódica da 
CPFL Piratininga, que representou um efeito médio tarifário de 21,11% para os consumidores da distribuidora, em 
relação às tarifas homologadas na RTE 2015.  
3. 
A CPFL Piratininga, por meio da Carta nº 111/RR/CPFL PIRATININGA/2015, de 4 de novembro de 
2015, apresentou pedido de reconsideração contra a resolução que homologou a sua 4ª RTP, questionando os Custos 
Operacionais, Base de Remuneração Regulatória, Contratos bilaterais nos custos de Compra de Energia, Reversão 
da RTE e o cálculo da sobrecontratação. 
4. 
A SGT, através da Nota Técnica 315/2016, consolidou o seu posicionamento e das áreas envolvidas, 
na qual recomendou o provimento parcial considerando procedente os pedidos relativos à Base de Remuneração, 
contratos bilaterais e o cálculo da sobrecontratação. Os efeitos desse provimento parcial estão refletidas no atual 
cálculo tarifário da distribuidora. 
5. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 343, de 13 de outubro de 2016, 
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da CPFL Piratininga. 
6. 
No dia 14/10/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da CPFL Piratininga as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução 
Normativa nº 652 ANEEL, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do 
PRORET – Procedimentos de Regulação Tarifária. 
7. 
É o relatório. 
                                                          
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 009/2002-ANEEL.

II - FUNDAMENTAÇÃO 
8. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2016 da CPFL Piratininga conduzirá a um efeito médio nas 
tarifas a ser percebido pelos consumidores de -24,21%, sendo de -30,23%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de -19,54%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.  
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
9. 
O efeito médio de -24,21% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculado 
conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos na RTP 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento; e (iii) da inclusão 
dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes. 
10. 
A atualização dos custos das Parcelas A e B contribuiu para o efeito médio em - 5,35%, composto 
pela redução de custos de Parcela A (-7,02% ) e pelo aumento de custos da Parcela B (1,67%).  
11. 
A atualização dos componentes financeiros a serem compensados nos 12 meses subsequentes 
contribuíram para a redução da tarifa em - 7,19%, enquanto a retirada dos componentes financeiros considerados no 
processo anterior, representa uma redução de - 11,66% no atual reajuste. 
12. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -24,21% 
[-24,21% = -5,35% -11,66% -7,19%], constituiu a conjugação dos quatro movimentos tarifários explicitados: 
13. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-30,23%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-19,54%
Efeito Médio AT+BT
-24,21%
-3,18%
0,10%
-3,94%
1,67%
-7,19%
-11,66%
-24,21%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

14. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
15. 
A tabela 2 acima nos mostra que os custos da Parcela A (composta pela soma dos custos com 
Encargos Setoriais, Transmissão e Aquisição de Energia) representam 79,93% dos custos totais da Concessionária 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-8,49%
-7,02%
79,93%
Encargos Setoriais
-11,06%
-3,18%
27,03%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
9,37%
0,01%
0,10%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-34,62%
-6,15%
12,25%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
17,18%
0,43%
3,07%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
12,19%
0,65%
6,31%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
86,69%
2,01%
4,57%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-16,40%
-0,13%
0,72%
ONS
12,49%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
2,23%
0,10%
5,05%
Rede Básica
-3,41%
-0,09%
2,75%
Rede Básica Fronteira
11,33%
0,07%
0,74%
Rede Básica ONS (A2)
22,39%
0,00%
0,00%
MUST Itaipu
10,05%
0,05%
0,62%
Transporte de Itaipu
4,00%
0,01%
0,28%
Conexão
29,77%
0,07%
0,34%
Uso do sistema de distribuição e CCD
-3,93%
-0,01%
0,33%
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra)
-8,00%
-3,94%
47,84%
PARCELA B
9,60%
1,67%
20,07%
IRT 
-5,35%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-7,19%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE
-4,37%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido da RTE
3,86%
CVA em Processamento - Transmissão
0,08%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-6,28%
Neutralidade dos Encargos
2,65%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
0,58%
Recalculo da sobrecontratação/exposição de energia 2014
0,16%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,02%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
-0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 
-0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC
-0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Ajuste Liminar Abrace
-3,95%
Ajuste Parcela B (Retificação da Base de Remuneração) - Financeiro de Parcela B
0,07%
Ajuste Parcela A (Retificação da Base de Remuneração) - Financeiro de Parcela A
0,00%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-11,66%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-24,21%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -8,49% -7,02% 79,93%  
Encargos Setoriais -11,06% -3,18% 27,03%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 9,37% 0,01% 0,10%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -34,62% -6,15% 12,25%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 17,18% 0,43% 3,07%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 12,19% 0,65% 6,31%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 86,69% 2,01% 4,57%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. -16,40% -0,13% 0,72%
ONS 12,49% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão 2,23% 0,10% 5,05%  
Rede Básica -3,41% -0,09% 2,75%
Rede Básica Fronteira 11,33% 0,07% 0,74%
Rede Básica ONS (A2) 22,39% 0,00% 0,00%
MUST Itaipu 10,05% 0,05% 0,62%
Transporte de Itaipu 4,00% 0,01% 0,28%
Conexão 29,77% 0,07% 0,34%
Uso do sistema de distribuição e CCD -3,93% -0,01% 0,33%  
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) -8,00% -3,94% 47,84%  
PARCELA B 9,60% 1,67% 20,07%  
IRT -5,35% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -7,19%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE -4,37%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE 3,86%
CVA em Processamento - Transmissão 0,08%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -6,28%
Neutralidade dos Encargos 2,65%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 0,58%
Recalculo da sobrecontratação/exposição de energia 2014 0,16%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,02%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs -0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg -0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Ajuste Liminar Abrace -3,95%
Ajuste Parcela B (Retificação da Base de Remuneração) - Financeiro de Parcela B 0,07%
Ajuste Parcela A (Retificação da Base de Remuneração) - Financeiro de Parcela A 0,00%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -11,66%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -24,21%  

e que a variação desses custos contribuiu com uma redução de - 7,02% pontos percentuais na composição do atual 
índice de reajuste tarifário. 
16. 
O custo dos encargos setoriais diminuiu - 11,06% em comparação com os valores referentes ao 
processo tarifário anterior, contribuindo com um efeito tarifário médio de - 3,18 pontos percentuais. Destaco, 
principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE 
para 2016, conforme Resolução Homologatória no 2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para o efeito médio 
de -6,15 pp no atual reajuste da CPFL Piratininga. 
17. 
O custo de compra de energia sofreu uma redução de - 8,00% em relação ao processo anterior, 
contribuindo para um redução tarifária de -3,94 pp. Aqui destaco o impacto da nova tarifa de repasse de potência da 
Itaipu Binacional para 2016, publicada pela Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma 
redução de - 44,13% em relação à tarifa praticada em 2015, também influenciada pela redução da cotação do dólar. 
18. 
O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 exibe a variação 
dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao processo anterior. 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
 
 
 
-3,94%
0,30%
-0,14%
0,96%
0,27%
-0,76%
0,56%
0,32%
-0,44%
-5,86%
0,85%
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

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
19. 
A tabela 2 mostra também que os custos da Parcela B representam 20,07% dos custos totais da 
Concessionária e que seu incremento de 9,60% contribuiu com 1,67 pp do total do efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores. 
20. 
A atualização da Parcela B considerou a variação acumulada do IGP-M entre outubro de 2015 e 
setembro de 2016, de 10,66%, subtraída do Fator X, de 1,06%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 
9,60%. 
21. 
No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão 
Tarifária da CPFL Piratininga, de 1,22% e - 0,18%, respectivamente. O componente Q do Fator X foi calculado 
considerando os pesos dos indicadores DEC e FEC, resultando no percentual de 0,02%.  
22. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao 
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento de: 
a) 
geração (compra de energia); 
b) 
transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de 
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e 
c) 
encargos setoriais2 e dos tributos3. 
                                                          
2 No Gráfico 3, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais de 
energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
3 Na construção do Gráfico 4, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 16,8% para o ICMS e de 8,7% para o PIS/COFINS, incidentes sobre 
a fatura, contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 
34,29% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
162.823,90
171.497,25
5,33%
255,18
345,44
35,37%
Existente - CCEAR-QTD
744.778,40
-8,71
-100,00%
213,57
246,89
15,60%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
2.699.027,08
3.061.455,96
13,43%
210,79
226,40
7,40%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.104.152,43
1.166.177,35
5,62%
161,74
175,83
8,71%
Madeira e Belo Monte
862.860,09
1.457.015,29
68,86%
115,69
123,23
6,52%
Bilateral
1.843.570,88
2.151.139,59
16,68%
205,06
218,48
6,55%
Cota Angra I e Angra II
386.328,14
398.501,98
3,15%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
1.315.451,69
1.776.060,73
35,02%
35,82
65,51
82,88%
Itaipu
2.176.925,31
2.291.542,98
5,27%
326,10
182,20
-44,13%
Proinfa
219.131,05
231.973,93
5,86%
397,06
538,18
35,54%
Sobra (-) / Exposição (+)
-1.453.088,19
-2.623.349,06
80,5%
198,80
178,22
-10,4%
TOTAL
10.061.960,77
10.082.007,28
0,2%
203,12
186,50
-8,2%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual 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  162.823,90 171.497,25 5,33%
744.778,40 -8,71 -100,00%
2.699.027,08 3.061.455,96 13,43%
1.104.152,43 1.166.177,35 5,62%
862.860,09 1.457.015,29 68,86%
1.843.570,88 2.151.139,59 16,68%
386.328,14 398.501,98 3,15%
1.315.451,69 1.776.060,73 35,02%
2.176.925,31 2.291.542,98 5,27%
219.131,05 231.973,93 5,86%  255,18 345,44 35,37%
213,57 246,89 15,60%
210,79 226,40 7,40%
161,74 175,83 8,71%
115,69 123,23 6,52%
205,06 218,48 6,55%
162,09 206,29 27,27%
35,82 65,51 82,88%
326,10 182,20 -44,13%
397,06 538,18 35,54%  
Sobra (-) / Exposição (+)  -1.453.088,19 -2.623.349,06 80,5%  198,80 178,22 -10,4%  
TOTAL  10.061.960,77 10.082.007,28 0,2%  203,12 186,50 -8,2%  
      

Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 343/2016-SGT/ANEEL. 
 
 
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 343/2016-SGT/ANEEL. 
23. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressalto o 
estorno do montante relativo ao cumprimento de decisões liminares relativas ao pagamento da CDE.  
24. 
Por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/2016, de 14 de junho de 2016, a Diretoria da ANEEL 
decidiu que as distribuidoras realizassem o acerto de contas da arrecadação a menor do encargo no momento do 
                                                          
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de       
Distribuição
20,1%
Custo de            
Energia
47,8%
Custo de     
Transmissão
5,1%
Encargos          
Setoriais
27,0%
Custo de       
Distribuição
15,6%
Custo de            
Energia
37,2%
Custo de     
Transmissão
3,9%
Encargos          
Setoriais
21,0%
ICMS 17,6%
PIS/COFINS 4,6%
Série1
22,2%

recolhimento da CDE junto à Eletrobrás e que fosse realizado o estorno do montante considerados nos processos 
tarifários em virtude do efeito das liminares.  
25. 
Portanto, está sendo estornado o valor de R$ 163.829.554,43, devidamente atualizado pela SELIC 
para outubro de 2016, com uma impacto no IRT de -3,95%.  
26. 
Destaco, ainda, que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias 
Amarela e Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que fora deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA e 
da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da CPFL Piratininga não sofresse aumento adicional médio de 11,74%. 
27. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
28. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 343, de 13 de outubro de 2016, que o efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores da CPFL Piratininga, de -24,21%, contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da 
Concessionária evoluísse nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (81,46%) e do IPCA (76,01%) no mesmo 
período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
(53.883.712,50)
         
-1,30%
CVA em Processamento - Energia comprada
196.147.649,43
        
4,72%
CVA em Processamento - Transmissão
3.349.344,10
            
0,08%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(260.760.139,91)
       
-6,28%
Neutralidade dos Encargos
110.234.604,24
        
2,65%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
23.906.955,84
          
0,58%
Recalculo da sobrecontratação/exposição de energia 2014
6.555.969,70
            
0,16%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
705.101,32
               
0,02%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
(119.231,08)
              
0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 
(522.186,25)
              
-0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
(35.742.588,61)
         
-0,86%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(110.738.933,95)
       
-2,67%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(16.845.561,63)
         
-0,41%
Repasse de compensação DIC/FIC
(502,94)
                     
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
8.498,40
                   
0,00%
Ajuste Liminar Abrace
(163.829.554)
            
-3,95%
Ajuste Parcela B (Retificação da Base de Remuneração) - Financeiro de Parcela B
2.798.978
                 
0,07%
Ajuste Parcela A (Retificação da Base de Remuneração) - Financeiro de Parcela A
42.370
                      
0,00%
Total
(298.692.940,57)
       
-7,19%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais ( 53.883.712,50) -1,30%
CVA em Processamento - Energia comprada 196.147.649,43 4,72%
CVA em Processamento - Transmissão 3.349.344,10 0,08%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 260.760.139,91) -6,28%
Neutralidade dos Encargos 110.234.604,24 2,65%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 23.906.955,84 0,58%
Recalculo da sobrecontratação/exposição de energia 2014 6.555.969,70 0,16%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 705.101,32 0,02%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs ( 119.231,08) 0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg ( 522.186,25) -0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia ( 35.742.588,61) -0,86%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 110.738.933,95) -2,67%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia ( 16.845.561,63) -0,41%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 502,94) 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 8.498,40 0,00%
Ajuste Liminar Abrace ( 163.829.554) -3,95%
Ajuste Parcela B (Retificação da Base de Remuneração) - Financeiro de Parcela B 2.798.978 0,07%
Ajuste Parcela A (Retificação da Base de Remuneração) - Financeiro de Parcela A 42.370 0,00%  
Total ( 298.692.940,57) -7,19%  

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
29. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, 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 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.  
30. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CPFL 
Piratininga, em relação às competências entre outubro/2016 a setembro/2017, é de 6.794.355,60 (seis milhões 
setecentos e noventa e quatro mil trezentos e cinquenta e cinco reais e sessenta centavos). Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre outubro/2015 e setembro/2016. 
III - DIREITO 
31. 
Esse voto fundamenta-se nos seguintes dispositivos legais e normativos: 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; 
c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; 
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; 
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e 
                                                          
5 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. 
274,64
304,30
295,49
314,21
314,21
314,84
278,24
336,65
504,56
411,09
out/07
out/08
out/09
out/10
out/11
out/12
out/13
out/14
out/15
out/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Revisão
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial
504,56      
  Tarifa B1 Residencial    
  Variação IGPM    
  Variação IPCA    
      
336,65
314,21 314,21 314,84      
304,30
295,49
274,64 278,24      
      
      

f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 09/2002-
ANEEL. 
IV - DISPOSITIVO 
32. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.001103/2016-58, voto pela emissão de 
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CPFL- Piratininga - Companhia 
Piratininga de Força e Luz, a vigorar a partir de 23 outubro de 2016, que conduz ao efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores de -24,21%, sendo -30,23% para os consumidores em alta 
tensão e -19,54% para os consumidores em baixa tensão; 
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – 
TE aplicáveis aos consumidores e usuários da CPFL Piratininga; 
c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como 
Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;  
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do Encargo 
de Energia de Reserva – EER; e 
e) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CPFL Piratininga, de modo a 
custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
Brasília, 18 de outubro de 2016. 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor