VOTO 
 
PROCESSOS: 48500.000013/2016-40 e 48500.001769/2016-14 
 
INTERESSADO: Erro! Fonte de referência não encontrada. 
 
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 Erro! Fonte de referência não encontrada., 
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 17/2016. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição Erro! Fonte de referência não encontrada., que 
regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Erro! 
Fonte de referência não encontrada., estabelece a data de 22/6/2016 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 28/4/2015, 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 17/2016 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 25/5/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições 
trazidas na AP 17, 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 Erro! 
Fonte de referência não encontrada., para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a 
concessionária apresentou as suas contribuições finais. O conselho optou por não participar da reunião. 
 
5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota 
Técnica 70, de 31/5/2016, 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. 
Quanto às informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas 
pela SRD, por meio do Memorando 208/2016-SRD/ANEEL, de 6/6/2016. 
 
7. 
Com relação à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando 316/2016-SFF/ANEEL, de 9/6/2016.

8. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica 185, de 15/6/2016, 
submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da Erro! Fonte de referência não 
encontrada..  
 
9. 
Por fim, verificou-se que a EMG 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. 
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.   
 
13. 
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.   
 
14. 
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.. 
 
15. 
Já 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.)+(1,32%)+(Erro! Fonte 
de referência não encontrada.)]. 
 
                                                          
1 Resolução Normativa  538, de 2013.

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 a redução do custo com encargos setoriais, que impactou negativamente o 
reposicionamento tarifário em Erro! Fonte de referência não encontrada..  
 
21. 
Desses encargos, destaca-se a redução da cota CDE-Uso, com efeito de Erro! Fonte de 
referência não encontrada., decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016. 
 
22. 
Ressalta-se o impacto dos custos com compra de energia, de Erro! Fonte de referência não 
encontrada.. Tal resultado decorre, principalmente, dos contratos bilaterais, incluindo a geração distribuída, 
cujos montantes representam 41% da energia total e cujo preço médio variou 8,70%, de 243,60 R$/MWh para 
264,80 R$/MWh. Por outro lado, o mix médio de energia proveniente do CCEAR da empresa é de 173,40 
R$/MWh. Chama atenção que esses contratos foram renovados automaticamente com a renovação do contrato 
de concessão da EMG, e serão válidos por longo período, chegando ao ano de 2045 em alguns casos. 
Importante destacar que a empresa possui mercado próprio superior a 500 GWh/ano, fato que impõe a 
contratação de sua energia no mercado regulado conforme Decreto 5.163/2004, podendo contratar até o limite 
de 10% de geração distribuída, conforme REN 167/2005. Trata-se, portanto, de exceção à regra geral de 
contratação de energia. 
 
23. 
O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
24. 
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 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
25. 
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.  
  
26. 
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.  
 
27. 
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 0,64% sobre o mercado de baixa tensão. 
No que se refere à meta para o final do ciclo, propõe-se o mesmo percentual de 0,64% de perdas não técnicas 
sobre o mercado de baixa tensão, tendo em vista que a empresa pratica perdas abaixo de 7,5% sobre o 
mercado de baixa tensão, e, nestes casos, a metodologia não estabelece uma trajetória inferior ao ponto de 
partida. 
 
28. 
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° 208/2016 – SRD/ANEEL, 
no percentual de 9,24% sobre a energia injetada. 
 
29. 
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.  
 
30. 
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.   
Tipo de contrato
Receita Verificada
Receita Requerida
Variação
Receita Verificada
Receita Requerida
Variação
Existente - CCEAR-DSP
7.616,26
7.689,65
0,96%
342,38
367,39
7,30%
Existente - CCEAR-QTD
27.481,27
29.554,50
7,54%
253,95
284,72
12,12%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
89.687,88
119.440,97
33,17%
195,95
187,12
-4,50%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
38.499,11
39.893,30
3,62%
107,05
117,38
9,65%
Ajuste - CCEAR
6.407,58
0,00
-100,00%
388,18
0,00
-100,00%
Madeira e Belo Monte
44.576,57
80.401,95
80,37%
113,92
121,35
6,52%
Bilateral
514.906,78
576.724,08
12,01%
243,60
264,80
8,70%
Cota Angra I e Angra II
48.395,32
47.852,42
-1,12%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
303.701,71
323.837,09
6,63%
33,34
54,53
63,56%
Geração Própria
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Itaipu
272.291,77
283.364,81
4,07%
253,83
198,74
-21,70%
Montante de Reposição
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Proinfa
29.140,71
30.610,23
5,04%
286,10
407,17
42,32%
Sobra (-) / Exposição (+)
-2.918,24
-145.898,99
4899,6%
185,71
188,62
1,6%
TOTAL
1.379.786,72
1.393.470,03
1,0%
187,83
193,43
3,0%
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
Ajuste - CCEAR
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Geração Própria
Itaipu
Montante de Reposição
Proinfa  7.616,26 7.689,65 0,96%
27.481,27 29.554,50 7,54%
89.687,88 119.440,97 33,17%
38.499,11 39.893,30 3,62%
6.407,58 0,00 -100,00%
44.576,57 80.401,95 80,37%
514.906,78 576.724,08 12,01%
48.395,32 47.852,42 -1,12%
303.701,71 323.837,09 6,63%
0,00 0,00 -
272.291,77 283.364,81 4,07%
0,00 0,00 -
29.140,71 30.610,23 5,04%  342,38 367,39 7,30%
253,95 284,72 12,12%
195,95 187,12 -4,50%
107,05 117,38 9,65%
388,18 0,00 -100,00%
113,92 121,35 6,52%
243,60 264,80 8,70%
162,09 206,29 27,27%
33,34 54,53 63,56%
0,00 0,00 -
253,83 198,74 -21,70%
0,00 0,00 -
286,10 407,17 42,32%  
Sobra (-) / Exposição (+)  -2.918,24 -145.898,99 4899,6%  185,71 188,62 1,6%  
TOTAL  1.379.786,72 1.393.470,03 1,0%  187,83 193,43 3,0%  
  Fonte: Superin    

31. 
No caso da Erro! Fonte de referência não encontrada., 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 os custos operacionais regulatórios alcancem o limite inferior do intervalo.  
 
32. 
Como a aplicação da metodologia resultou em um aumento anual dos custos operacionais da 
Erro! Fonte de referência não encontrada. de Erro! Fonte de referência não encontrada. 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 de 103,92% e, desse modo, não foi necessário recalcular a meta de 
custos operacionais para compartilhar com o consumidor o valor que excedente a relação de 120%. O resultado 
final da análise foi um custo operacional superior 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.  
  
33. 
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. 
 
34. 
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 aumento da Base Líquida, combinado com 
aumento do WACC regulatório.   
 
35. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve redução 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, combinado com 
a redução da taxa de depreciação (de Erro! Fonte de referência não encontrada. para Erro! Fonte de 
referência não encontrada.). 
 
36. 
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 
 
37. 
O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de Erro! Fonte de 
referência não encontrada..  Esse efeito já leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária 
relativos às Bandeiras Tarifárias e à Conta – ACR.  
 
38. 
Quanto ao efeito do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, de -2,59%, destaca-se o fato 
de que os saldos fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, por terem sido 
excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de competência do ano de 2015, 
os quais foram incluídos na apuração da CVA em processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao 
disposto no inciso II do Despacho 652, de 15/3/2016. 
 
39. 
Quanto aos efeitos de liminares que concedem isenção do pagamento de parcelas 
controversas do encargo tarifário da CDE, conforme deliberado pela Diretoria Colegiada desta Agência na

reunião pública de 14/6/2016, foi reformulada a decisão de repassar a perda de arrecadação correspondente 
aos demais consumidores de energia sem proteção judicial, passando a refletir na execução orçamentária do 
Fundo Setorial e, consequentemente, nos reembolsos efetuados aos beneficiários cujos gastos estão sendo 
contestados na justiça. Com isso, os cálculos dos reajustes e revisões tarifárias das distribuidoras também não 
mais serão afetados pelos efeitos das liminares. Para a operacionalização dessa decisão, conforme consta do 
Despacho 1.576/2016, as distribuidoras foram autorizadas a modular as cotas mensais da CDE a serem pagas 
à Eletrobras, descontando a perda de arrecadação do encargo decorrente das liminares. 
 
40. 
Em relação à subvenção da CDE para descontos tarifários2, 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 2015, utilizou-se o mercado considerado no respectivo 
processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo. 
 
41. 
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/15 a maio/16. 
 
 
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
42. 
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. 
 
43. 
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.. 
 
44. 
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..  
 
45. 
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.  
 
46. 
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. 
                                                          
2 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 
 
47. 
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. 
 
48. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência 
pública foram:  
 
(i) os encargos setoriais, que contribuíram para uma variação de -0,83%. A diminuição se 
deve à publicação da REH 2.077/2016, que homologa as cotas anuais da Conta de 
Desenvolvimento Energético – CDE para o ano de 2016. 
 
(ii) o custo de aquisição de energia, que contribui para uma variação de -0,69%. A 
diminuição desse custo se deve principalmente à variação da cotação do dólar para a 
valoração da energia proveniente de ITAIPU. Na versão submetida à audiência pública a 
cotação adotada foi de 3,84 R$/US$ e no resultado final de 3,55 R$/US$. Além disso, 3 
contratos bilaterais com preço médio de 273,20 R$/MWh, acima do mix médio de compra 
de 184,48 R$/MWh, foram retirados pelo fim de seus prazos. 
 
(iii) a decisão liminar em favor dos associados da ABRACE, que contribuiu para uma 
variação de -1,70% nos componentes financeiros. Neste caso, destaca-se que a retirada 
do componente financeiro devido a liminar em favor dos associados da ABRACE foi 
decidida pela Diretoria na reunião de 14/06/2016, quando da discussão dos processos 
48500.001110/2016-50, 48500.001789/2016-87 e 48500.003655/2015-10. 
 
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
2,24%
0,55%
-1,68%
Encargos Setoriais
-0,73%
-1,55%
-0,83%
Custos de Transmissão
0,69%
0,52%
-0,17%
Custos de Aquisição de Energia
2,28%
1,59%
-0,69%
PARCELA B
1,66%
1,65%
-0,01%
CO + Anuidades + RI
0,51%
0,50%
-0,01%
Remuneração
2,04%
1,98%
-0,06%
Depreciação
-0,43%
-0,37%
0,06%
OR
-0,46%
-0,46%
-0,00%
RT considerando a varição tarifária da RTE
3,90%
2,20%
-1,70%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
2,53%
1,32%
-1,21%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,36%
-1,36%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
0,78%
0,00%
-0,78%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
5,84%
2,16%
-3,68%

49. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da 
receita da Distribuidora, com e sem tributos3: 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
 
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
 
 
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
50. 
O Gráfico 5 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 5 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
DEFINIÇÃO DOS POSTOS TARIFÁRIOS PONTA, FORA PONTA E INTERMEDIÁRIO  
 
51. 
Os custos marginais de capacidade são calculados para os postos tarifários ponta e fora ponta, 
definidos na REN 414/10: 
 
 
Horário de ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas pela 
distribuidora, considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela 
ANEEL para toda a área de concessão, com exceção feita aos sábados, domingos, terça-
feira de carnaval, sexta-feira da Paixão, Corpus Christi e mais oito feriados nacionais; 
 
 
Horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e 
complementares àquelas definidas no horário de ponta. 
 
52. 
Em sua proposta a EMG solicitou que fosse adotado posto de ponta das 17h30min às 
20h29min fora da vigência do horário de verão. Durante o horário de verão a proposta é que o posto de ponta 
se inicie às 18h30min e termine às 21h30min. 
 
53. 
 Ocorre que após a aprovação do 3º Ciclo de Revisão Tarifária, a EMG solicitou, de forma 
extraordinária, a alteração do início do período de ponta de 18h00 para 19h00, durante a vigência do Horário 
de Verão4. A solicitação da concessionária foi atendida e resultou na REH 1.808 de 7/10/2014. 
 
54. 
Por meio das Cartas ENERGISAMG/VPR-ANEEL/Nº045/2016 e ENERGISAMG/VPR-
ANEEL/Nº053/2016, a EMG manifestou que a alteração é solicitada por dois motivos: alteração do contrato 
conexão com a Light e alteração do comportamento dos consumidores locais. De acordo com a distribuidora a 
alteração garante um alimento entre os horários de ponta da EMG (acessante) e a LIGHT (acessada), evitando 
o pagamento de penalidade pela EMG.  
                                                          
3 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.  
4 Solicitação feita por meio da Carta ENERGISAMG/DTEC-ANEEL/nº 051/2014, de 4/8/2014.

55. 
O outro aspecto destacado pela empresa é a questão do pico da demanda na área de 
concessão. O gráfico a seguir mostra a curva de demanda do dia 02/07/2015, pode-se observar que a carga 
começa a subir às 17h30. 
 
 
 
Gráfico 6 - Curva de Demanda Realizada no dia 02/07/2015 
Fonte: Carta ENERGISAMG/VPR-ANEEL/Nº053/2016 
 
56. 
Entende-se que o pleito da concessionária é relevante e deve ser atendido. Contudo, a 
alteração do posto de ponta gera custo para indústria local, por isso deve ser evitada. Destaca-se que esta é a 
segunda alteração feita pela EMG num espaço de dois anos.  
 
57. 
Ressalta-se a necessidade de plena divulgação pela EMG da alteração proposta aos 
consumidores afetados. A distribuidora somente poderá praticar a alteração proposta após a notificação 
individual a todos os consumidores afetados, com a entrega comprovada e antecedência mínima de um ciclo 
de faturamento.

DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
58. 
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 
PRODIST5.  
 
59. 
Em sua contribuição à Audiência Pública, a EMG solicitou a criação de um novo conjunto de 
unidades consumidoras, em razão da entrada em operação da subestação UBA 3, provocando a reconfiguração 
de outros conjuntos. A SRD avaliou as reconfigurações propostas, e concluiu que estão em acordo com as 
disposições do PRODIST. Com as mudanças, a Distribuidora passará de 38 para 39 conjuntos de unidades 
consumidoras. Não foram apresentadas outras contribuições referentes aos indicadores de qualidade no âmbito 
da Audiência Pública 17/2016. 
 
60. 
Passa-se à proposta final de limites de DEC e FEC. Nos Gráficos 7 e 8 são apresentados o 
histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC e FEC para a EMG após análise. Em relação aos 
limites globais propostos para o período 2016 a 2019, a redução média anual é de 1,24% no DEC e 3,45% no 
FEC.  
 
 
Gráfico 7 – Histórico de apuração e proposta de limites globais de DEC da EMG 
Fonte: Nota Técnica no 70/2016-SRD/ANEEL. 
 
                                                          
5 “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 8 – Histórico de apuração e proposta de limites globais de FEC da EMG 
Fonte: Nota Técnica no 70/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
61. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 9 e 10 apresentam 
uma comparação entre os limites da EMG e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte localizadas na 
Região Sudeste: 
 
 
Gráfico 9 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica 70/2016-SRD/ANEEL.

Gráfico 10 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica 70/2016-SRD/ANEEL. 
 
62. 
Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a EMG estão aderentes à realidade 
da região. 
 
63. 
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 6 
apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela EMG entre 2013 e 2015. 
 
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela CPFL-Piratininga 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
 333.072  
 586.197,20  
2014 
 310.108  
 526.499,10  
2015 
 345.010  
 812.122,04  
Fonte: site da ANEEL. 
 
 
 
III. DIREITO 
 
64. 
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 040/1999.
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2013  333.072  586.197,20  
    310.108  526.499,10  
    345.010  812.122,04  

IV. DISPOSITIVO 
 
65. 
Do exposto, e com base nos documentos constantes dos Processos 48500.000013/2016-40 e 
48500.001769/2016-14, 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) atualizar a tarifa de energia elétrica da Geração Distribuída (GD) decorrente do processo 
de desverticalização da EMG, relativa à concessionária Zona da Mata Geração S.A, 
resultando no valor de R$ 231,46 R$/MWh, para aplicação a partir de 22 de junho de 2016; 
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 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;  
f) fixar o componente Pd  do Fator X de Erro! Fonte de referência não encontrada.; 
g) fixar o componente T do Fator X de Erro! Fonte de referência não encontrada.; 
h) alterar o posto tarifário de ponta para 17h30min às 20h29min para o período fora da 
vigência do horário de verão; 
i) 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.; e 
j) 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) (%) 
9,24% 
9,24% 
9,24% 
9,24% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 
0,64% 
0,64% 
0,64% 
0,64% 
 
Brasília, 21 de junho de 2016. 
 
 
JOSÉ JURHOSA JUNIOR 
Diretor
  Reajuste
2017  Reajuste
2018  Reajuste
2019  Reajuste
2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  9,24%  9,24%  9,24%  9,24%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  0,64%  0,64%  0,64%  0,64%
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020