VOTO 
 
PROCESSOS: 48500.000021/2016-96, 48500.003258/2016-29 e 48500.002038/2015-05 
 
INTERESSADOS: CEB-DIS - CEB Distribuição S/A 
 
RELATOR: Tiago de Barros Correia 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos Serviços 
de Distribuição – SRD 
 
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da CEB-DIS - CEB Distribuição S/A, a vigorar a 
partir de 22 de outubro de 2016, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de 
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de 
Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2017 a 2021, consolidados após a avaliação 
das contribuições trazidas na Audiência Pública no 49/2016; e análise do pedido de reconsideração em face da 
REH nº 1.937/2015, que homologou o resultado do reajuste tarifário de 2015 da distribuidora. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 66/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CEB-DIS - CEB Distribuição S/A, 
estabelece a data de 22 de outubro de 2016 para a realização da quarta revisão tarifária periódica da 
concessionária. 
 
2. 
As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, que 
tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já contemplam as alterações no Módulo 2, 
aprovadas em 28 de abril de 2015, por meio da REN nº 660/2015. 
 
3. 
Em 9 de agosto de 2016, na 29° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu 
instaurar a Audiência Pública n° 49/2016 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 
10 de agosto a 12 de setembro de 2016.  
 
4. 
Nos dias 22 de setembro e 03 de outubro de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, 
após avaliação das contribuições trazidas na AP n° 049/2016, foi encaminhada, respectivamente, à CEB e ao 
Conselho de Consumidores. Em 29 de setembro e 10 de outubro, na sede desta Agência, foi realizada reunião 
com os representantes da empresa e do conselho de consumidores, nessa ordem, para discutir a proposta final 
da revisão tarifária, momento em que foram apresentadas as suas contribuições finais.

5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota 
Técnica nº 136, de 29 de setembro de 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 CEB, para o período de 2017 a 2021.  
 
6. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando n° 418/2016-SRD/ANEEL, de 07 de outubro de 2016. 
 
7. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 530/2015-SFF/ANEEL, de 03 de 
outubro de 2016. 
 
8. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 340, de 11 de 
outubro de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CEB.  
 
9. 
Ressalto que, em 04 de setembro de 2015, a distribuidora impetrou pedido de reconsideração 
contra a REH nº 1.937/2015, que homologou o resultado de seu reajuste tarifário de 2015, no qual pleiteia a 
integralidade da receita diferida do IRT de 2014. 
 
10. 
Por fim, em 18 de outubro de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor 
Elétrico, administrado por esta Agência, e identificou-se que não constavam inadimplências relativas às 
obrigações setoriais para com o Setor Elétrico, conforme estabelecido na Resolução Normativa nº 538, de 2013, 
registradas em nome da CEB1. 
 
11. 
É o relatório.  
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
 
12. 
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 CEB conduz 
a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 3,42%, sendo de 1,04% em média, para os 
consumidores conectados na Alta Tensão e de 4,62%, em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão. 
                                                          
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
                                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
13. 
O efeito médio de 3,42% 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. 
 
14. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 1,34%. Os 
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da CEB, para compensar nos 12 meses 
subsequentes, contribuíram para uma redução tarifária de 9,73%. Já o efeito da retirada dos componentes 
financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de -7,65% na atual revisão. 
 
15. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 3,42%, representa 
a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [3,42% = (1,34%) + (9,73%) + (-7,65%)]. 
 
16. 
O Gráfico a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.   
 
Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
1,04%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
4,62%
Efeito Médio AT+BT
3,42%
-2,66%
0,09%
1,12%
2,79%
9,73%
-7,65%
3,42%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
 
Equilíbrio econômico-financeiro 
 
17. 
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.   
 
18. 
A Tabela abaixo 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 CEB 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
19. 
O reposicionamento econômico de 1,34% é composto pela redução da Parcela A em -1,45% 
e no incremento na Parcela B de 2,79%. 
 
 
 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-1,77%
-1,45%
79,35%
Encargos Setoriais
-10,05%
-2,66%
23,47%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
0,10%
0,00%
0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-37,66%
-5,54%
9,05%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
10,99%
0,19%
1,92%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
6,20%
0,39%
6,55%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
77,35%
2,18%
4,93%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
14,80%
0,12%
0,93%
ONS
4,22%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
2,75%
0,09%
3,32%
Rede Básica
-1,45%
-0,03%
1,70%
Rede Básica Fronteira
8,82%
0,05%
0,66%
Rede Básica ONS (A2)
-1,28%
-0,00%
0,02%
MUST Itaipu
15,37%
0,08%
0,60%
Transporte de Itaipu
8,60%
0,02%
0,27%
Conexão
-39,24%
-0,04%
0,06%
Custos de Aquisição de Energia
2,15%
1,12%
52,55%
PARCELA B
15,38%
2,79%
20,65%
Custos Operacionais
1,01%
0,12%
11,37%
Anuidades
60,86%
0,74%
1,93%
Remuneração
23,78%
0,96%
4,93%
Depreciação
12,13%
0,30%
2,76%
Receitas Irrecuperáveis
6,67%
0,03%
0,49%
Outras Receitas
-10,39%
0,10%
-0,83%
Ajuste Investimentos 2CRTP
-100,00%
0,54%
-
Reposicionamento Tarifário
1,34%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
9,73%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido de Financeiro da RTE
-1,29%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido de Financeiro da RTE
8,01%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido de Financeiro da RTE
0,17%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-3,92%
Neutralidade dos Encargos
0,37%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
1,09%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,00%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
0,72%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Conselho de Consumidores
-0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
-0,62%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,49%
Diferimento Tarifário IRT 2014
5,72%
Compensação Financeira - Efeito de Acordos Bilaterais com Geradoras (CCEAR)
-0,04%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-7,65%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
3,42%
Participação na
Variação Participação na Receita
Revisão  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -1,77% -1,45% 79,35%  
Encargos Setoriais -10,05% -2,66% 23,47%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 0,10% 0,00% 0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -37,66% -5,54% 9,05%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 10,99% 0,19% 1,92%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 6,20% 0,39% 6,55%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 77,35% 2,18% 4,93%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 14,80% 0,12% 0,93%
ONS 4,22% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão 2,75% 0,09% 3,32%  
  -1,45% -0,03% 1,70%
  8,82% 0,05% 0,66%
  -1,28% -0,00% 0,02%
  15,37% 0,08% 0,60%
  8,60% 0,02% 0,27%
  -39,24% -0,04% 0,06%
Custos de Aquisição de Energia 2,15% 1,12% 52,55%  
PARCELA B 15,38% 2,79% 20,65%  
Custos Operacionais 1,01% 0,12% 11,37%
Anuidades 60,86% 0,74% 1,93%
Remuneração 23,78% 0,96% 4,93%
Depreciação 12,13% 0,30% 2,76%
Receitas Irrecuperáveis 6,67% 0,03% 0,49%
Outras Receitas -10,39% 0,10% -0,83%
Ajuste Investimentos 2CRTP -100,00% 0,54% -  
Reposicionamento Tarifário 1,34%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 9,73%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido de Financeiro da RTE -1,29%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido de Financeiro da RTE 8,01%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido de Financeiro da RTE 0,17%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -3,92%
Neutralidade dos Encargos 0,37%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 1,09%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,00%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 0,72%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores -0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,62%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,49%
Diferimento Tarifário IRT 2014 5,72%
Compensação Financeira - Efeito de Acordos Bilaterais com Geradoras (CCEAR) -0,04%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -7,65%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 3,42%  

Parcela A 
 
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 -2,66%. 
 
21. 
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 CEB 
impactou a revisão em -5,54%.  A quota CDE-USO para 2016 foi fixada na Resolução Homologatória n° 
2.018/2016, de 02/02/2016, com um valor inferior ao estabelecido para 2015. Essa resolução foi alterada pela 
Resolução Homologatória n° 2077/2016, de 07/06/2016, o que implicou em uma nova redução dos valores da 
quota CDE-USO para 2016. 
 
22. 
Também merece ênfase a elevação da previsão de gastos com o encargo de Energia de 
Reserva, com efeito de 2,18%, em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de Energia de 
Reserva. 
 
23. 
Ressalta-se ainda o impacto dos custos com compra de energia, de 1,12%. Tal resultado 
decorre da queda da tarifa de repasse de potência contratada de Itaipu, de US$ 38,07/kW mês para US$ 
25,78/kW mês, combinado com o aumento do custo unitário dos contratos de energia. 
 
24. 
O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
 
 
Gráfico II – Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
1,12%
0,06%
-0,20%
0,57%
0,65%
0,00%
0,02%
2,01%
0,41%
1,03%
-4,07%
0,63%
Total
 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
 Itaipu
 Proinfra

25. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o valor contido nas tarifas e a 
atual revisão: 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
Perdas na Distribuição 
26. 
Com relação às Perdas na Distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas não 
técnicas é o da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto 
de partida da trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo 
anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.  
  
27. 
O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora 
com outras distribuidoras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às 
perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores.  
 
28. 
No caso da CEB, propõe-se que seja adotada como ponto de partida e meta o limite de 7,5% 
sobre o mercado de baixa tensão medido, que, quando ajustado para o valor faturado, resulta em 7,05% sobre 
o mercado de baixa tensão faturado. Nesse caso, não há trajetória de redução, porque o ponto de partida já é 
considerado de referência para empresas do porte da distribuidora, mantendo-se este patamar até o final do 
ciclo. 
 
29. 
Quanto às perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, estas foram 
informadas pela Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 418/2016 
– SRD/ANEEL, de 07 de outubro de 2016, no percentual de 7,46% sobre a energia injetada. 
 
 
Parcela B 
30. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela compreende os custos operacionais eficientes e 
Tipo de contrato
Receita verificada
Receita requerida
Variação
Receita verificada
Receita requerida
Variação
Existente - CCEAR-DSP
27.978,84
27.963,03
-0,06%
308,95
371,03
20,09%
Existente - CCEAR-QTD
144.660,37
6,48
-100,00%
222,14
234,81
5,71%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
1.345.571,20
1.253.539,47
-6,84%
246,19
259,96
5,59%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
949.019,11
921.906,06
-2,86%
162,52
178,39
9,76%
Madeira e Belo Monte
910.145,33
1.136.358,86
24,85%
118,14
127,11
7,59%
Bilateral
1.913.376,37
1.924.269,56
0,57%
192,05
218,21
13,62%
Cota Angra I e Angra II
249.342,00
244.053,47
-2,12%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
1.503.110,10
1.668.331,99
10,99%
37,27
65,53
75,82%
Itaipu
1.355.814,66
1.397.534,49
3,08%
274,73
182,30
-33,64%
Proinfa
151.083,01
152.145,08
0,70%
265,08
359,27
35,54%
Sobra (-) / Exposição (+)
-1.599.209,99
-1.617.118,69
1,1%
175,04
172,55
-1,4%
TOTAL
6.950.891,01
7.108.989,79
2,3%
177,00
176,55
-0,3%
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  27.978,84 27.963,03 -0,06%
144.660,37 6,48 -100,00%
1.345.571,20 1.253.539,47 -6,84%
949.019,11 921.906,06 -2,86%
910.145,33 1.136.358,86 24,85%
1.913.376,37 1.924.269,56 0,57%
249.342,00 244.053,47 -2,12%
1.503.110,10 1.668.331,99 10,99%
1.355.814,66 1.397.534,49 3,08%
151.083,01 152.145,08 0,70%  308,95 371,03 20,09%
222,14 234,81 5,71%
246,19 259,96 5,59%
162,52 178,39 9,76%
118,14 127,11 7,59%
192,05 218,21 13,62%
162,09 206,29 27,27%
37,27 65,53 75,82%
274,73 182,30 -33,64%
265,08 359,27 35,54%  
Sobra (-) / Exposição (+)  -1.599.209,99 -1.617.118,69 1,1%  175,04 172,55 -1,4%  
TOTAL  6.950.891,01 7.108.989,79 2,3%  177,00 176,55 -0,3%  
  Fonte: Supe    

o custo anual dos ativos.  Desde a terceira revisão tarifária, o crescimento da Parcela B na concessionária foi 
de 16,2%, em decorrência da atualização dessa parcela de custos nos reajustes pelo IGP-M, descontado do 
Fator X, e do crescimento acumulado do mercado desde a última revisão. 
 
31. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionária para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas tarifas. 
A partir dessa análise, é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores 
que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. 
 
32. 
No caso da CEB, 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.  
 
33. 
Como a aplicação da metodologia resultou em um aumento dos custos operacionais da CEB 
de 2,21% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%, 
estabelecido no regulamento. Quanto à comparação que é realizada com os custos reais da concessionária, a 
aplicação da metodologia resultou em uma relação inferior a 120% e, desse modo, não foi necessário recalcular 
a meta de custos para compartilhar com o consumidor o valor excedente. Dessa forma, o resultado final da 
análise foi um custo operacional superior ao atualmente existente na tarifa, que contribuiu para o resultado final 
das tarifas em 0,12%. 
  
34. 
O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de reintegração 
regulatória. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela concessionária. A 
segunda considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados, e visa recompor os ativos 
afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil. 
 
35. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 23,78% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 0,96%. A situação adveio da majoração da base líquida 
em 26,27%, desde o terceiro ciclo de revisão, em razão do elevado volume de investimentos realizados desde 
a terceira revisão, da ordem de R$ 570 bilhões, segundo o laudo de avaliação da base de remuneração.   
 
36. 
O aumento do WACC regulatório, que passou de 7,5% para 8,09%, e do início da remuneração 
sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais também contribuíram para o aumento 
observado da remuneração do capital. 
 
37. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 12,13% em relação 
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em 0,30%. A situação proveio da majoração da Base 
Bruta combinada com a queda da Taxa de Depreciação.

Componentes financeiros 
 
38. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CEB:  
 
Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
39. 
Os componentes financeiros mais expressivos foi a CVA energia, Saldo a Compensar do ano 
anterior e o Diferimento Tarifário, referente ao reajuste de 2014.  
 
40. 
Segundo a SGT, os principais motivos do impacto, de 8,01%, da CVA energia foram: (a) 
repasse da compra de energia de ITAIPU, devido à alta do dólar ocorrida no período, aliada a nova tarifa de 
repasse de ITAIPU, estabelecida pela Resolução Homologatória nº 1.836, de 9 de dezembro de 2014, e cobrada 
a partir de janeiro de 2015; (b) os custos dos contratos de cotas de garantia física, que tiveram valores 
majorados devido ao Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação 
de Cotas de Garantia Física e Potência, realizado em novembro de 2015, em que foi incorporada nova parcela 
de custo relacionado ao Retorno da Bonificação pela Outorga; e (c) Demais Custos associados a compra de 
energia apurados pela CCEE por meio de Mecanismo Auxiliar de Cálculo (MAC). Por sua vez, a receita 
repassada da Conta Bandeiras e da Conta-ACR contribuiu para que o efeito da CVA energia não sofresse 
aumento adicional de 8,13%. 
 
41. 
Quanto ao efeito do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, de -3,92%, 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 nº 652, de 15 de março de 2016. 
 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido de Financeiro da RTE
(30.315.206,81)
               
-1,29%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido de Financeiro da RTE
188.731.263,80
              
8,01%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido de Financeiro da RTE
4.053.831,18
                  
0,17%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(92.362.776,34)
               
-3,92%
Neutralidade dos Encargos
8.722.663,17
                  
0,37%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
25.727.835,99
                
1,09%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
92.740,81
                       
0,00%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
17.066.774,96
                
0,72%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
78.513,00
                       
0,00%
Conselho de Consumidores
(128.776,96)
                    
-0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
(14.569.143)
                    
-0,62%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(11.611.573)
                    
-0,49%
Diferimento Tarifário IRT 2014
134.742.900
                   
5,72%
Compensação Financeira - Efeito de Acordos Bilaterais com Geradoras (CCEAR)
(900.365)
                         
-0,04%
Total
229.328.681,77
              
9,73%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido de Financeiro da RTE ( 30.315.206,81) -1,29%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido de Financeiro da RTE 188.731.263,80 8,01%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido de Financeiro da RTE 4.053.831,18 0,17%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 92.362.776,34) -3,92%
Neutralidade dos Encargos 8.722.663,17 0,37%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 25.727.835,99 1,09%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 92.740,81 0,00%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 17.066.774,96 0,72%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 78.513,00 0,00%
Conselho de Consumidores ( 128.776,96) -0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE ( 14.569.143) -0,62%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD ( 11.611.573) -0,49%
Diferimento Tarifário IRT 2014 134.742.900 5,72%
Compensação Financeira - Efeito de Acordos Bilaterais com Geradoras (CCEAR) ( 900.365) -0,04%  
Total 2 29.328.681,77 9,73%  

42. 
Já o financeiro de Diferimento Tarifário IRT 2014, tratado no processo nº 48500.002038/2015-
05, refere-se ao remanescente de parcela diferida no reajuste de 2014, que, conforme NT nº 340/2015 – 
SGT/ANEEL, está sendo incorporado nesta revisão, no montante atualizado de R$ 134.742.899,74, com 
impacto de 5,72%. Em virtude disso, deixo de analisar o pedido de reconsideração interposto pela distribuidora 
em face da REH nº 1.937/2015, que solicitou a inclusão do valor remanescente, por perda do objeto. 
 
43. 
Ressalta-se que a CEB pleiteou o cálculo da CVA do componente CDE Energia (CONTA-
ACR), alegando desconcatenação entre o pagamento e a cobertura tarifária para a competência de agosto de 
2015, em que só obteve cobertura de 6 (seis) dias. 
 
44. 
Ocorre que esse assunto foi exaustivamente discutido na finalização da AP nº 78/2011 que 
culminou na REN nº 703/2016, que aprovou o Módulo 4 do PRORET – Financeiros, e o voto do Diretor-Relator 
Reive Barros dos Santos elucidou a matéria, conforme abaixo: 
“72. Cabe esclarecer primeiramente que a CDE–ENERGIA refere-se a cotas da CDE que, 
diferentemente da CDE–USO, por força de dispositivo legal, possuem destinação e 
remuneração específicas, estando concatenadas com o processo tarifário das distribuidoras. 
Sobre esse encargo incide a CDI + 2,74%, no caso da Conta-ACR, de que trata o Dec. 
8.221/2014, e o IPCA, para a devolução dos recursos repassados às distribuidoras em 2013, 
em atendimento ao Decreto nº 7.945/2013. Por esse motivo as cotas da CDE– ENERGIA foram 
concatenadas com os processos tarifários das distribuidoras e por isso não deve ser apurada 
a CVA para esse encargo, do contrário, incidiria também a remuneração pela Taxa Selic. 
73. Ademais, a SGT argumenta, com o que se concorda, que no caso da CDE-ENERGIA deve-
se entender tanto pagamento como cobertura por meses de competência. Ou seja, confere-se 
uma cobertura de doze meses, para a realização de pagamentos também em doze meses. 
Dessa forma, não há porque realizar o cálculo da CVA, salvo se a alteração da obrigação 
não fosse no mesmo mês de competência do processo tarifário, independente do dia em 
que ocorre o processo tarifário e o dia que ocorre o pagamento.” 
 
45. 
O parágrafo 30 do Submódulo 4.2 do PRORET também estipula esse tratamento, conforme 
abaixo: 
“30. A CVA CDE Energia (Decreto 7.945 ou Conta ACR) será apurada apenas nos casos em 
que as cotas homologadas pela ANEEL não forem concatenadas com os processos de reajuste 
e revisão tarifária.” 
46. 
Dessa forma, com base no Submódulo 4.2 do PRORET e no voto do Diretor-Relator que 
aprovou a REN nº 703/2016, a área técnica negou o pleito da Distribuidora. 
 
47. 
Ademais, cumpre frisar que já existe uma discussão em andamento, no bojo do processo nº 
48500.001624/2014-43, com o fim de atualizar o §2º do Artigo 1º das REH 1.863/2015 e REH 2.004/2015, que

definiram as cotas mensais da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, destinadas à amortização das 
operações de crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE na gestão da 
Conta no Ambiente de Contratação Regulada - CONTA-ACR. Tal tema foi proposto pela ABRADEE, no ensejo 
de que “o ajuste da regulamentação sob trato contábil pode preservar os resultados econômicos de 2016 das 
distribuidoras, sem pressionar impactos tarifários concomitantes e, ainda, evitar transferências indesejadas de 
resultados entre a competência desse ano e a do final do período de amortização da Conta ACR”. 
 
48. 
Por fim, cabe destacar ainda que, conforme a 31ª Reunião Pública Ordinária de 2015, a 
Diretoria da Aneel determinou que a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF e 
a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, sob coordenação da SFF, instruíssem processo específico para 
apurar a conduta da CEB-DIS quanto à baixa do passivo regulatório relacionado ao procedimento de 
reclassificação dos consumidores Baixa Renda e à não reversão dos valores em favor dos consumidores da 
Distribuidora. Ocorre, todavia, que, até o presente momento, tal análise não foi concluída pela área técnica, 
motivo pelo qual pugno pela prorrogação da discussão para o processo tarifário seguinte. 
 
 
Subvenção da CDE para descontos tarifários 
 
49. 
Quanto 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, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a 
diferença entre as tarifas com e sem descontos. 
 
50. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
CEB, em relação às competências entre outubro/2016 a setembro/2017, é de R$ 3.299.852,84 (três milhões e 
duzentos e noventa e nove mil e oitocentos e cinquenta e dois reais e oitenta e quatro centavos). Esse valor já 
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 a setembro/2016. 
 
 
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
51. 
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. 
 
52. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora 
em função da produtividade média do Setor, do crescimento do mercado e do número de unidades 
consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é 1,20%. 
                                                          
2 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.

53. 
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. Assim, o componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da CEB é de 
-1,21%. 
 
54. 
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.  
 
55. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CEB até a próxima revisão 
tarifária será de -0,01%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q, a ser definido em cada processo de 
reajuste. 
 
 
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
 
56. 
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. 
 
57. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência 
pública foram:  
 
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-1,62%
-1,45%
0,17%
Encargos Setoriais
-2,89%
-2,66%
0,23%
Custos de Transmissão
0,07%
0,09%
0,02%
Custos de Aquisição de Energia
1,20%
1,12%
-0,08%
PARCELA B
2,87%
2,79%
-0,08%
CO + Anuidades + RI
0,92%
0,89%
-0,03%
Remuneração
1,09%
0,96%
-0,13%
Depreciação
0,23%
0,30%
0,07%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
0,63%
0,64%
0,01%
Reposicionamento Tarifário
1,25%
1,34%
0,09%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
6,51%
9,73%
3,22%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-7,65%
-7,65%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
0,26%
0,00%
-0,26%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
0,37%
3,42%
3,05%

(i) 
os encargos setoriais, que representaram uma variação de 0,23% em relação ao que foi 
apresentado para abertura da AP 49/2016, devido, especialmente, ao ajuste de mercado; 
 
(ii) 
os componentes financeiras do processo atual, com variação de 3,22%. Do qual se destaca a 
consolidação do cálculo da CVA e demais financeiros, os quais, na fase de abertura da AP, ainda 
eram provisórios e carentes de fiscalização. 
 
 
58. 
A fim de apresentar a participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora, com e sem tributos3, os gráficos abaixo ilustram esses efeitos: 
 
Gráfico III – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
                                                          
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.  
Custo de       
Distribuição
20,7%
Custo de            
Energia
50,3%
Custo de     
Transmissão
3,3%
PROINFA 2,3%
CDE 17,5%
ESS/EER 4,9%
Outros 1,0%
Encargos     
Setorias
25,8%

Gráfico IV – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
59. 
O Gráfico 5 demonstra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, 
comparativamente com a variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período: 
 
 
Gráfico V – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Custo de       
Distribuição
15,5%
Custo de            
Energia
37,6%
Custo de     
Transmissão
2,5%
Encargos          
Setoriais
19,3%
ICMS 20,5%
PIS/COFINS 4,6%
Tributos
25,2%
251,62
243,41
262,82
279,52
298,25
296,15
256,47
302,75
369,31
436,76
456,99
ago/07
ago/08
ago/09
ago/10
ago/11
ago/12
ago/13
ago/14
mar/15
ago/15
out/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
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  436,76
Variação IPCA
369,31  Variação IPCA  
302,75    
298,25 296,15
279,52
262,82
256,47
251,62    
243,41    
    

DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
60. 
No Gráfico 6 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC 
e FEC para a CEB-DIS. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média 
anual é de 4,86% no DEC e 6,43% no FEC.  
 
 
Gráfico 6 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da CEB-DIS 
Fonte: Nota Técnica no 136/2016-SRD/ANEEL. 
 
61. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 7 e 8 apresentam 
uma comparação entre os limites da CEB-DIS e os limites de outras distribuidoras localizadas na Região Centro 
Oeste. 
 
16,06
16,26
14,81
17,51
20,16
17,73
15,78
15,50
16,95
15,21
14,79
13,16
17,98
15,72
11,86
11,66
15,55
14,52
13,63
12,92
12,14
11,76
11,38
10,51
10,09
19,93
17,39
15,50
13,79
12,08
11,25
10,74
9,26
8,56
9,46
9,24
8,62
8,27
7,61
7,91
7,57
6,91
6,36
5,79
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 Limites de DEC e FEC - CEB-DIS
DEC Apurado
FEC Apurado
DEC Limite
FEC Limite
DEC Limite Proposto
FEC Limite Proposto
                                
19,93
15,55 17,39
14,52                                
                                
  55                              
        1153,,6530    12,
13,  92  12,
12,
20,16  14
08  11,
11,  76
25  11,
10,  38  10,  51
10,09
9,46 9,24
8,62  
              79                  
                          74    51  
16,06  16,95  16,26  15,21  14,81  14,79  17,51  13,16    17,98  17,73  15,72  15,78  11,86  9,
15,50  26
11,66  8,27
7,61
8,56
7,91
7,57
6,91
6,36
                                5,79

Gráfico 7 – Limites de DEC de distribuidoras da Região Centro Oeste 
Fonte: Nota Técnica no 136/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 8 – Limites de FEC de distribuidoras da Região Centro Oeste 
Fonte: Nota Técnica no 136/2016-SRD/ANEEL. 
 
62. 
Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a CEB-DIS são os menores da 
região, dadas as condições da área de concessão da empresa. 
 
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Centro Oeste
CEB-DIS
CELG-D
CHESP
EMS
EMT
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Centro Oeste
CEB-DIS
CELG-D
CHESP
EMS
EMT

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 CEB-DIS entre 2013 e 2015: 
 
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela CEB-DIS 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
2.880.572 
9.039.749,59 
2014 
2.381.778 
7.038.613,66 
2015 
2.501.280 
10.281.309,16 
Fonte: ANEEL.
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2013  2.880.572  9.039.749,59  
    2.381.778  7.038.613,66  
    2.501.280  10.281.309,16  

III. DIREITO 
 
64. 
Esta fundamentação encontra amparo nas seguintes normas: 
a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei no 
10.848, de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 
1995, em especial ao inciso V;  
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995; 
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009; 
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – PRODIST; 
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no 66/1999. 
 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
65. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nº 48500.000021/2016-
96, 48500.003258/2016-29 e 48500.002038/2015-05, voto por: 
 
i.) 
Aprovar os resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a fim de:  
 
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CEB, a vigorar a partir de 22 
de outubro de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  consumidores de 
3,42%, sendo de 1,04% para os consumidores em alta tensão e de 4,62% 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 CEB; 
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 recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CEB, de modo a custear 
os descontos retirados da estrutura tarifária;  
f) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,20%; 
g) fixar o componente T do Fator X de -1,21%;

fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem 
observados pela CEB; e 
h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020: 
Reajuste 2017 
Reajuste 2018 
Reajuste 2019 
Reajuste 2020 
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 
7,46% 
7,46% 
7,46% 
7,46% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 
7,05% 
7,05% 
7,05% 
7,05% 
 
ii.) 
Julgar prejudicado o pedido de reconsideração imposto pela distribuidora em face da REH nº 
1.937/2015 que homologou o resultado do reajuste tarifário de 2015 da CEB Distribuição, por perda de 
objeto. 
 
Brasília, 18 de outubro de 2016. 
 
 
TIAGO DE BARROS CORREIA 
Diretor
  Reajuste 2017  Reajuste 2018  Reajuste 2019  Reajuste 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  7,46%  7,46%  7,46%  7,46%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  7,05%  7,05%  7,05%  7,05%