VOTO 
PROCESSOS: 48500.006203/2014-17  
INTERESSADO: Bandeirante Eletricidade e Serviços S.A.– Bandeirante. 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos. 
RESPONSÁVEL: Assessoria/Diretoria. 
ASSUNTO: Análise do pedido de reconsideração interposto pela Bandeirante Eletricidade e Serviços S.A.– 
Bandeirante em face da Resolução Homologatória nº 1.973, de 20 de outubro de 2015, que homologou o 
resultado da quarta Revisão Tarifária Periódica da concessionária. 
I. RELATÓRIO 
1. 
Em 20/10/2015, por meio da Resolução Homologatória nº 1.973, foi aprovada a quarta Revisão 
Tarifária Periódica da Bandeirante Eletricidade e Serviços S.A.– Bandeirante. 
2. 
Em 03/11/2015, por meio da Carta CT-PRD-82/15, a Distribuidora interpôs pedido de 
reconsideração à citada REH. Em seu pleito, a distribuidora solicitou que fosse reconsiderado o tratamento 
dado a seis itens: 
a. 
Mercado dos Consumidores ABRACE; 
b. 
Receitas Irrecuperáveis; 
c. 
Base de Anuidades Regulatória; 
d. 
Perdas Não Técnicas; 
e. 
Custos Operacionais; 
f. 
Contratação da Rede Básica. 
3. 
Em 9/11/2015, o presente pedido de reconsideração foi a mim distribuído. 
4. 
Em 10/11/2015, minha Assessoria (Memorando nº 391/2015-ASD/ANEEL) solicitou análise da 
SGT a respeito do pleito da distribuidora, o que foi respondido por meio da NT nº 344/2016-SGT/ANEEL, em 
13/10/2016. 
5. 
Em 28/09/2016, a Bandeirante protocolou na ANEEL a Carta CT-PR-10/16, apresentando 
aditamento ao recurso administrativo interposto em face da REH n° 1.973/2015, no qual a recorrente pleiteou 
alteração do mercado do período de referência.  
6. 
É o relatório.

II. FUNDAMENTAÇÃO 
7. 
A seguir, avalio separadamente cada um dos pedidos de reconsideração.  
II.1 - Mercado dos Consumidores ABRACE 
8. 
Os associados da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia 
Elétrica – ABRACE lograram decisão liminar favorável no Processo Judicial nº 26648-39.2015.4.01.3400 para 
suspender o pagamento da parte controversa do encargo tarifário CDE.  
9. 
Na 12ª Reunião Pública Extraordinária, a Diretoria da ANEEL proferiu decisão em 
cumprimento à liminar por meio do Despacho nº 3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, 
ambos de 24 de setembro de 2015. No mesmo ato foi publicada a relação de consumidores alcançados pela 
liminar para cada distribuidora e também das unidades consumidoras que percebem o pagamento da TUST. 
10. 
Assim, para os processos tarifários deliberados após a REH nº 1.967/2015, fez-se necessário 
a realização de procedimento extraordinário de cálculo para dar cumprimento à decisão, dentre os quais, o 
repasse para distribuidora de componente financeiro, resultante da diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada 
no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada pela REH nº 1.967/2015, sendo que tal componente 
financeiro alocado apenas para os demais consumidores da distribuidora e não incidindo sobre os associados 
da ABRACE.  
11. 
Em seu pedido de reconsideração a Bandeirante alega existência de diferenças entre os dados 
enviados pela concessionária e aqueles utilizados pela ANEEL no cálculo do componente financeiro descrito 
acima, conforme tabela abaixo: 
MWh 
Abertura 
Tarifária 
Dados EDP 
Bandeirante 
Livre 
1.318.335,16 
1.318.335,16 
Cativo 
68.279,75 
75 88.336,75 
Total 
1.386.614,91 
1.406.671,91 
12. 
Alega a concessionária que essa diferença impacta o resultado do financeiro em  
R$ 459.270,66. Desta forma, a Bandeirante pleiteia o recálculo da abertura tarifária e que seus efeitos 
financeiros sejam contemplados no cálculo do Reajuste Tarifário de 2016. 
13. 
Posteriormente, após a Bandeirante ter protocolado seu recurso, o Despacho ANEEL nº 1.576, 
de 14 de junho de 2016, reformou a decisão anterior do Despacho n. 2.792/2015, ficando determinado para as 
distribuidoras que os efeitos das liminares deveriam ser deduzidos das cotas mensais da CDE. Ainda o referido 
Despacho determinou que fossem estornados os componentes financeiros repassados às tarifas no processo 
tarifário subsequente. 
14. 
Assim, independente da correção dos dados de mercado, o componente financeiro repassado 
à Bandeirante no processo de Revisão Tarifária de 2015 será totalmente estornado no reajuste tarifário de 
2016, não havendo, portanto, motivos justifiquem seu recálculo, razão pela qual o pleito deve ser indeferido.  
II.2 - Metodologia para cálculo de Receitas Irrecuperáveis de Bandeiras Tarifárias 
15. 
A EDP Bandeirante afirma em seu recurso que a premissa utilizada pela ANEEL para o cálculo 
da receita com as bandeiras tarifárias a ser auferida no ciclo tarifário, para fins de dimensionamento da 
cobertura de receitas irrecuperáveis, é “baseada na projeção de custos com a Parcela A do 1º ano após a
  MWh      Abertura      Dados EDP  
        Tarifária      Bandeirante  
Livre      1.318.335,16      1 .318.335,16    
Cativo      68.279,75      75 88.336,75    
Total      1.386.614,91      1.406.671,91    

Revisão Tarifária. [...]. E, dessa forma, essa premissa somente “seria verdadeira desde que a probabilidade 
utilizada pela ANEEL do custo ocorrer no 1º ano fosse igual à probabilidade do custo ocorrer nos outros 4 
anos.” 
16. 
O pleito da Bandeirante traz entendimento divergente da metodologia em vigor, cuja definição 
deu-se no âmbito da Audiência Pública nº 023, de 28 de agosto de 2014, que discutiu as metodologias 
específicas para tratamento dos diversos componentes da parcela B, dentre os quais, as receitas 
irrecuperáveis. 
17. 
O Submódulo 2.2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabelece que a 
previsão de receita de bandeiras seja baseada em simulação com o modelo DECOMP, considerando a Função 
de Custo Futuro – FCF para o Programa Mensal de Operação – PMO. Portanto, para o cálculo é utilizado a 
previsão de CMO, considerada mais apropriada por não refletir situações conjunturais. 
18. 
Portanto, qualquer mudança metodológica deve necessariamente se submeter ao crivo de 
audiência pública para que todos os agentes envolvidos tenham a oportunidade de apresentar suas sugestões 
e opiniões.  
19. 
Observo que a dificuldade em estimar a receita auferida com as bandeiras tarifárias reside no 
fato de que para o cálculo das receitas irrecuperáveis é exigida uma projeção para todo o ciclo tarifário. Tendo 
que vista que no contrato de concessão da Bandeirante as receitas irrecuperáveis compõem a Parcela B, 
essas somente serão reavaliadas na próxima revisão. Entretanto, com o novo Contrato de Concessão tal 
dificuldade foi extinta, uma vez que o cálculo da cobertura das receitas irrecuperáveis compõe a Parcela A, de 
tal sorte que não é mais necessário realizar a projeção da receita de bandeiras tarifárias para 4 a 5 anos.  
20. 
Face ao exposto, concluo que o pleito apresentado pela Bandeirante já foi adequadamente 
discutido à época da definição da metodologia para o tratamento das receitas irrecuperáveis.  
II.3 - Metodologia para cálculo da Base de Anuidade Regulatória 
21. 
A EDP Bandeirante argumenta em seu recurso que em sua contribuição à Audiência Pública 
n° 47/2015 (revisão tarifária da concessionária) pleiteou a atualização da Base de Anuidade Regulatória (BAR) 
com os dados dos Laudos de Avaliação das distribuidoras no 3º Ciclo de Revisões Tarifarias. Isso porque a 
ANEEL esta utilizando o estudo de custos com Veículos, Aluguéis e Sistemas, elaborado no ciclo passado e 
com dados dos Laudos de Avaliação ainda do 2º Ciclo.  
22. 
Afirma a Concessionária que as rubricas Sistemas e Aluguéis aumentaram consideravelmente 
desde 2010: devido à publicação da Resolução Normativa n°414/2010. Alega ainda que após a edição dessa 
Resolução, as distribuidoras tiveram que abrir agências de atendimento em todos os municípios, além de 
inúmeras novidades que demandaram adaptações de sistemas de faturamento comercial.  
23. 
A EDP Bandeirante entende que a base de dados utilizada para o repasse tarifário atual está 
desatualizada e subestima os custos que ocorreram após a edição da REN 414. Por esse motivo, a 
concessionária pleiteia que a Base de Anuidade Regulatória seja aprovada pela ANEEL no âmbito da 
Audiência Pública n° 23/2014 e seus resultados sejam contemplados na Parcela B desta Revisão Tarifaria, 
com aumento de R$ 14.931.416,70 (quatorze milhões, novecentos e trinta e um mil quatrocentos e dezesseis 
reais e setenta centavos) do Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI).  
24. 
Para a apuração dos valores da Base de Remuneração da Bandeirante foram adotados os 
procedimentos previstos no Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, conforme 
determina a Resolução Normativa nº 640, de 24 de dezembro de 2014. À época do cálculo da revisão tarifária 
da EDP Bandeirante, a nova metodologia estava em discussão na 3ª fase da AP 023/2014, cujo período de 
contribuição foi finalizado em 12 de junho de 2015, de modo que a proposta final da nova metodologia não

havia sido deliberada pela Diretoria até a data da revisão da distribuidora, o que impossibilitou a sua aplicação 
neste processo tarifário da concessionária.  
25. 
Portanto, o pleito formulado pela empresa deve ser indeferido.  
II.4 - Perdas Não Técnicas 
26. 
A Bandeirante afirma no seu pedido de reconsideração que, conforme reza o Submódulo 2.6 
do PRORET, a meta regulatória será baseada na Perda Não Técnica Medida do Benchmark e da própria 
concessionaria avaliada. Isso porque se pretende eliminar o efeito do faturamento mínimo das distribuidoras, 
mais relevante em determinadas concessões do que em outras: Afirma a Concessionária que há outras 
diferenças relevantes entre as Perdas Medida e Faturada que merecem destaque, talvez maior que o 
faturamento mínimo: o faturamento de irregularidades e o faturamento avençado. 
27. 
Na visão da EDP Bandeirante, o montante do consumo irregular recuperado deve ser somado 
ao Mercado Medido, deduzindo as Perdas Técnicas. Argumenta ainda que o consumo recuperado oriundo de 
irregularidades pode ser entendido como um valor medido que deveria ter ocorrido em determinado período 
de tempo no passado. 
28. 
Afirma a distribuidora que alguns consumidores são faturados por meio uma estimativa do 
consumo a partir da capacidade nominal dos equipamentos aos quais é fornecida a energia. A EDP 
Bandeirante acredita que esse faturamento, apesar de não ser propriamente medido, tampouco representa 
ineficiência por parte das distribuidoras, por isso também deveria ser deduzido das Perdas não Técnicas 
Medidas.  
29. 
AEDP Bandeirante pleiteia que os dados de Mercado Medido das distribuidoras sejam 
retificados no SAMP, acrescentando ao Mercado Medido o consumo relacionado com as ocorrências de 
faturamento avençado e de irregularidades, e que a Meta de Perdas não Técnicas, sua Trajetória de Redução, 
o Custo Operacional e o Fator T sejam recalculados considerando novos dados de Perdas não Técnicas 
Medidas.  
30. 
A SGT, ao avaliar o pleito, analisou e considerou os valores revisados de mercado medido, 
contemplando os refaturamento decorrentes de Termos de Ocorrência de Irregularidade e/ou avenças, 
recomendando, com o que concordo, o deferimento do pleito formulado pela empresa.  
II.5 - Metodologia para Custos Operacionais 
31. 
Em seu pedido de reconsideração, a EDP Bandeirante requer a atualização monetária da 
referência inicial dos Custos Operacionais, o recálculo dos mesmos e que os ajustes decorrentes venham a 
ser compensados em seu próximo processo tarifário.  
32. 
Trata-se de pedido com entendimento divergente quanto à aplicação da metodologia em vigor, 
cuja definição deu-se após a realização da Audiência Pública nº 023, de 28 de agosto de 2014, que discutiu 
as metodologias específicas para tratamento dos diversos componentes da parcela B, entre os quais, os custos 
operacionais. 
33. 
O tema do pleito foi abordado no contexto das análises das contribuições apresentadas no 
âmbito dessa Audiência Pública, o qual mereceu a seguinte consideração da ANEEL:  
 “O objetivo do regulamento, nesse ponto, se restringe a identificar a parcela de custos 
operacionais cobertos na tarifa com o intuito de confrontá-los com a nova meta que será definida a partir 
desse momento para frente. Naturalmente essa nova meta deve contemplar as devidas atualizações

financeiras. Por outro lado, o ponto de partida deve refletir a cobertura real no momento da revisão. 
Portanto, não faz sentido adotar o procedimento sugerido. Pleito negado” 
34. 
Assim, o argumento trazido é o mesmo do momento da discussão da metodologia quando foi 
analisado e respondido, de modo que o pleito não deve ser conhecido.  
35. 
Quanto ao mérito da questão levantada, cumpre inicialmente pontuar que o tratamento 
estabelecido pela ANEEL consistiu em comparar o custo operacional que constava na tarifa, às vésperas do 
início da vigência das tarifas estabelecidas na revisão, com um intervalo de custos operacionais eficientes, 
decorrentes do estudo de benchmarking, este sim atualizado monetariamente para a data da revisão.  
36. 
Na hipótese do custo na tarifa se situar fora do intervalo de custos eficientes, seria estabelecida 
uma trajetória gradual de aumento, ou redução, para os custos operacionais nas tarifas, visando o atingimento 
do intervalo inferior ou superior, no último processo tarifário do ciclo. Isso evitaria variações bruscas na revisão 
tarifária. Já na hipótese de o custo operacional na tarifa estar contido no intervalo de custos eficientes, este 
não é alterado, pois, neste caso, a análise de eficiência não sinalizaria para a necessidade de qualquer revisão 
dos valores.  
37. 
A solicitação da empresa, de atualização dos valores contidos na tarifa para posterior 
comparação com o intervalo de custos eficientes altera a lógica estabelecida no PRORET. No procedimento 
proposto pela Concessionária, a análise de eficiência passa a ser utilizada para verificar a necessidade de 
ajuste dos custos operacionais nas tarifas depois de sua atualização monetária. Essa metodologia proposta 
fere o principio de custos operacionais eficientes.  
38. 
O caso que gera maior discussão se dá quando o custo na tarifa é menor do que o intervalo 
inferior, e daí inicia-se uma trajetória de aumento desses custos, que se opera inicialmente na revisão e 
posteriormente mediante a aplicação de um Fator T negativo nos reajustes. Nesse caso, argumenta a empresa 
que não teria garantido toda a atualização monetária acumulada do último processo tarifário até a data da 
revisão. 
39. 
Sobre esse ponto, é importante frisar que o custo operacional contido nas tarifas esteve sujeito 
a diversos efeitos ao longo dos anos de reajuste como, por exemplo, majoração por decorrência de variações 
de itens de Parcela A não capturados pela fórmula paramétrica ou mesmo variações de estrutura tarifária 
decorrentes da mudança da composição do mercado pagante. Conclui-se que o valor de cobertura no 
momento da revisão pode estar dissociado do valor da cobertura dado na última revisão, isto contradiz a 
alegação da concessionária que afirma que os custos operacionais da 3º Revisão Tarifária estariam sendo 
atualizados. Portanto não há garantia que a atualização monetária é necessária.  
40. 
Face ao exposto, entendo que o pleito apresentado não deve ser acatado, pois carece de 
fundamentação teórica, além de ir de encontro à sistemática de cálculo prevista no regulamento.  
II.6 - Contratação da Rede Básica 
41. 
A EDP Bandeirante relata em seu pleito que a Resolução Normativa n° 666, de 23 de junho 
de 2015, alterou o regramento vigente de contratação do uso do sistema de transmissão dado pela Resolução 
Normativa n° 399/2010, na qual a ultrapassagem de demanda era analisada caso a caso pelo ONS antes da 
aplicação de penalidade e, nos casos em que a ultrapassagem. de demanda era ocasionada por ocorrências 
na Rede Básica, não havia a incidência de penalidade. Com a mudança na regulamentação  o expurgo de 
ocorrências foi revogado e, consequentemente, as distribuidoras terão que alterar os MUSTs a fim de assumir 
a reponsabilidade da contratação das manobras de ponto de fornecimento de energia decididas pelo ONS por 
contingências da Rede Básica.

42. 
Alega a distribuidora que ao aplicar os novos MUSTs, haveria um descasamento da Despesa 
e Receita de Uso da Rede Básica paga pelos distribuidores e recebida pelos transmissores, respectivamente. 
Isso porque as TUSTs vigentes de julho/2015 a junho/2016 foram homologadas considerando os MUSTs 
contratados com base nas regras anteriores a REN n° 666/2015. 
43. 
Por fim a distribuidora no seu pedido de reconsideração “requer que os efeitos da Resolução 
Normativa n° 666/2010 e a contratação da Rede Básica sob esses efeitos estejam concatenados com a 
definição da TUST, prevista para ocorrer em julho de 2016, de forma a casar o efeito da alteração da 
contratação de MUST com a definição da TUST e assim amenizar o impacto da mudança metodológica”. 
44. 
Trata-se de pedido com entendimento divergente quanto à aplicação da metodologia em vigor, 
estabelecida no Submódulo 3.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, que define os cálculos 
dos custos de Transmissão nos processos tarifários. 
45. 
O Item 3.1 do Submódulo 3.3 do PRORET anota que as concessionárias de distribuição 
pagam às transmissoras e ao Operador Nacional do Sistema Elétrica (ONS) o encargo de uso dos sistemas 
de transmissão (EUST), conforme os Montantes de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) especificados 
nos respectivos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) informados pelas distribuidoras ao ONS.  
46. 
Verifico no regulamento que os montantes de uso devem ser aqueles estabelecidos no período 
de referência, no caso da revisão tarifária da Bandeirante de outubro/2014 a setembro/2015. A concessionária 
solicita que sejam alterados os montantes de MUST para evitar um descasamento de receitas e despesas 
futuras entre transmissores e distribuidoras que perduraria entre janeiro/2016 a junho/2016, porém o uso de 
montantes futuros nos processos tarifários contrariaria o regulamento estabelecido no Submódulo 3.3 do 
PRORET. Portanto, o pleito formulado pela empresa deve ser indeferido.  
II.7 - Aditamento ao Pedido de Reconsideração 
47. 
A EDP Bandeirante alega ter extraído dados equivocados de demanda faturada referente ao 
nível tarifário A2, sendo os mesmos repassados para ANEEL por meio do Sistema de Acompanhamento de 
Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP e utilizados para o cálculo da revisão tarifária. 
48. 
Devido a este equívoco, em 28 de setembro de 2016, por meio da Carta CT-PR-10/16 EDP 
Bandeirante,  a Concessionária apresentou aditamento ao recurso administrativo interposto em face da REH 
n° 1.973/2015, com o pleito alteração do mercado do período de referência. Entretanto essa requisição não 
havia sido objeto do recurso original protocolado no dia 3 de novembro 2015 e, portanto, este aditamento 
extrapola o prazo recursal de 10 dias em flagrante intempestividade, razão pela qual não deve ser conhecido.  
49. 
Sobre esse tema considero importante mencionar que esse entendimento já foi ratificado por 
esta Diretoria Colegiada quando da decisão do processo 48500.006271/2013-97 que, sob a relatoria do Diretor 
José Jurhosa Junior, analisou o Pedido de Reconsideração interposto pela Companhia Paulista de Força e 
Luz – CPFL Paulista em face da Resolução Homologatória nº 1.701/2014. Com o intuito de rememorar a citada 
decisão da Diretoria transcrevo, alguns trechos do voto do diretor-relator:  
 “6. Nos termos do art. 50 da Resolução Normativa nº 273, de 10 de julho de 2007, que 
disciplina o processo administrativo na ANEEL, e cabível pedido de reconsideração contra decisões da 
Diretoria em única instância, aplicando-se, no que couber, as regras referentes ao recurso. 
7. A Resolução Homologatória nº 1.701, de 2014, adveio de decisão em única instância e foi 
publicada em 8/04/2014. Dessa forma, o prazo recursal iniciou em 9/4 e terminou em 22/4/2014. Verifica-
se, portanto, que o pedido apresentado por correio eletrônico em 24/3/2015 foi intempestivo.

8. Dessa maneira, não merece ser conhecido, haja vista sua intempestividade, nos termos 
do art. 63, inciso I, Lei nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999, que regula o processo administrativo no âmbito 
da Administração Pública Federal, e do art. 43, inciso I, Resolução Normativa nº  273, de 10 de julho de 
2007, que disciplina o processo administrativo no âmbito da ANEEL: “Art. 43. O recurso não será 
conhecido quando interposto: I - fora do prazo; [...]”. 
9. A PF/ANEEL já opinou, em processos análogos, no sentido de que a Diretoria Colegiada 
não deve conhecer de recursos interpostos fora do prazo, em homenagem aos princípios da legalidade, 
da segurança jurídica e da isonomia. 
 [...]  
12. Uma decisão ilegal e aquela proferida em desacordo com as normas do ordenamento 
jurídico, que fere os princípios administrativos basilares, como o da impessoalidade, o da moralidade e o 
da publicidade. Também se considera ilegal decisão proferida por autoridade incompetente ou em 
desacordo com as garantias do contraditório e da ampla defesa. 
13. No caso, verifica-se que a Resolução Homologatória nº 1.701/2014, não padece do vicio 
de ilegalidade, pois observou as formalidades legais, as garantias da ampla defesa e do contraditório, 
além de ter sido proferida por autoridade competente. 
14. Com efeito, as distribuidoras devem cuidar, para que as informações apresentadas no 
Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica - SAMP estejam 
corretas e possam ser utilizadas pela ANEEL com antecedência de 45 dias da data do reajuste, conforme 
[...] dos Procedimentos de Regulação Tarifaria – PRORET [...]. 
15. Percebe-se que a recorrente dispôs de prazo adequado e suficiente, para realizar 
detalhada conferência das informações do próprio mercado e regularizar eventuais inconsistências, razão 
pela qual pretender retificar as informações, com efeitos tarifários negativos para os consumidores, após 
o prazo recursal, fere o intuito da preclusão. 
 [...]  
26. Assim, julga-se que, quando apontados erros cometidos pela Agência Reguladora (erros 
de output ou saída), considera-se que as correções devem ser realizadas, para mais ou para menos, 
independentemente da tempestividade do questionamento. Nos termos da lei, o não conhecimento do 
recurso não impede a Administração de rever de oficio o ato ilegal; julga-se que o erro da Agência implica 
ilegalidade pela não observância às normas aplicáveis (leis, decretos, resoluções dentre outros). 
27. Porém, quando apontados erros cometidos pelas concessionarias nas informações 
episódica ou periodicamente submetidas a ANEEL (erros de input ou entrada), entende-se que a 
tempestividade do pedido se mostra relevante.  
 [...]  
29. Considera-se, entretanto, que o pedido de correção de erros cometidos pelas próprias 
distribuidoras, quando intempestivamente apresentado, com efeitos negativos aos consumidores, não 
deve ser conhecido, Justifica-se a decisão, por se compreender que a submissão de informações corretas 
quanto ao próprio negocio e ônus dos agentes setoriais, inserida no campo do risco empresarial ordinário. 
Conhecer pedidos desse tipo implica a eliminação dos incentivos, para que os agentes setoriais 
apresentem ao Regulador informações tempestivas e corretas. 
30. Acresce-se que o processo administrativo marcha para frente e visa alcançar decisão 
final (definitiva). Permitir, a qualquer tempo, a correção de erros cometidos pelas próprias concessionarias 
significa aceitar que os processos sejam reabertos indefinidamente, o que contraria a logica processual. 
 [...]  
34. No caso, houve erro da própria concessionária, ao submeter as informações de mercado, 
via SAMP, a ANEEL. Tais dados embasaram o calculo da revisão tarifária. Os cálculos foram realizados 
pela ANEEL com estrita observância aos procedimentos vigentes; não houve, portanto, ilegalidade.

35. Desse modo, mantém-se a compreensão de que o pedido de reconhecimento de 
financeiro aditamento ao recurso administrativo não merece ser conhecido, haja vista sua 
intempestividade, nos termos do art. 63, inciso I, Lei nº 9.784/1999 e do art. 43, inciso I, da REN nº 
273/2007. 
II.8 - Efeitos da Análise do Recurso da Revisão Tarifária 
50. 
O resultado da 4ª Revisão Tarifária Periódica da EDP Bandeirante, após análise do recurso 
interposto pela distribuidora1, é resumido a seguir: 
a) 
reposicionamento tarifário de 5,96%, ao se compararem, além dos custos das 
Parcelas A e B contidos nas tarifas, os custos que foram acrescidos na Revisão 
Tarifária Extraordinária - RTE de 2015 mediante componente financeiro; 
b) 
componente T do Fator X, de - 0,24%, e componente Pd do Fator X, de 1,14%, a ser 
aplicado nos reajustes tarifários de 2016 a 2018; e 
c) 
perdas de energia na rede de distribuição detalhadas na Tabela 1: 
Tabela 1. Perdas Regulatórias 
 
Revisão 
2015 
Reajuste 
2016 
Reajuste 
2017 
Reajuste 
2018 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) 
9,96% 
9,55% 
9,19% 
8,87% 
Perdas Técnicas (sobre a energia injetada) 
4,59% 
4,59% 
4,59% 
4,59% 
51. 
A Tabela 2 apresenta as alterações na receita requerida da EDP Bandeirante decorrentes da 
alteração das perdas não técnicas. O valor do componente Pd do Fator X não é impactado pela atualização 
do mercado medido. 
 
 
                                                     
1 Ressalta-se que também se alteraram os custos de conexão devido a uma PA não reconhecida na revisão tarifária de 2015.
  Revisão      Reajuste      Reajuste      Reajuste  
  2015      2016      2017      2018  

Tabela 2. Comparativo de Receita Requerida 
 
 
52. 
Os encargos setoriais aumentaram em R$ 19.237,08 em decorrência da alteração do P&D e 
Eficiência Energética e da TFSEE, já que as alterações da perda não técnica regulatória, em função do 
acatamento do pleito da concessionária relativo a esse item, mudam a base de cálculo desses encargos. 
Descrição
D Receita 
Requerida
Variação
(%)
Impacto 
Revisão 2015
Impacto 
Revisão pós 
Recurso
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
 2.042.013,47
0,06%
6,70%
6,71%
Encargos Setoriais
 19.237,08
0,001%
7,75%
7,76%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
- 1.301,47
-0,04%
-0,03%
-0,03%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
 -
-
0,97%
0,97%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
 -
-
0,06%
0,06%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
 -
-
5,92%
5,92%
Compensação financeira - CFURH
 -
-
0,00%
0,00%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
 -
-
0,94%
0,94%
PROINFA
 -
-
0,04%
0,04%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
 20.538,55
0,06%
-0,14%
-0,14%
ONS
 -
-
0,00%
0,00%
Descrição
D Receita 
Requerida
Variação
(%)
Impacto 
Revisão 2015
Impacto 
Revisão pós 
Recurso
Custos de Trasnmissão
 730.034,61
0,34%
-1,03%
-1,02%
Rede Básica
 -
-
-1,32%
-1,32%
Rede Básica Fronteira
 -
-
0,16%
0,16%
Rede Básica ONS (A2)
 -
-
0,00%
0,00%
Rede Básica Export. (A2)
 -
-
0,00%
0,00%
MUST Itaipu
 -
-
0,06%
0,06%
Transporte de Itaipu
 -
-
0,05%
0,05%
Conexão
 730.034,61
9,82%
0,02%
0,03%
Uso do sistema de distribuição
 -
-
0,00%
0,00%
Custos de Aquisição de Energia
 1.292.741,78
0,07%
-0,02%
-0,03%
PARCELA B
 32.380,34
0,004%
-0,75%
-0,75%
Custos Operacionais
 19.914,18
0,005%
-0,04%
-0,04%
Anuidades
 -
-
-0,12%
-0,12%
Remuneração
 373,41
0,000%
-0,36%
-0,36%
Depreciação
 -
-
-0,50%
-0,50%
Receitas Irrecuperáveis
 12.092,74
0,045%
-0,05%
-0,05%
Outras Receitas
 -
-
-0,06%
-0,06%
Ajuste Investimentos 2CRTP
 -
-
0,39%
0,39%
RT (considerandoa variação tarifária da RTE)
2.074.393,81
     
0,05%
5,95%
5,96%
Efeito dos Financeitros no processo atual
17,85%
17,85%
Efeito da retirada dos Financeitros no processo anterior
-7,66%
-7,66%
Efeito Médio
16,14%
16,16%
Fator X
Componente T
-0,23%
-0,24%
Componente Pd
1,14%
1,14%
Impacto
D Receita Variação Impacto
Descrição Revisão pós
Requerida (%) Revisão 2015
Recurso
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 2.042.013,47 0,06% 6,70% 6,71%
Encargos Setoriais 19.237,08 0,001% 7,75% 7,76%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
ONS

Impacto
D Receita Variação Impacto
Descrição Revisão pós
Requerida (%) Revisão 2015
Recurso
Custos de Trasnmissão 730.034,61 0,34% -1,03% -1,02%
Custos de Aquisição de Energia 1.292.741,78 0,07% -0,02% -0,03%  
PARCELA B  32.380,34 0,004% -0,75% -0,75%
RT (considerandoa variação tarifária da RTE) 2 .074.393,81 0,05% 5,95% 5,96%  
Efeito dos Financeitros no processo atual  17,85% 17,85%
Efeito da retirada dos Financeitros no processo anterior  -7,66% -7,66%
Efeito Médio 16,14% 16,16%  

53. 
Em relação à diferença na TFSEE, de - R$ 1.301,47, que deveria ter sido cobrado da 
Bandeirante desde a sua última revisão tarifária, deve ser subtraído no próximo reajuste para fins de definição 
do valor a ser pago pela distribuidora.   
54. 
Os custos de aquisição de energia aumentaram em R$ 1.292.741,78 em decorrência da 
alteração das perdas não técnicas.  
55. 
Os custos de conexão aumentaram em R$ 730.034,61 em decorrência de parcela de ajuste 
indevidamente não considerada no cálculo da revisão tarifária 2015, que a SGT propõe que seja corrigido de 
ofício, por se tratar de erro material, com efeitos no próximo processo tarifário. 
56. 
A alteração das perdas não técnicas resultou em aumento de Parcela B de $ 2.042.013,47.  
III – DIREITO 
57. 
Este voto fundamenta-se nos seguintes dispositivos legais normativos: Lei nº 9.427/1996; 
Decreto nº 2.335/1997; REN nº 273/2007 e REH nº 1.973/2015. 
IV – DISPOSITIVO 
58. 
Diante do exposto e do que consta do processo nº 48500.006203/2014-17, voto por conhecer 
do pedido de reconsideração interposto pela Bandeirante Eletricidade e Serviços S.A.– Bandeirante em face 
da Resolução Homologatória nº 1.973/2015, que homologou o resultado da quarta Revisão Tarifária Periódica 
da concessionária, para, no mérito, dar-lhe parcial provimento, no sentido de: i) indeferir o pleito de alteração 
do mercados de seus consumidores associados à ABRACE; ii) indeferir o pleito de revisão da metodologia 
para cálculo de Receitas Irrecuperáveis de Bandeiras Tarifárias; iii) indeferir o pleito de revisão da metodologia 
para cálculo da Base de Anuidade Regulatória; iv) deferir o pleito de revisão das perdas não técnicas para 
considerar a alteração do mercado medido, devido a mercado referentes a Termo de Ocorrência de 
Irregularidade - TOI e avenças e pela correção de ofício para parcela de ajuste de Conexão, não reconhecida 
na revisão tarifária de 2015; v) indeferir o pleito de revisão da metodologia para Custos Operacionais; vi) 
indeferir o pleito de concatenação da Contratação da Rede Básica com a definição da TUST e vii) Indeferir a 
correção dos dados equivocados de demanda faturada referente ao nível tarifário A2 e, viii) estabelecer que 
seja reconhecido componente financeiro positivo a ser considerado no próximo reajuste tarifário da 
concessionária, decorrente do aumento da Parcela A, de R$ 2.042.013,47, e da Parcela B, de R$ 32.380,34, 
todos com base em outubro de 2015; além dos respectivos ajustes econômicos referentes à Parcela B (Bolha 
Econômica).  
Brasília, 18 de outubro de 2016. 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor