VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.000007/2016-92 e 48500.003993/2016-32 
 
INTERESSADOS: CEEE-D - Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica 
 
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 Companhia Estadual de Distribuição de Energia 
Elétrica - CEEE-D, a vigorar a partir de 22 de novembro 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 56/2016. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 81/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CEEE-D - Companhia Estadual de 
Distribuição de Energia Elétrica, estabelece a data de 22 de novembro 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 Resolução Normativa - REN nº 660/2015. 
 
3. 
Em 6 de setembro de 2016, na 33ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu 
instaurar a Audiência Pública – AP n° 56/2016 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 da Audiência 
se estendeu de 8 de setembro a 10 de outubro de 2016, com sessão presencial ocorrida em 22 de setembro 
de 2016 na cidade de Porto Alegre, Rio Grande do Sul.  
 
4. 
No dia 27 de outubro de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das 
contribuições trazidas na AP n° 56, foi encaminhada, respectivamente, à CEEE e ao Conselho de 
Consumidores. Em 3 e 8 de novembro, na sede desta Agência, foram realizadas reuniões com os 
representantes do Conselho de Consumidores e da empresa, respectivamente, para discutir a proposta final 
da revisão tarifária, momento em que foram apresentadas as suas considerações finais. 
 
5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota 
Técnica nº 156/2016-SRD/ANEEL, analisou as contribuições apresentadas na AP e apresentou proposta para 
a fixação dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da CEEE.

6. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 622/2016-SFF/ANEEL, de 8 de 
novembro de 2016. 
 
7. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando n° 452/2016-SRD/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
8. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 371/2016-
SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão 
tarifária da CEEE.  
 
9. 
Por meio da Carta nº 040/2016, de 14 de novembro de 2016, a CEEE-D solicita que “seja dado 
caráter provisório para o processo de Revisão Tarifária Periódica”, de forma a postergar “a aplicação das tarifas 
atualmente vigentes até que o cálculo tarifário reflita o valor definitivo da Base de Remuneração Regulatória”. 
 
10. 
Em 16 de novembro 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 REN nº 538/2013, registradas em nome da 
CEEE1. 
 
11. 
É o relatório.  
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
II.1 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 CEEE conduz 
a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -16,28%, sendo de -13,12% em média, para os 
consumidores conectados na Alta Tensão e de -17,87%, em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
                                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
13. 
O efeito médio de -16,28% 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. 
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-13,12%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-17,87%
Efeito Médio AT+BT
-16,28%

14. 
A diferença entre os efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorre da nova 
estrutura tarifária que é redefinida no momento da revisão tarifária, que impactou mais intensamente os 
consumidores na alta tensão. Os custos de expansão da Alta Tensão aumentaram, ao contrário do que ocorreu 
com a Baixa Tensão.  
 
15. 
O resultado da estrutura tarifária mais do que compensou a queda da Tarifa de Energia – TE 
percebido no atual processo tarifário, em decorrência da redução no preço do mix de energia, cujos efeitos são 
normalmente mais percebidos pelos consumidores na Alta Tensão, pelo fato desses consumidores terem, 
proporcionalmente, uma participação maior da TE em suas faturas. 
 
16. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 0,11%. Os 
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da CEEE, para compensar nos 12 meses 
subsequentes, contribuíram para uma redução tarifária de -11,36%. Já o efeito da retirada dos componentes 
financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de -5,03% na atual revisão. 
 
17. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -16,28%, 
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [(-16,28%) =  (0,11%)  +  (-11,36%)  +  
(-5,03%)]. 
 
18. 
O Gráfico a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.   
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
 
 
II.2 REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
-0,86%
0,73%
-3,52%
3,77%
-11,36%
-5,03%
-16,28%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Equilíbrio econômico-financeiro 
 
19. 
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.   
 
20. 
A Tabela a seguir 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 CEEE 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

21. 
O reposicionamento econômico de 0,11% é composto pela redução da Parcela A em -3,70% 
e no incremento na Parcela B de 3,77%. 
 
Parcela A 
 
22. 
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 aquisição de energia, que impactou, negativamente, 
o reposicionamento tarifário em -3,52%. 
 
23. 
Entre os 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 CEEE 
impactou a revisão em -4,65%.  A quota CDE-USO para 2016 foi fixada na Resolução Homologatória – REH 
n° 2.018, de 2 de fevereiro de 2016, com um valor inferior ao estabelecido para 2015. Essa resolução foi 
alterada pela REH n° 2077, de 7 de junho de 2016, o que implicou em uma nova redução dos valores da quota 
CDE-USO para 2016. 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.   
 
24. 
Ressalta-se ainda o impacto dos custos com compra de energia, de -3,52%. 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. 
 
25. 
O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
 
 
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
 
26. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o valor contido nas tarifas e a 
atual revisão: 
-3,52%
1,10%
0,71%
-0,48%
0,15%
0,00%
-0,77%
0,04%
0,37%
1,42%
0,00%
-6,67%
0,00%
0,61%
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
 Geração Própria
 Itaipu
 Montante de Reposição
 Proinfra

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
27. 
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.  
  
28. 
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.  
 
29. 
No caso da CEEE, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, a meta definida no 
ciclo anterior, de 8,45% sobre o mercado de baixa tensão faturado. No que se refere à meta para o final do 
ciclo, propõe-se o percentual de 7,04% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, tendo em 
vista que foram identificadas empresas comparáveis praticando perdas menores. 
 
30. 
Quanto às perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, estas foram 
informadas pela SRD, por meio do Memorando n° 452/2016- SRD/ANEEL, de 11 de novembro de 2016, no 
percentual de 6,01% sobre a energia injetada. 
 
31. 
A CEEE em sua contribuição pleiteou que fosse avaliada a participação ou não do mercado 
A1 (230kV) no cálculo de perdas da empresa.  
 
32. 
O mercado do subgrupo A1 é constituído unicamente pela unidade consumidora Gerdau 
(Charqueadas). Ao se analisar o CUSD encaminhado pela distribuidora, verifica-se que a tensão de conexão 
contratada pelo consumidor é de 69kV, mas esta unidade consumidora tem sido faturada no subgrupo tarifário 
A1 (≥ 30 kV). Do ponto de vista da tipologia da rede, não faz sentido excluir esse mercado do cálculo, haja vista 
que este mercado provoca perdas no sistema de 69kV, ao contrário do que ocorre no nível de 230 kV (A1), 
onde não existe utilização de ativos da distribuidora, salvo ativos utilizados na conexão da unidade 
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
396.108,72
438.121,65
10,61%
257,58
348,17
35,17%
Existente - CCEAR-QTD
1.553.787,00
813.927,35
-47,62%
224,37
288,56
28,61%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
2.195.687,23
2.124.550,66
-3,24%
237,21
231,10
-2,58%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
524.277,61
628.210,45
19,82%
193,54
203,16
4,97%
Ajuste - CCEAR
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Madeira e Belo Monte
490.059,68
964.579,34
96,83%
116,85
124,15
6,25%
Bilateral
48.470,25
33.813,60
-30,24%
198,00
252,15
27,35%
Cota Angra I e Angra II
316.153,28
342.462,65
8,32%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
2.371.406,78
2.461.799,65
3,81%
35,82
64,96
81,36%
Geração Própria
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Itaipu
1.699.129,61
1.921.373,52
13,08%
325,91
178,31
-45,29%
Montante de Reposição
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Proinfa
182.658,95
200.205,46
9,61%
271,06
358,71
32,33%
Sobra (-) / Exposição (+)
-1.402.663,30
-1.620.645,77
15,5%
190,70
175,51
-8,0%
TOTAL
8.375.075,81
8.308.398,54
-0,8%
192,45
179,92
-6,5%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
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  396.108,72 438.121,65 10,61%
1.553.787,00 813.927,35 -47,62%
2.195.687,23 2.124.550,66 -3,24%
524.277,61 628.210,45 19,82%
0,00 0,00 -
490.059,68 964.579,34 96,83%
48.470,25 33.813,60 -30,24%
316.153,28 342.462,65 8,32%
2.371.406,78 2.461.799,65 3,81%
0,00 0,00 -
1.699.129,61 1.921.373,52 13,08%
0,00 0,00 -
182.658,95 200.205,46 9,61%  257,58 348,17 35,17%
224,37 288,56 28,61%
237,21 231,10 -2,58%
193,54 203,16 4,97%
0,00 0,00 -
116,85 124,15 6,25%
198,00 252,15 27,35%
162,09 206,29 27,27%
35,82 64,96 81,36%
0,00 0,00 -
325,91 178,31 -45,29%
0,00 0,00 -
271,06 358,71 32,33%
Sobra (-) / Exposição (+)  -1.402.663,30 -1.620.645,77 15,5%  190,70 175,51 -8,0%
TOTAL  8.375.075,81 8.308.398,54 -0,8%  192,45 179,92 -6,5%

consumidora. Assim, o cálculo de perdas técnicas considerou o fluxo associado ao mercado desta unidade 
consumidora na apuração das perdas em 69 kV. 
 
33. 
Por outro lado, no balanço energético da empresa, o cálculo da perda técnica regulatória exclui 
o mercado do subgrupo A1 pelas razões anteriormente citadas. No entanto, considerando que este mercado 
está sendo atendido no nível de tensão de 69 kV e foi considerado no cálculo das perdas técnicas, entende-se 
adequado sua consideração no balanço energético, e, portanto, não deve ser excluído ainda que esteja 
classificado como mercado do subgrupo A1. Essa provável incoerência no faturamento da unidade consumidora 
no subgrupo A1, estando conectada no nível de tensão de 69 kV (A3) foi tratada anteriormente pelo Ofício nº 
69/2015-SRT/ANEEL, de 25 de setembro de 2015, quando a CEEE-D foi orientada a aguardar a definição das 
condições regulatórias em discussão na AP 014/2015, que tratou do acesso de consumidores e de 
autoprodutores à Rede Básica e resultou na REN nº 722, de 31 de maio de 2016. 
 
34. 
Assim, em face dos atuais regulamentos vigentes e da incoerência observada no faturamento 
da Gerdau (Charqueadas), entendo que a SRD, com o apoio da SRT, deve averiguar o procedimento adotado 
pela distribuidora no faturamento e na contratação da unidade consumidora. 
 
Parcela B 
 
35. 
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 17,2%, 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.  
 
36. 
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. 
 
37. 
No caso da CEEE, 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.  
 
38. 
Como a aplicação da metodologia resultou em um aumento dos custos operacionais da CEEE 
de 3,66% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%, 
estabelecido no regulamento. O resultado final da análise foi um custo operacional superior ao atualmente 
existente na tarifa, que contribuiu para o resultado final das tarifas em 0,37%. 
  
39. 
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. 
 
40. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 34,84% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 1,71%. Referentemente à quota de reintegração

regulatória, houve aumento de 5,27% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em 
0,18%. 
 
41. 
Sobre a base de remuneração, a CEEE alega que recebeu o Relatório de Fiscalização - RF 
em 11 de novembro de 2016 e que o prazo para resposta ultrapassa a data de aprovação do processo, bem 
como da vigência das novas tarifas. Nesse sentido solicita que “seja dado caráter provisório para o processo 
de Revisão Tarifária Periódica”, de forma a postergar “a aplicação das tarifas atualmente vigentes até que o 
cálculo tarifário reflita o valor definitivo da Base de Remuneração Regulatória”, após manifestação da empresa 
em relação ao RF e avaliação final da SFF.  
 
42. 
Conforme esclarecido pela SFF, a validação da base segue dois ritos distintos: i) prazos 
estabelecidos no Submódulo 10.1 do PRORET; e ii) etapas previstas na REN nº 63/2004. Tais ritos são 
acompanhados de forma concomitante, mas não são concluídos no mesmo momento. Para atender ao 
propósito da aprovação da revisão tarifária, a SFF informa os valores finais à SGT para que seja incluído no 
processo de revisão, conforme estabelecido no PRORET. 
 
43. 
Já a REN nº 63/2004 impõe um rito mais longo para a ação fiscalizatória, o que descasa com 
o envio de dados à SGT. No entanto, a etapa final da fiscalização foi cumprida com emissão de Termo de 
Notificação - TN contendo o RF, os quais são encaminhados à empresa para que tome conhecimento de seu 
conteúdo e então se manifeste oficialmente, atendendo a resolução. Ademais, durante a fiscalização em campo 
houve interação com a empresa e discussão dos valores e ajustes que compõem a base de remuneração. Por 
isso, entendo não haver motivação para o pleito da CEEE. 
 
Componentes financeiros 
 
44. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CEEE:  
 
Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

45. 
O componente financeiro mais expressivo foi a CVA Saldo a Compensar da CVA-Ano Anterior 
mais Ajustes.  
 
46. 
Segundo a SGT, a CVA Saldo a Compensar da CVA do ano anterior variou -4,98%, destacando 
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. 
 
Subvenção da CDE para descontos tarifários 
 
47. 
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. 
 
48. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à 
CEEE, em relação às competências entre novembro/2016 a outubro/2017, é de R$ 8.654.600,22 (oito milhões, 
seiscentos e cinquenta e quatro mil, seiscentos reais e vinte e dois centavos). Esse valor já inclui o ajuste da 
diferença entre os valores previstos e os realizados entre outubro/2015 a outubro/2016. 
 
II.3 DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
49. 
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. 
 
50. 
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 1,03%. 
 
51. 
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 CEEE é 
de -1,74%.  
 
52. 
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.  
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. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CEEE até a próxima revisão 
tarifária será de -0,71%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q, a ser definido em cada processo de 
reajuste. 
 
Estrutura de atendimento presencial aos consumidores da CEEE 
 
54. 
A CEEE solicitou, em conformidade com o § 7º do art. 178 da REN nº 414/2010, a avaliação 
da ANEEL em relação à proposta para implantação de um único posto de atendimento presencial nos 
Municípios de Capão da Canoa e de Xangri-lá (42 mil e 19 mil consumidores, respectivamente), em função da 
conturbação existente ente os mesmos. Tal medida, se adotada, implicará no fechamento do posto de 
atendimento do município de Xangri-lá.  
 
55. 
Atualmente, 
segundo 
informações 
da 
concessionária, 
Xangri-lá, 
mesmo 
tendo 
aproximadamente 45% dos consumidores de Capão da Canoa, tem uma demanda de atendimento equivalente 
a 13% da existente naquele município. A empresa alega racionalidade e qualidade na prestação de seus 
serviços, visto que, segundo a concessionária, o tempo médio de espera de atendimento em Capão da Canoa 
é de cerca de 2 minutos, bem aquém do limite de 45 minutos, estabelecido no art. 179 da REN nº 414/2010. A 
Agência de Capão da Canoa se situa entre os dois municípios em um imóvel próprio e já é dimensionada de 
forma a atender a demanda da população das duas localidades. 
 
56. 
Inicialmente cabe destacar que a REN nº 414/2010, estabelece quatro condições para o 
tratamento dos casos de conturbação entre municípios:  
 
(i) encaminhamento de proposta pela distribuidora quando de sua revisão tarifária;  
(ii) avaliação da ANEEL das justificativas técnicas e econômicas;  
(iii) relatório de avaliação do Conselho de Consumidores, no caso das concessionárias; e  
(iv) inclusão da proposta na Audiência Pública que irá tratar da respectiva revisão tarifária.  
 
57. 
Com relação aos itens (i) e (iv) a CEEE fez sustentação oral sobre essa proposta na Audiência 
Presencial, não tendo o tema sido objeto de nenhuma contribuição.  
 
58. 
Sobre o item (iii), o Conselho de Consumidores da CEEE aprovou a proposta da CEEE, 
conforme Ata da Reunião do Conselho de Consumidores 146/2016, ocorrida em 23 de maio de 2016.  
 
59. 
No caso da análise técnica comercial, a SRD observou que os dois municípios Xangri-la e 
Capão de Canoa já são obrigados a ter posto de atendimento presencial com funcionamento 8h diárias, que é 
o requisito mais exigente previsto na REN nº 414/2010, de modo que não haveria alteração no horário de 
funcionamento, ou seja, seria possível acatar a proposta. Tendo em vista que a CEEE tem por obrigação 
cumprir os demais requisitos de qualidade do atendimento presencial elencados na REN nº 414/2010, a SRD 
considera que a proposta técnica e comercial apresentada atende ao que dispõe a norma.  
 
60. 
Nesse sentido, a proposta é de acatar a proposição de fechamento do posto de atendimento 
em Xangri-lá desde que a CEEE mantenha em funcionamento o posto de Capão da Canoa por um período 
mínimo de 8 (oito) horas diárias e atenda aos requisitos de qualidade do atendimento presencial elencados na 
REN nº 414/2010.

II.4 COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
 
61. 
A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em AP e o resultado da 
revisão tarifária.  
 
Tabela 5 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
62. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência 
pública foram:  
 
(i) 
a remuneração e a depreciação, que contribuíram para uma variação de -0,67% e -0,44%, 
respectivamente. A redução desse custo se deve principalmente à redução na avaliação final da 
base de remuneração, conforme Memorando n° 622/2016-SFF/ANEEL, de 8 de novembro de 
2016. 
 
(ii) 
os componentes financeiras do processo atual, com variação de -3,14%, do qual se destaca a 
consolidação do cálculo da CVA, que na fase de abertura da AP ainda era provisório. 
 
63. 
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: 
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.  
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-3,80%
-3,66%
0,15%
Encargos Setoriais
-1,15%
-0,86%
0,29%
Custos de Transmissão
0,64%
0,73%
0,08%
Custos de Aquisição de Energia
-3,29%
-3,52%
-0,23%
PARCELA B
4,31%
2,95%
-1,36%
CO + Anuidades + RI
1,36%
1,11%
-0,26%
Remuneração
2,38%
1,71%
-0,67%
Depreciação
0,62%
0,18%
-0,44%
OR
-0,06%
-0,05%
0,01%
Reposicionamento Tarifário
0,50%
-0,70%
-1,21%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
-8,22%
-11,36%
-3,14%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-4,22%
-4,22%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
-0,25%
0,00%
0,25%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-12,18%
-16,28%
-4,10%

Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
64. 
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: 
 
Custo de       
Distribuição
15,6%
Custo de            
Energia
30,3%
Custo de     
Transmissão
3,9%
Encargos          
Setoriais
18,1%
ICMS 26,6%
PIS/COFINS 5,6%
Tributos
32,2%

Gráfico 5 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
II.5 DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
65. 
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 AP nº 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST4. 
 
66. 
Em sua contribuição à AP, a CEEE-D solicitou a criação de 2 novos conjuntos, nomeados 
MENINO DEUS e RINCAO, o que ocasionou a reconfiguração de outros conjuntos existentes. Ao mesmo 
tempo, a empresa informou a extinção de dois outros conjuntos: CRM 1 – MINAS DO LEÃO e MARMELEIRO, 
tendo seus grupos de unidades consumidoras migrados para outros conjuntos. 
 
67. 
Além disso, a CEEE-D comunicou a migração de unidades consumidoras entre os conjuntos 
já existentes, havendo assim transferências de suas cargas. No total, a CEEE-D informou a migração entre 56 
conjuntos de unidades consumidoras. No entanto, após análise, entendeu-se que somente os conjuntos com 
4 “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.”  
300,71
306,42
304,10
316,42
340,21
336,98
312,57
382,49
456,62
483,17
396,99
out/07
out/08
out/09
out/10
out/11
out/12
out/13
out/14
mar/15
out/15
nov/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Revisão                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
  Variação IPCA  483,17
456,62
    
382,49    
340,21 336,98
300,71 306,42 304,10 316,42 312,57    
    
    
    

volume relevante de migração de unidades consumidoras tiveram a necessidade de reconfiguração. Os demais 
conjuntos, apesar das alterações executadas, não necessitam ser reconfigurados, podendo assim manter o 
histórico de apuração.  
 
68. 
Dessa forma, avaliando-se as reconfigurações propostas, conclui-se que as mesmas estão em 
acordo com as disposições do PRODIST. Com as mudanças, a Distribuidora permanece com 61 conjuntos de 
unidades consumidoras. 
 
69. 
Com relação à proposta final de limites globais de DEC e FEC, apresenta-se nos Gráficos 6 e 
7. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média anual é de 3,96% no 
DEC e 5,63% no FEC.  
 
 
 
Gráfico 6 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CEEE-D 
Fonte: Nota Técnica nº 156/2016-SRD/ANEEL.

Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CEEE-D 
Fonte: Nota Técnica nº 156/2016-SRD/ANEEL. 
 
70. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 8 e 9 apresentam 
uma comparação entre os limites da CEEE-D e os limites de outras distribuidoras de grande porte localizadas 
na Região Sul: 
 
 
Gráfico 8 – Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul 
Fonte: Nota Técnica nº 156/2016-SRD/ANEEL.

Gráfico 9 – Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul 
Fonte: Nota Técnica nº 156/2016-SRD/ANEEL. 
 
71. 
Depreende-se dos Gráficos acima que os limites propostos para a CEEE-D estão aderentes à 
realidade da região. 
 
72. 
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 CEEE-D entre 2012 e 2015: 
 
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela CEEE-D 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2012 
 9.956.700  
 14.643.936,85  
2013 
 5.701.532  
 13.458.735,32  
2014 
 9.859.311  
 23.640.776,51  
2015 
 6.482.804  
 15.621.941,35  
Fonte: site da ANEEL. 
 
III. DIREITO 
 
73. 
A legalidade do assunto 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;
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2012  9.956.700  14.643.936,85  
    5.701.532  13.458.735,32  
    9.859.311  23.640.776,51  
    6.482.804  15.621.941,35  

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 81/1999. 
 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
74. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nº 48500.000007/2016-
92 e 48500.003993/2016-32, voto pela aprovação de Resoluções Homologatórias, na forma das minutas 
anexas, a fim de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CEEE, a vigorar a partir de 
22 de novembro de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  consumidores 
de -16,28%, sendo de -13,12% para os consumidores em alta tensão e de -17,87% 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 CEEE; 
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 CEEE, de R$ 
8.654.600,22 (oito milhões, seiscentos e cinquenta e quatro mil, seiscentos reais e vinte e 
dois centavos), de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
f) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,03%; 
g) fixar o componente T do Fator X de -1,74%; 
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem 
observados pela CEEE; 
i) 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) 
(%) 
6,01% 
6,01% 
6,01% 
6,01% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) 
(%) 
7,77% 
7,50% 
7,25% 
7,04% 
 
j) determinar que a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, em 
conjunto com a Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT, no 
prazo de 90 dias, verifique o procedimento adotado pela CEEE no faturamento e na 
contratação da unidade consumidora GERDAU AÇOS ESPECIAIS em face da 
regulamentação vigente.
  Reajuste 2017  Reajuste 2018  Reajuste 2019  Reajuste 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada)
(%)  6,01%  6,01%  6,01%  6,01%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT)
(%)  7,77%  7,50%  7,25%  7,04%

Brasília, 16 de novembro de 2016. 
 
 
TIAGO DE BARROS CORREIA 
Diretor