VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.002816/2015-58 e 48500.004698/2015-12 
 
INTERESSADOS: Companhia Sul Paulista de Energia – CPFL Sul Paulista  
 
RELATOR: Tiago de Barros Correia 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária SGT e Superintendência de Regulação doe Serviços de 
Distribuição – SRD. 
 
ASSUNTO: Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Companhia Sul Paulista de Energia – CPFL Sul 
Paulista a vigorar a partir de 22 de março 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 2020, consolidados após a avaliação 
das contribuições trazidas na Audiência Pública no 68/2015. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição no 019/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CPFL Sul Paulista - Companhia Sul Paulista de 
Energia, estabelece a data de 22 de março 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 28/04/2015, por meio da REN nº 660/2015. 
3. 
Em 10/11/2015, na 42ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a AP n° 
68/2015 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 2020. O período de contribuições se estendeu de 12 de novembro a 17 de dezembro de 2015, 
com sessão presencial em 26 de novembro de 2015 na cidade de Itapetininga - SP. 
4. 
No dia 04/03/2015, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições 
trazidas na AP n° 68, foi encaminhada à CPFL Sul Paulista e ao Conselho de Consumidores. Em 25 de fevereiro, na 
sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da empresa, para discutir a proposta final da 
revisão tarifária, momento em que a concessionária apresentou as suas contribuições finais. A reunião com o 
conselho de consumidores foi realizada no dia 14/03/2015.  
5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota Técnica nº 
18, de 09 de março 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 CPFL Sul 
Paulista, para o período de 2017 a 2020.  
6. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram confirmadas pela SRD, 
por meio do Memorando n° 092/2016-SRD/ANEEL, de 11/03/2016.

7. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 87/2016-SFF/ANEEL. 
8. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 57, de 18 de março de 
2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CPFL Sul Paulista.  
9. 
Em 22 de março 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 
CPFL Sul Paulista1. 
10. 
A Procuradoria Federal junto à ANEEL – PGE conheceu das minutas de Resolução e as referendou. 
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 CPFL Sul Paulista conduz a 
um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,82%, sendo de 6,33% em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 17,05% em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
                                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
13. 
O impacto a ser percebido por cada consumidor depende do subgrupo e modalidade tarifária a qual 
pertence. A diferença entre os efeitos médios dos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa Tensão) tem relação com os 
itens de custos que estão sofrendo alterações. A principal alteração é a nova alocação de custos da Parcela B entre 
os subgrupos tarifários devido ao recálculo da estrutura tarifária (estrutura vertical), que impactou mais intensamente 
os consumidores na baixa tensão.  
14. 
O efeito médio de 12,82% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos de Parcela A e B; (ii) 
da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário; (iii) da retirada dos componentes 
financeiros fixados na RTE 2015; e (iv) 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)
6,33%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
17,05%
Efeito Médio AT+BT
12,82%

15. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 2,31%, ao se ter 
como base de comparação, além dos custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos que foram 
acrescidos na RTE mediante componente financeiro.   
16. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da 
CPFL Sul Paulista, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o aumento tarifário em 
7,46%, sendo -14,55% decorrente da retirada dos componentes financeiros fixados na RTE 2015 e 22,01% 
referente aos demais financeiros.   
17. 
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa 
uma redução de 3,05% na atual revisão.  
18. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 12,82%, representa a 
conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [12,82% = + (2,31%) + (22,01% -14,55%) + (3,05%)]. 
19. 
O Gráfico I 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. 
 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
 
20. 
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.   
 
-1,45%
0,10%
-1,34%
5,01%
7,46%
3,05%
12,82%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

21. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os valores 
atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado, e a participação de 
cada valor na composição da receita da concessionária.  
Tabela 2 – Revisão tarifária da CPFL Sul Paulista 
 
            Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
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, se verifica uma redução do custo com encargos setoriais de -1,45%. 
 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-3,72%
-2,70%
68,29%
Encargos Setoriais
-5,71%
-1,45%
23,43%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
-31,44%
-0,08%
0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-25,54%
-4,26%
12,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
8,83%
0,05%
0,66%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
5,78%
0,29%
5,18%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
126,10%
2,54%
4,44%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
0,68%
0,01%
0,84%
Custos de Transmissão
1,34%
0,10%
7,06%
Rede Básica
-18,68%
-0,74%
3,16%
Rede Básica Fronteira
32,23%
0,56%
2,25%
MUST Itaipu
6,60%
0,04%
0,57%
Transporte de Itaipu
18,94%
0,04%
0,27%
Conexão
28,04%
0,12%
0,54%
Uso do sistema de distribuição
37,52%
0,07%
0,27%
Custos de Aquisição de Energia
-3,36%
-1,34%
37,80%
PARCELA B
18,26%
5,01%
31,71%
Custos Operacionais
-3,51%
-0,58%
15,66%
Anuidades
50,42%
1,07%
3,12%
Remuneração
61,13%
3,51%
9,04%
Depreciação
28,67%
1,04%
4,57%
Receitas Irrecuperáveis
-18,80%
-0,03%
0,12%
Outras Receitas
-0,01%
0,00%
-0,81%
RT considerando a varição tarifária da RTE
2,31%
0,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
7,46%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE
2,15%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido dos Efeitos da RTE
6,66%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos Efeitos da RTE
1,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-0,32%
Neutralidade dos Encargos
-0,12%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-2,55%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia
0,03%
Exposição Diferença Preços entre Submercados
0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,12%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,04%
Conselho de Consumidores
-0,08%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
0,64%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,13%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
3,05%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
12,82%
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -3,72% -2,70% 68,29%  
Encargos Setoriais -5,71% -1,45% 23,43%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE -31,44% -0,08% 0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -25,54% -4,26% 12,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 8,83% 0,05% 0,66%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 5,78% 0,29% 5,18%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 126,10% 2,54% 4,44%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 0,68% 0,01% 0,84%  
Custos de Transmissão 1,34% 0,10% 7,06%  
  -18,68% -0,74% 3,16%
  32,23% 0,56% 2,25%
  6,60% 0,04% 0,57%
  18,94% 0,04% 0,27%
  28,04% 0,12% 0,54%
  37,52% 0,07% 0,27%
Custos de Aquisição de Energia -3,36% -1,34% 37,80%  
PARCELA B 18,26% 5,01% 31,71%  
Custos Operacionais -3,51% -0,58% 15,66%
Anuidades 50,42% 1,07% 3,12%
Remuneração 61,13% 3,51% 9,04%
Depreciação 28,67% 1,04% 4,57%
Receitas Irrecuperáveis -18,80% -0,03% 0,12%
Outras Receitas -0,01% 0,00% -0,81%  
RT considerando a varição tarifária da RTE 2,31%  
0,00%  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 7,46%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE 2,15%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido dos Efeitos da RTE 6,66%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos Efeitos da RTE 1,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,32%
Neutralidade dos Encargos -0,12%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -2,55%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia 0,03%
Exposição Diferença Preços entre Submercados 0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,12%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,04%
Conselho de Consumidores -0,08%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE 0,64%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,13%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 3,05%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,82%  

23. 
Desses encargos, destacam-se: a redução da quota CDE-Uso, com efeito de -4,26%, decorrente da 
recente aprovação das quotas anuais para 2016; e a elevação dos gastos com o ESS/EER, com efeito de 2,54%, 
em especial devido ao aumento da previsão de despesas com o encargo de energia de reserva relacionado ao 
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 -1,34%. Tal resultado decorre, 
principalmente, da queda da tarifa de repasse de potência contratada de Itaipu de US$ 38,07/kW.mês para US$ 
25,78/kW.mês, e do término do CCEAR de Ajuste, que possui custo unitário superior ao custo médio de compra de 
energia da concessionária.  
 
25. 
Estes efeitos negativos foram compensados, principalmente pelo aumento dos montantes 
contratados de energia nova na modalidade disponibilidade e em razão da majoração do custo das usinas 
hidrelétricas em regime de alocação de cotas de garantia física de energia e potência, objeto do Leilão nº 12/2015-
ANEEL, que, no último processo tarifário teve preço de repasse de R$ 33,34 /MWh, sendo que no atual processo a 
cobertura tarifária econômica está em torno de R$ 60/MWh, que reflete o Preço-Teto resultante das receitas 
estabelecidas no Edital referente a cada usina.  
 
26. 
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. 
 
 
27. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre a revisão tarifária extraordinária e a 
atual revisão: 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
-1,34%
-0,05%
1,94%
-0,26%
-2,74%
0,69%
-0,58%
0,18%
1,10%
-2,44%
0,83%
Total
 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

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
PERDAS REGULATÓRIAS 
 
28. 
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.  
  
29. 
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.  
 
30. 
No caso da CPFL Sul Paulista, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a meta do 
terceiro ciclo, de 0,92% sobre o mercado (faturado) de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do ciclo, 
propõe-se o percentual de 0,46% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, tendo em vista que foi 
identificada empresa comparável praticando perdas menores.  Como resultado da trajetória assim estabelecida, 
para o ano de 2016 foi considerado o percentual de 0,509% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa 
tensão.  
 
31. 
No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica 
e tipo de transformadores. O referencial de perdas técnicas é calculado como percentual da energia injetada. O 
valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela Superintendência de 
Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 092/2016 - SRD/ANEEL, no percentual de 5,942% 
sobre a energia injetada. 
 
32. 
Neste ponto cumpre registrar pleito da empresa, apresentado após a AP 68, que questiona o cálculo 
de perdas técnicas e a sua forma de consideração nos processos tarifários. Argumenta a empresa que uma carga 
relevante em seu sistema, o consumidor livre DURATEX, conectado no nível de tensão A2, solicitou redução de seu 
contrato de uso no final de 2015, fato que não fora capturado no período de análise da SRD no cálculo das perdas 
técnicas, que observa o ano civil, no caso 2014. De tal forma, considerando a pequena contribuição da carga para 
as perdas técnicas, a utilização de seu consumo de 2014 (23,5% da energia injetada na área de concessão) no 
atual ciclo tarifário prejudicaria a definição dos parâmetros de perdas, uma vez que este é obtido tendo por 
referência a energia injetada em 2014 e assim acabaria por definir um parâmetro de perdas técnicas inferior a 
situação de fato existente no início do ciclo. Ao final, solicita que a carga da DURATEX tenha tratamento igual ao 
Tipo de contrato
RTE 2015
Processo atual
Variação
RTE 2015
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-QTD
882,17
231,92
-73,71%
143,91
173,43
20,52%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
8.944,74
37.941,92
324,18%
131,32
134,92
2,74%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
8.545,25
5.240,56
-38,67%
121,70
122,44
0,61%
Ajuste - CCEAR
12.453,17
0,00
-100,00%
388,18
0,00
-100,00%
Madeira e Belo Monte
181,49
11.789,73
6395,97%
106,60
116,12
8,94%
Bilateral
311.360,45
300.095,71
-3,62%
106,44
119,10
11,89%
Cota Angra I e Angra II
16.320,07
15.939,34
-2,33%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
6.784,35
39.368,84
480,29%
33,34
61,26
83,74%
Itaipu
102.767,32
97.592,19
-5,04%
231,20
221,74
-4,09%
Proinfa
9.317,77
9.802,95
5,21%
368,87
496,71
34,66%
Sobra (-) / Exposição (+)
-28.703,76
-74.907,42
161,0%
143,02
138,23
-3,3%
TOTAL
448.853,02
443.095,76
-1,3%
147,71
146,16
-1,0%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  RTE 2015 Processo atual Variação  RTE 2015 Processo atual Variação  
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
Proinfa  882,17 231,92 -73,71%
8.944,74 37.941,92 324,18%
8.545,25 5.240,56 -38,67%
12.453,17 0,00 -100,00%
181,49 11.789,73 6395,97%
311.360,45 300.095,71 -3,62%
16.320,07 15.939,34 -2,33%
6.784,35 39.368,84 480,29%
102.767,32 97.592,19 -5,04%
9.317,77 9.802,95 5,21%  143,91 173,43 20,52%
131,32 134,92 2,74%
121,70 122,44 0,61%
388,18 0,00 -100,00%
106,60 116,12 8,94%
106,44 119,10 11,89%
162,09 206,29 27,27%
33,34 61,26 83,74%
231,20 221,74 -4,09%
368,87 496,71 34,66%  
Sobra (-) / Exposição (+)  -28.703,76 -74.907,42 161,0% 143,02 138,23 -3,3%    
TOTAL  448.853,02 443.095,76 -1,3% 147,71 146,16 -1,0%    

considerado aos consumidores no nível A1, cuja energia injetada é desconsiderada da base de cálculo das perdas 
técnicas. 
 
33. 
Em análise, a SRD destacou que segue os procedimentos definidos no Módulo 7 do PRODIST, e 
que o período de apuração das perdas na distribuição é anual e deve coincidir com o ano civil, sendo tal 
procedimento aplicado a todas as distribuidoras. Também informou que é natural que ocorra alterações no fluxo de 
energia no sistema elétrico no período entre revisões tarifárias e que isso influencie no percentual de perdas da 
distribuidora, para mais ou para menos, tendo verificado que no nível A2 da própria Distribuidora no último período 
tarifário, houve um aumento no mercado do subgrupo A2 da CPFL Sul Paulista de 130,93%, chegando em 2015 a 
186%. Essa evolução não se verificou na mesma intensidade nos demais níveis de tensão, por exemplo no BT que 
teve aumento da ordem de 18% no ciclo. Nesta condição, ao longo do 3º Ciclo, aplicou-se um percentual de perdas 
técnicas definido na RTP em um mercado com grande crescimento, mas que não implicou em aumento das perdas 
técnicas físicas (em MWh) na mesma proporção, o que resultou em um benefício capturado pela empresa. 
 
34. 
Ainda, a SRD relatou seu entendimento de que o caso da empresa não é similar ao tratamento dado 
pela ANEEL aos consumidores conectados em A1. Nesse caso, tratam-se de consumidores específicos, que não se 
encontram conectados aos sistemas de distribuição e cuja perda técnica associada compõe as identificadas para a 
rede básica. No caso da CPFL Sul Paulista, a Duratex está conectada em DIT, que possui o mesmo tratamento dos 
sistemas de distribuição no cálculo das perdas. Caso fosse aceito o pleito da empresa, a ANEEL teria que adotar o 
mesmo procedimento para diversos outros casos similares – inclusive para a própria empresa no ciclo anterior. 
 
35. 
Por sua vez a SGT destacou que o procedimento de repasse tarifário das perdas de energia está 
definido no PRORET 3.2 – Custos de Aquisição de Energia, o qual contempla a exclusão do mercado A1 na 
definição dos montantes de perdas técnicas. Tal critério decorre da metodologia de apuração de perdas técnicas e 
vem sendo utilizado desde o início do 3º Ciclo de revisões tarifárias. Ainda, de forma complementar e ressaltando a 
dificuldade da previsibilidade do mercado destacou o Relatório Anual e de Sustentabilidade 2015 – Sumário 
Executivo - DURATEX2 que assim informa:  “(...) Para se adequar às novas condições do mercado, a Duratex 
realizou ajustes em sua capacidade produtiva ao longo de 2015. Na unidade de Itapetininga, a produção de painéis 
MDP e MDF foi paralisada temporariamente, permanecendo em atividade as linhas de revestimento e de alto brilho, 
produtos com elevada aceitação no mercado. A produção normal em Itapetininga será retomada assim que a 
demanda no mercado for retomada. ” Comentário no mesmo sentido foi ainda relatado pelo presidente do Conselho 
de Consumidores, que reportou notícias de que as atividades da unidade seriam retomadas de forma terceirizada. 
  
36. 
Em resumo, as superintendências mantiveram a aplicação dos regulamentos vigentes, rejeitando o 
pleito da concessionária, encaminhamento que acompanho. Além disso, é importante ressaltar que a renovação das 
concessões da CPFL, cujos processos tarifários estão sendo deliberados na data de hoje, permite a fusão de suas 
áreas de concessão, fato que, se concretizado, certamente contribuirá para redução da relevância dos efeitos da 
alteração de mercado de consumidores individuais na definição dos níveis regulatórios de perdas elétricas, 
assegurando-se assim melhores sinais de incentivo ao seu combate. 
 
  
37. 
Outro aspecto do cálculo de perdas na distribuição é a consideração feita em relação as perdas nas 
redes A3a. Destaco que o método de cálculo adotado atualmente pela ANEEL (fluxo de potência), apresenta plena 
condição para obter as perdas nas redes A3a da CPFL Sul Paulista, procedimento que não era possível nos 
processos de tarifários passados devido às particularidades dos modelos de cálculo adotados pela ANEEL. Nesses 
                                                          
2 DURATEX - Relatório Anual e de Sustentabilidade 2015 – Sumário Executivo (p. 17) 
http://www.duratex.com.br/ri/pt/download/Duratex_Sumario_Executivo_15.pdf

casos as perdas eram calculadas pelas distribuidoras e avaliadas pela ANEEL, que realizava análises de 
consistência, como, por exemplo, o acompanhamento histórico de evolução das perdas.  
 
38. 
 Em que pese a metodologia ser aplicável para o cálculo das referidas redes, a CPFL Sul Paulista 
afirmou que os resultados obtidos nas simulações mediante aplicação do atual método de cálculo não foram 
consistentes e que, diante disso, informaria a perda nos moldes dos processos tarifários de anteriores. 
 
39. 
Ante a impossibilidade apresentada pela CPFL Sul Paulista que permitisse o cálculo das perdas, a 
Superintendência avaliou os montantes informados pela Distribuidora e observou os seguintes aspectos que 
motivaram os ajustes realizados, e detalhados na Nota Técnica n° 0023/2016-SRD/ANEEL, para as perdas das 
redes A3a: 
 
i. 
A CPFL Sul Paulista apresentou sete versões de base de dados para o cálculo de perdas, 
alterando as perdas calculadas e a energia passante nesses circuitos em três oportunidades; 
 
ii. 
A perda de energia considerada pela ANEEL no 3CRTP para esses circuitos foi de 4.111 
MWh/ano (1,212% da energia circulante), ao passo que nesse processo de revisão a Empresa 
pleiteou o montante de 15.158,64 MWh/ano (4,74% da energia circulante). Esse aumento 
significativo é contra intuitivo, uma vez que se observa que a energia passante nos circuitos A3a 
reduziu em 5,85% e o comprimento dos alimentadores praticamente se manteve. Também não 
houve mudança no método de cálculo utilizado pela Distribuidora;  
 
iii. 
Na avaliação das perdas por alimentador, salta aos olhos valores muito discrepantes, sem que 
se possa identificar variações significativas no comprimento dos circuitos e na energia passante, 
como por exemplo o alimentador ITS27, o qual teve sua perda saltando de 953,79 MWh/ano no 
3 CRTP para 5.899,67 MWh/ano nesta RTP (aumento de 519%). 
 
40. 
Considerando as diversas retificações e inconsistências observadas nos dados de perdas 
informados pela CPFL Sul Paulista, e com o intuito de manter a coerência no cálculo de perdas das redes A3a, 
concordo com a Superintendência em adotar para esses circuitos os mesmos percentuais de perdas sobre a 
energia circulante no segmento utilizado no 3CRTP. 
 
 
PARCELA B 
 
41. 
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 
27,1%, 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.  
 
42. 
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.   
 
43. 
No caso da CPFL Sul Paulista, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas é maior do 
que o intervalo superior definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como resultado, foi 
estabelecida uma trajetória de redução desses custos ao longo do ciclo, para que ao final os custos operacionais 
regulatórios alcancem o limite superior do intervalo.

44. 
Como a aplicação da metodologia resultou em uma redução anual dos custos operacionais da 
CPFL Sul Paulista de -1,96% 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 superior a 120% e, desse modo, foi necessário 
recalcular a meta de custos operacionais para compartilhar com o consumidor o valor excedente. O resultado final 
da análise, foi um custo operacional considerado na revisão inferior ao atualmente existente na tarifa, contribuindo 
para uma redução tarifária de -0,58%. 
  
45. 
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. 
 
46. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 61,13% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 3,51%. A situação adveio do aumento da base 
líquida de 90,4%, desde o terceiro ciclo de revisão, devido ao elevado volume de investimentos realizado desde a 
terceira revisão, segundo o laudo de avaliação da base de remuneração. O aumento do WACC regulatório, que 
passou de 7,5% para 8,09%, e da remuneração sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações 
Especiais também contribuiu para o aumento observado da remuneração do capital. 
 
47. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 28,67% em relação aos 
valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em 1,04%. A situação proveio do aumento da Base 
Bruta de 74,2% por causa do volume de investimentos realizados. O efeito desse aumento foi atenuado em parte 
pela redução da taxa de depreciação (de 3,78% para 3,77%). 
 
COMPONENTES FINANCEIROS 
 
48. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CPFL Sul 
Paulista:  
 
                                                    Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE
3.154.364,48
            
2,15%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido dos Efeitos da RTE
9.756.085,82
            
6,66%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos Efeitos da RTE
1.470.933,53
            
1,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(469.366,77)
              
-0,32%
Neutralidade dos Encargos
(172.741,19)
              
-0,12%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(3.734.709,60)
           
-2,55%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia
37.144,93
                 
0,03%
Exposição Diferença Preços entre Submercados
31.872,33
                 
0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
174.341,25
               
0,12%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
57.421,21
                 
0,04%
Conselho de Consumidores
(113.566,86)
              
-0,08%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
940.001
                    
0,64%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(191.321)
                   
-0,13%
Total
10.940.459,16
          
7,46%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE 3.154.364,48 2,15%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido dos Efeitos da RTE 9.756.085,82 6,66%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos Efeitos da RTE 1.470.933,53 1,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 469.366,77) -0,32%
Neutralidade dos Encargos ( 172.741,19) -0,12%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 3.734.709,60) -2,55%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia 37.144,93 0,03%
Exposição Diferença Preços entre Submercados 31.872,33 0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 174.341,25 0,12%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 57.421,21 0,04%
Conselho de Consumidores ( 113.566,86) -0,08%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE 940.001 0,64%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD ( 191.321) -0,13%  
Total 1 0.940.459,16 7,46%  

49. 
O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de 6,66%. Esse efeito já 
leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à Conta – ACR.  
 
50. 
A principal modalidade contratual que impactou o saldo da CVA energia foi a de ITAIPU, devido à 
alta do dólar ocorrida no período, aliada a nova tarifa de repasse de ITAIPU que foi estabelecida pela Resolução 
Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014 e cobrada a partir de janeiro/2015. Por sua vez, a receita repassada da Conta 
Bandeiras e da Conta-ACR contribuiu para que o efeito da CVA energia não sofresse um aumento adicional. O 
gráfico abaixo demonstra as variações por modalidade contratual. 
 
 
Gráfico 3 – CVA energia por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
51. 
Ressalta-se ainda o financeiro de postergação da vigência das tarifas, com efeito de 0,51% 
(Componente TE e TUSD) no atual processo tarifário. Esse financeiro decorre da assinatura do termo aditivo de 
prorrogação da concessão, que implicou na alteração da data contratual de 03 de fevereiro de 2016 para 22 de 
março de 2016. Dessa forma, no atual processo tarifários está sendo revertido os valores de financeiros 
considerados no processo tarifário anterior que foram cobrados nas tarifas por um período superior a 12 meses 
52. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários3, o montante mensal de recursos da CDE, 
a ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores 
mensais a serem repassados durante 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a 
diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo. 
 
53. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CPFL 
Sul Paulista, em relação às competências entre março/2016 a fevereiro/2017, é de R$ 634.619,87. Esse valor já 
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre fevereiro/2015 e fevereiro/2016. 
                                                          
3 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.

54. 
Ainda, cumpre destacar que neste processo tarifário não foi considerado qualquer valor a título de 
subvenção da CDE com vistas à redução equilibrada das tarifas da CPFL Sul Paulista (R$ 854.436,00 em 2015), 
refletindo assim a decisão no âmbito da definição das quotas da CDE/2016 de se excluir tais valores a partir dos 
processos ordinários de reajuste/revisão das concessionárias beneficiárias. 
 
 
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
55. 
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. 
 
56. 
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 1,17%. 
 
57. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais regulatórios 
quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses custos ao longo do 
ciclo tarifário. O componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da CPFL Sul Paulista é de 1,26%.  
 
58. 
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.  
 
59. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CPFL Sul Paulista até a 
próxima revisão tarifária será de 2,43%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada 
processo de reajuste. 
 
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
 
60. 
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. 
 
61. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência pública 
foram:  
 
(i) 
os encargos setoriais, que contribuíram para um redução de -1,13% no efeito médio divulgado na 
audiência pública. A redução desse custo se deve principalmente a nova quota de CDE USO que foi 
definida somente após a abertura da audiência pública;  
 
(ii) 
o custo de aquisição de energia, que contribui para uma redução de -3,00%. Essa redução decorre 
principalmente da redução da tarifa em dólar de ITAIPU que foi homologada após a abertura da 
audiência pública; e  
 
(iii) 
a remuneração do capital e a quota de reintegração regulatória, que contribuíram para um aumento 
de 0,73%. Quanto aos valores da base provisória, submetida em audiência pública, o valor da base de 
remuneração líquida aumentou 8,43% e a base de remuneração bruta aumentou em 5,53%. 
 
 
62. 
Os Gráficos 4 e 5 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora, com e sem tributos4: 
                                                          
4 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]
1,42%
-2,70%
-4,12%
Encargos Setoriais
-0,33%
-1,45%
-1,13%
Custos de Transmissão
0,08%
0,10%
0,01%
Custos de Aquisição de Energia
1,66%
-1,34%
-3,00%
PARCELA B
3,25%
5,01%
1,76%
CO + Anuidades + RI
-0,60%
0,46%
1,06%
Remuneração
2,78%
3,51%
0,73%
Depreciação
1,05%
1,04%
-0,00%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
0,03%
0,00%
-0,03%
RT considerando a varição tarifária da RTE
4,67%
2,31%
-2,36%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
7,53%
7,46%
-0,07%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
3,05%
3,05%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
0,13%
0,00%
-0,13%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
15,37%
12,82%
-2,56%

Gráfico 4 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
Gráfico 5 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
63. 
O Gráfico 6 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, acima da variação 
do IGP-M e do IPCA no mesmo período: 
 
Custo de       
Distribuição
31,7%
Custo de            
Energia
35,0%
Custo de     
Transmissão
7,1%
PROINFA 2,8%
CDE 18,0%
ESS/EER 4,4%
Outros 1,0%
Encargos     
Setorias
26,3%
Custo de       
Distribuição
24,3%
Custo de            
Energia
26,8%
Custo de     
Transmissão
5,4%
Encargos          
Setoriais
20,1%
ICMS 16,9%
PIS/COFINS 6,5%
Tributos
23,4%

Gráfico 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
64. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi obtido 
pela aplicação da nova metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 2014, após 
realizada a Audiência Pública 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST5.  
 
65. 
A CPFL Sul Paulista, em sua contribuição, solicitou a alteração nos limites do conjunto Itapetininga 
2. Como resultado, a contribuição da Distribuidora resultaria na elevação dos limites globais de DEC e FEC com 
relação aos limites já estabelecidos para 2015.  
 
66. 
Informa a empresa que vem cumprindo os limites dos indicadores de qualidade, entretanto, 
argumenta que “já apresenta em suas metas atuais, dificuldades para superar os desafios que impulsionem a 
melhoria sustentável e contínua na qualidade da prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica sem 
violar os limites estabelecidos para os indicadores de continuidade DEC e FEC de seus conjuntos. Em 
                                                          
5 “5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD conforme 
estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte 
procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho dos 
conjuntos; e 
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”

particularidade ao conjunto Itapetininga 2, nota-se que o mesmo se encontra acima de seu limite em todos os anos 
anteriores comprovando o fato de ser impraticável tendo em vista o limite tecnológico deste conjunto. ” 
 
67. 
Com relação ao proposto, a Distribuidora não apresentou justificativas para a alteração dos limites 
do conjunto Itapetininga 2, alegando apenas que as alterações representam de melhor forma as características 
desse conjunto. Entretanto, observa-se que a proposta da Empresa é de aumentar o limite do conjunto que já possui 
os limites mais elevados, sendo que o aumento proposto superaria o limite vigente (em 2016, de 12 horas). Verifica-
se na tabela abaixo que a proposta da Distribuidora aumenta a disparidade entre os limites de seus conjuntos, 
variando de 8 a 13 horas. Na proposta da ANEEL, os limites se encontram na faixa de 8 a 12 horas. Como não 
foram apresentadas justificativas para a proposta, conclui-se por não acatar o pleito. 
 
Tabela 5 – Limites propostos pela CPFL Sul Paulista para 3 conjuntos. 
Código 
Conjunto de Unidades 
Consumidoras 
DEC (horas) 
FEC (interrupções) 
 Nº de 
UC's  
2016 2017 2018 2019 2016 2017 2018 2019 
15619 
ITAPETININGA1 
8 
8 
7 
7 
7 
7 
6 
6 
20147 
15617 
ITAPETININGA2 
13 
13 
12 
11 
10 
9 
9 
9 
41600 
15618 
TROPEIROS 
9 
9 
8 
8 
7 
7 
6 
6 
10602 
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
Legenda (elevação de limites): 
  
  
1 ponto 
Sem alterações 
  
  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
  
68. 
Passa-se à proposta final de limites de DEC e FEC. Nos Gráficos 7 e 8 são apresentados o histórico 
de apuração e os limites globais propostos de DEC e FEC para a CPFL Sul Paulista após análise. Também é 
apresentada a contraproposta da Distribuidora. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 
2020, a redução média anual é de 2,39% no DEC e 2,87% no FEC.
Código  Conjunto de Unidades
Consumidoras  DEC (horas)                    FEC (interrupções)            Nº de
UC's
    2016      2017      2018      2019  2016  2017  2018  2019      
15619  ITAPETININGA1  8      8      7      7  7  7  6  6      20147
15617  ITAPETININGA2    13      13      12    11  10  9  9    9    41600
15618  TROPEIROS  9      9      8      8  7  7  6  6      10602
Legenda (elevação de limites):
1 ponto Sem alterações                                    
  1 ponto    Sem alterações

Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CPFL Sul Paulista 
Fonte: Nota Técnica nº 18/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CPFL Sul Paulista 
Fonte: Nota Técnica nº 18/2016-SRD/ANEEL. 
 
69. 
Nos Gráficos 9 e 10, são apresentados os histogramas dos limites de 2016 (vigentes) e 2020 
(propostos) dos conjuntos da CPFL Sul Paulista. Verifica-se que na proposta para 2020 permanece a dispersão dos 
limites.

Gráfico 9 – Histograma do limite do DEC dos conjuntos da CPFL Sul Paulista para 2016 e 2020 
Fonte: Nota Técnica nº 18/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 10 – Histograma do limite do FEC dos conjuntos da CPFL Sul Paulista para 2016 e 2020 
Fonte: Nota Técnica nº 18/2016-SRD/ANEEL. 
 
70. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 11 e 12 apresentam 
uma comparação entre os limites da CPFL Sul Paulista e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte 
localizadas na Região Sudeste:

Gráfico 11 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica nº 18/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 12 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica nº 18/2016-SRD/ANEEL. 
71. 
Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a CPFL Sul Paulista 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 CPFL Sul Paulista entre 2013 e 2015: 
 
Tabela 6– Compensações efetuadas pela CPFL Sul Paulista 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
 38.382  
 78.810,29  
2014 
 43.985  
  126.487,60  
2015 
 92.163  
 513.836,36  
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; 
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 019/1999. 
 
 
IV. DISPOSITIVO 
74. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.002816/2015-58 e 
48500.004698/2015-12, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a fim de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CPFL Sul Paulista, a vigorar a 
partir de 22 de março de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  
consumidores de 12,82%, sendo 6,33% para os consumidores em alta tensão e 17,05% 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 CPFL Sul Paulista ; 
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. – Eletrobrás à CPFL Sul Paulista, de modo a 
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
f) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,17%;
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2013  38.382  78.810,29  
    43.985  126.487,60  
    92.163  513.836,36  

g) fixar o componente T do Fator X de 1,26%; 
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2020 a serem 
observados pela CPFL Sul Paulista; e 
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) 
(%) 
5,94% 
5,94% 
5,94% 
5,94% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado 
BT) (%) 
0,46% 
0,46% 
0,46% 
0,46% 
 
Brasília, 22 de março de 2016. 
 
 
 
TIAGO DE BARROS CORREIA 
Diretor
  Reajuste 2017  Reajuste 2018  Reajuste 2019  Reajuste 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada)
(%)  5,94%  5,94%  5,94%  5,94%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado
BT) (%)  0,46%  0,46%  0,46%  0,46%