VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.000015/2016-39 e 48500.001197/2016-65 
 
INTERESSADOS: CFLO - Companhia Força e Luz do Oeste  
 
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 CFLO - Companhia Força e Luz do Oeste, a vigorar 
a partir de 29 de junho 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 21/2016. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 22/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CFLO - Companhia Força e Luz do Oeste, 
estabelece a data de 29 de junho de 2016 para a realização da quarta revisão tarifária periódica da concessionária. 
 
2. 
As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, que 
tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já contemplam as alterações nº Módulo 2, aprovadas 
em 28 de abril de 2015, por meio da REN nº 660/2015. 
 
3. 
Em 19 de abril de 2016, na 13ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a 
Audiência Pública n° 21/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária e os limites 
de DEC e FEC para o período de 2017 a 2021. O período de contribuições se estendeu de 20 de abril a 19 de maio 
de 2016 por intercâmbio documental.

4. Nos dias 27 de maio e 03 de junho de 2016, a proposta da revisão tarifária, após avaliação das contribuições 
trazidas na AP n° 21/2016, foi encaminhada, respectivamente, à CFLO e ao seu Conselho de Consumidores. 
  
5. 
Em 1º e 08 de junho 2016, na sede desta Agência, foram realizadas reuniões com os 
representantes da CFLO e do Conselho de Consumidores respectivamente, para discutir a proposta final da revisão 
tarifária, momento em que em que a concessionária e o Conselho de Consumidores apresentaram as suas 
contribuições finais.  
 
6. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota Técnica nº 
84, de 8 de junho 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 CFLO, para 
o período de 2017 a 2021.  
7. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela SRD, 
por meio do Memorando n° 0221/2016-SRD/ANEEL, de 08 de junho de 2016. 
 
8. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF em 17 de junho de 2016. 
 
9. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 199, de 20 de junho de 
2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CFLO.  
 
10. 
Nesta data, 21 de junho 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 
CFLO1. 
 
11. 
É o relatório.  
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
                                                          
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

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 CFLO conduz a um efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de -16,48%, sendo de -20,09% em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de -13,84% em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
                                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
13. 
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 
baixa tensão, dado o aumento maior do custo de expansão neste nível de tensão.  
14. 
O efeito médio de -16,48% 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. 
15. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -11,62%, ao se ter 
como base de comparação os custos de Parcela A e B. 
16. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da 
CFLO, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o aumento tarifário em 0,17%, sendo 
que o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução 
de -5,02% na atual revisão. 
17. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -16,48%, representa a 
conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [-16,48% = + (-11,62%) + 0,17% + (-5,02%)]. 
18. 
O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-20,09%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-13,84%
Efeito Médio AT+BT
-16,48%

Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente 
                Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
 
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 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 CFLO 
-3,35%
1,60%
-10,71%
0,84%
0,17%
-5,02%
-16,48%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
21. 
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 diminuição do custo com aquisição de energia, que impactou negativamente o 
reposicionamento tarifário em -10,71%. 
 
22. 
Tal resultado decorre da redução atualmente prevista para a Tarifa de Energia – TE da COPEL, 
atual agente supridor da CFLO, de R$ 260,19 R$/MWh para R$ 205,63/MWh. O item que mais contribuiu para a 
redução da TE da COPEL foi a retirada do financeiro que foi considerado no último processo da supridora para 
compensar o diferimento de financeiros ocorridos nos reajustes de 2013 e 2014. Desse modo, depois de 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-15,14%
-12,46%
79,04%
Encargos Setoriais
-19,14%
-3,35%
16,01%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
0,84%
0,00%
0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-34,06%
-3,85%
8,43%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
17,48%
0,03%
0,25%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
12,35%
0,62%
6,39%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-17,19%
-0,15%
0,83%
Custos de Transmissão
24,85%
1,60%
9,10%
Uso do sistema de distribuição
24,85%
1,60%
9,10%
Custos de Aquisição de Energia
-18,35%
-10,71%
53,94%
PARCELA B
4,74%
0,84%
20,96%
Custos Operacionais
-3,22%
-0,47%
15,89%
Anuidades
35,55%
0,44%
1,90%
Remuneração
52,96%
0,82%
2,67%
Depreciação
0,22%
0,00%
1,61%
Receitas Irrecuperáveis
-46,72%
-0,04%
0,06%
Outras Receitas
6,41%
-0,06%
-1,17%
Ajuste Investimentos 2CRTP
-100,00%
0,15%
-
RT considerando a varição tarifária da RTE
-11,62%
0,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
0,17%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE
0,62%
CVA em Processamento - Energia comprada  Líquido dos Efeitos da RTE
-1,23%
CVA em Processamento - Transmissão
0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-0,77%
Neutralidade dos Encargos
1,17%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
0,44%
Conselho de Consumidores
-0,06%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,02%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-16,48%

compensado o referido financeiro nas tarifas da COPEL, o efeito positivo decorrente do financeiro deixará de ser 
percebido na TE da CFLO com a publicação das novas tarifas da supridora em 2016. 
 
23. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o valor contido nas tarifas e a atual 
revisão: 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
24. 
Destaca-se, também, a redução dos encargos setoriais de -3,35%. Desses encargos, a quota CDE 
– USO que teve maior impactou negativo na revisão tarifária de -3,85%. Essa variação decorre do fato de que o 
valor da quota CDE-USO, definida para o ano de 2016, ter sido menor do que o valor fixado para o ano de 2015.2 
 
25. 
Com relação às Perdas na Distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas não 
técnicas é o da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de 
partida da trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e 
a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.  
  
26. 
O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com 
outras distribuidoras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não 
técnicas, e que tenham desempenho melhores.  
 
27. 
No caso da CFLO, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a média histórica praticada 
pela concessionária nos últimos 4 anos civis do terceiro ciclo. Ao se levar em consideração que o percentual de 
perdas é aplicado sobre o mercado de baixa tensão faturado, ao invés do medido, o resultado final foi um percentual 
de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão faturado de 0,00% nº ponto de partida. No que se refere à 
meta para o final do ciclo, propõe-se o mesmo percentual de 0,00%.  
                                                          
2 A quota CDE-USO para 2016 foi fixada na Resolução Homologatória n° 2.018/2016, de 02/02/2016, com um valor inferior 
ao estabelecido para 2015. Essa resolução foi alterada pela Resolução Homologatória n° 2077/2016, de 07/06/2016, o que 
implicou em uma nova redução dos valores da quota CDE-USO para 2016.  
Tipo de contrato
Receita Verificada
Receita Requerida
Variação
Receita Verificada
Receita 
Requerida
Variação
Bilateral
284.779,33
287.561,31
0,98%
260,19
205,63
-20,97%
Proinfa
6.860,67
7.396,94
7,82%
241,33
325,65
34,94%
TOTAL
291.640,00
294.958,25
1,1%
259,75
208,64
-19,7%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Receita Verificada Receita Requerida Variação  Receita
Receita Verificada Variação
Requerida
Bilateral
Proinfa  284.779,33 287.561,31 0,98%
6.860,67 7.396,94 7,82%  260,19 205,63 -20,97%
241,33 325,65 34,94%
TOTAL  291.640,00 294.958,25 1,1%  259,75 208,64 -19,7%
    

28. 
No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica 
e tipo de transformadores. O referencial de perdas técnicas é calculado como percentual da energia injetada. O 
valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela Superintendência de 
Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 0221/2016 – SRD/ANEEL, nº percentual de 4,197% 
sobre a energia injetada. 
 
29. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera a 
metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela compreende os custos operacionais eficientes e o 
custo anual dos ativos. Desde a terceira revisão tarifária, o crescimento da Parcela B na concessionária foi de 
15,2%, 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.  
 
30. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionária para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas tarifas. A 
partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores que 
serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.  
 
31. 
No caso da CFLO, 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 diminuição desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final, os custos operacionais regulatórios 
alcance o limite superior do intervalo.  
 
32. 
Como a aplicação da metodologia resultou em uma diminuição dos custos operacionais da CFLO de 
-1,78% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5%, 
estabelecido no regulamento. Quanto à comparação que é realizada com os custos reais da concessionária, a 
aplicação da metodologia resultou em uma relação inferior a 120% e, desse modo, não foi necessário recalcular a 
meta de custos 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 -0,47%. 
 
33. 
O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de reintegração 
regulatória. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela concessionária. A segunda

considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados, e visa recompor os ativos afetos à prestação 
do serviço ao longo da vida útil. 
 
34. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 52,96% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,82%. 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. 
 
35. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 0,22% em relação aos 
valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em 0,00%. A situação proveio do aumento da Base 
Bruta combinado com a redução da taxa de depreciação (de 4,40% para 4,13%). 
 
36. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CFLO.  
 
                                                    Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
   Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
37. 
O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de -1,23%. Esse efeito já 
leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e o financeiro de 
reversão da revisão tarifária extraordinária de 2015.  
38. 
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 
                                                          
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 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE
798.073,80
               
0,62%
CVA em Processamento - Energia comprada  Líquido dos Efeitos da RTE
(1.589.346,65)
           
-1,23%
CVA em Processamento - Transmissão
3.833,17
                   
0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(997.304,64)
              
-0,77%
Neutralidade dos Encargos
1.508.985,02
            
1,17%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
570.108,52
               
0,44%
Conselho de Consumidores
(80.309,26)
                
-0,06%
Total
214.039,95
               
0,17%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE 798.073,80 0,62%
CVA em Processamento - Energia comprada Líquido dos Efeitos da RTE ( 1.589.346,65) -1,23%
CVA em Processamento - Transmissão 3.833,17 0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 997.304,64) -0,77%
Neutralidade dos Encargos 1.508.985,02 1,17%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 570.108,52 0,44%
Conselho de Consumidores ( 80.309,26) -0,06%  
Total 2 14.039,95 0,17%  

mensais a serem repassados referentes ao período de junho de 2016 a maio de 2017, utilizou-se o mercado 
considerado no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do 
mesmo processo. 
 
39. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
CFLO, em relação às competências entre junho/2016 a maio/2017, é de R$ 108.052,54. Esse valor já inclui o ajuste 
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre junho/2015 e maio/2016. 
 
 
  DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
40. 
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. 
 
41. 
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 1,07%. 
 
42. 
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 CFLO é de 1,38%.  
 
43. 
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.  
 
44. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CFLO até a próxima revisão 
tarifária será de 2,45%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de reajuste. 
 
                                                                                                                                                                                                            
saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação 
rural e serviço público de irrigação.

COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
 
45. 
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. 
 
46. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência pública 
foram:  
 
(i) 
A conta de desenvolvimento Energético – CDE (USO), que contribuiu para uma variação negativa de 
-3,85% no resultado final, o que permitiu que os Encargos Setoriais tivessem uma redução de -3,35% 
na versão final. A diminuição da CDE (USO) decorreu da alteração pela Resolução Homologatória n° 
2077/2016, de 07 de junho de 2016, das quotas de CDE-USO de 2016. 
(ii) 
O custo de aquisição de energia, que contribui para uma variação de -10,71% no resultado final. Esse 
resultado decorreu da redução da Tarifa de Energia – TE da COPEL considerada na AP, atual agente 
supridor da CFLO. 
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-10,62%
-12,46%
-1,84%
Encargos Setoriais
-2,64%
-3,35%
-0,71%
Custos de Transmissão
1,51%
1,60%
0,09%
Custos de Aquisição de Energia
-9,49%
-10,71%
-1,22%
PARCELA B
0,71%
0,84%
0,13%
CO + Anuidades + RI
-0,05%
-0,07%
-0,02%
Remuneração
0,78%
0,82%
0,04%
Depreciação
-0,10%
0,00%
0,11%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
0,09%
0,09%
0,00%
RT considerando a varição tarifária da RTE
-9,91%
-11,62%
-1,71%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
-1,23%
0,17%
1,39%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,02%
-5,02%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
-0,09%
0,00%
0,09%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-16,25%
-16,48%
-0,23%

47. 
Os Gráficos 2 e 3 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora, sem e com tributos4: 
 
 
 
 
 
 
Gráfico 2 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
                                                          
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.

Gráfico 3 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
48. 
O Gráfico 4 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, em comparação com 
as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período: 
Custo de       
Distribuição
13,9%
Custo de            
Energia
34,3%
Custo de     
Transmissão
6,0%
Encargos          
Setoriais
12,0%
ICMS 28,9%
PIS/COFINS 5,0%
Tributos
33,9%

Gráfico 4 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC  
 
49. 
No Gráfico 5 é apresentado o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC e FEC 
para a CFLO. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média anual é de 0% 
no DEC e 1,87% no FEC. 
302,58
271,22
289,72
304,10
313,41
333,56
298,70
380,18
484,53
553,35
475,39
jun/07
jun/08
jun/09
jun/10
jun/11
jun/12
jun/13
jun/14
mar/15
jun/15
jun/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 553,35    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
  Variação IPCA  484,53
    
380,18    
333,56    
304,10 313,41 298,70
2,58 289,72
271,22    
    
    

Gráfico 5 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da CFLO 
Fonte: Nota Técnica nº 84/2016-SRD/ANEEL. 
50. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da CFLO, apresenta-se, nos Gráficos 6 e 7, uma 
comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte localizadas na Região Sul:

Gráfico 6 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul. 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD 
 
 
Gráfico 7 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul. 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD 
51. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 6 apresenta os valores pagos e o número de 
compensações efetuadas pela Companhia Força e Luz do Oeste - CFLO entre 2012 e 2016: 
 
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela Companhia Força e Luz do Oeste - CFLO. 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2012 
 13.088  
 19.932,13  
2013 
 23.125  
 39.785,86  
2014 
 13.752  
 26.225,03  
2015 
 15.156  
 42.361,59  
20165 
5.506  
4.877,21  
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
                                                          
5 Valores referentes às compensações realizadas até março de 2016.
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2012  13.088  19.932,13  
    23.125  39.785,86  
    13.752  26.225,03  
    15.156  42.361,59  
    5.506  4.877,21  

III. DIREITO 
52. 
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 22/1999. 
 
IV. DISPOSITIVO 
53. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nº 48500.000015/2016-39 e 
nº 48500.001197/2016-65, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a fim 
de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CFLO, a vigorar a partir de 29 de 
junho de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  consumidores de -16,48%, 
sendo -20,09% para os consumidores em alta tensão e -13,84% 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 CFLO ; 
c) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CFLO, de modo a custear os 
descontos retirados da estrutura tarifária;

d) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,07%; 
e) fixar o componente T do Fator X de 1,38%; 
f) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem 
observados pela CFLO; e 
g) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020: 
 
 
 
 
Brasília, 21 de junho de 2016. 
 
TIAGO DE BARROS CORREIA  
Diretor 
Reajuste 
2017
Reajuste 
2018
Reajuste 
2019
Reajuste 
2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (% )
4,20%
4,20%
4,20%
4,20%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (% )
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
  Reajuste
2017  Reajuste
2018  Reajuste
2019  Reajuste
2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  4,20%  4,20%  4,20%  4,20%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  0,00%  0,00%  0,00%  0,00%