VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.000025/2016-74 e 48500.002433/2016-61 
 
INTERESSADOS: IENERGIA - Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Ltda 
 
RELATOR: JOSÉ JURHOSA JUNIOR 
 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
 
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da IENERGIA - Iguaçu Distribuidora de Energia 
Elétrica Ltda, a vigorar a partir de 29 de agosto 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 32/2016. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição no 050/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da IENERGIA - Iguaçu Distribuidora de 
Energia Elétrica Ltda, estabelece a data de 29 de agosto 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 660/2015. 
 
3. 
Em 14/06/2016, na 21° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a 
Audiência Pública n° 32/2016 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 15 de junho 
a 18 de julho.  
 
4. 
No dia 26 de julho de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das 
contribuições trazidas na AP n° 32, foi encaminhada à IENERGIA e ao Conselho de Consumidores. Em 2 de 
agosto, 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. 
O conselho de consumidores, por sua vez, optou por não realizar a reunião. 
 
5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota 
Técnica 112, de 27 de julho 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 IENERGIA, para o período de 2017 a 2021.  
 
6. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando n° 303/2016-SRD/ANEEL, de 29/07/2016.

7. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 406/2016-SFF/ANEEL, de 27/07/2016. 
 
8. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica 267, de 15 de agosto 
de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da IENERGIA.  
 
9. 
Em 23 de agosto 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 538, de 2013, registradas 
em nome da IENERGIA1. 
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
 
10. 
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 IENERGIA 
conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -4,80%, sendo de -5,41% em média, para os 
consumidores conectados na Alta Tensão e de -4,37%, em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
                                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
11. 
Em relação a diferença de efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão – BT, ressalta-se 
que a redução observada do encargo de CDE uso, que impacta mais os consumidores na AT, pelo fato desses 
consumidores terem, proporcionalmente, uma participação maior da CDE em suas faturas, foi compensada 
pelo aumento nos custos de rede para o grupo AT trazidos pela nova estrutura tarifária redefinida no momento 
da revisão tarifária. Esse é o principal motivo da diferença de efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão – 
BT não ter sido elevado. 
 
12. 
O efeito médio de -4,80% 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. 
 
 
13. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -4,19%. Os 
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da IENERGIA, para compensar nos 12 meses 
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto. 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-5,41%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-4,37%
Efeito Médio AT+BT
-4,80%

subsequentes, contribuíram para uma redução tarifária de -2,11%. Já o efeito da retirada dos componentes 
financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de 1,51% na atual revisão. 
 
14. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -4,80%, 
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [-4,80% = (-4,19%) + (-2,11%) + 
(1,51%)]. 
 
15. 
O Gráfico a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.   
 
Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
 
Equilíbrio econômico-financeiro 
 
16. 
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.   
 
17. 
A Tabela abaixo apresenta os itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre 
os valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado, e a 
participação de cada valor na composição da receita da concessionária.  
-2,61%
0,40%
-1,23%
-0,75%
-2,11%
1,51%
-4,80%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 – Revisão tarifária da IENERGIA 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
18. 
O reposicionamento econômico de -4,19% é composto pela redução da Parcela A em -3,45% 
e pela redução da Parcela B de -0,75%.

Parcela A 
 
19. 
A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em 
legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, inclusive a geração 
própria. Nessa Parcela, sobressai a redução do custo com encargos setoriais, que impactou, negativamente, o 
reposicionamento tarifário em -2,61%. 
 
20. 
Desses encargos, destaca-se a quota CDE – Uso, paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN. A quota definida para a IENERGIA 
impactou a revisão em -5,03%.  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. Também merece ênfase a elevação da previsão de gastos com o encargo de 
Energia de Reserva, com efeito de 1,84%, em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de 
Energia de Reserva.   
 
21. 
Ressalta-se ainda o impacto dos custos com compra de energia, de -1,23%. 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.  
 
22. 
Contribuiu, ainda, a redução de custos com as usinas hidrelétricas em regime de cotas que, 
apesar do aumento do custo unitário, de R$/MWh 37,27 para R$/MWh 64,27, representa um impacto negativo, 
tendo em vista a maior alocação dessa energia no atual processo, a um custo unitário inferior ao custo médio 
do mix de compra da concessionária.   
 
23. 
O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
 
 
Gráfico II – Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
24. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o valor contido nas tarifas e a 
atual revisão: 
-1,23%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
1,64%
0,21%
-0,91%
0,00%
-2,74%
0,00%
0,57%
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. 
 
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 IENERGIA, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a meta do 3º ciclo 
de revisões, de 4,80% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do ciclo, propõe-
se o percentual, de 2,30%, de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, tendo em vista que foram 
identificadas empresas que praticam percentuais menores de perdas. 
 
28. 
Quanto às perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, estas foram 
informadas pela Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 303/2016 
– SRD/ANEEL, de 29 de julho de 2016, no percentual de 7,28% sobre a energia injetada. 
 
Parcela B 
 
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 37,5%, 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. 
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Existente - CCEAR-QTD
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Ajuste - CCEAR
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Madeira e Belo Monte
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Bilateral
320.623,82
341.640,00
6,55%
172,75
187,94
8,79%
Cota Angra I e Angra II
9.630,54
9.508,42
-1,27%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
10.570,73
25.268,35
139,04%
37,27
64,27
72,44%
Geração Própria
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Itaipu
52.995,96
56.369,28
6,37%
260,65
181,25
-30,46%
Montante de Reposição
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Proinfa
4.941,93
5.247,68
6,19%
306,07
393,48
28,56%
Sobra (-) / Exposição (+)
-156.202,56
-204.391,73
30,9%
180,68
180,25
-0,2%
TOTAL
242.560,42
233.641,99
-3,7%
183,24
185,04
1,0%
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  0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
320.623,82 341.640,00 6,55%
9.630,54 9.508,42 -1,27%
10.570,73 25.268,35 139,04%
0,00 0,00 -
52.995,96 56.369,28 6,37%
0,00 0,00 -
4.941,93 5.247,68 6,19%  0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
172,75 187,94 8,79%
162,09 206,29 27,27%
37,27 64,27 72,44%
0,00 0,00 -
260,65 181,25 -30,46%
0,00 0,00 -
306,07 393,48 28,56%
Sobra (-) / Exposição (+)  -156.202,56 -204.391,73 30,9%  180,68 180,25 -0,2%
TOTAL  242.560,42 233.641,99 -3,7%  183,24 185,04 1,0%

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 IENERGIA, 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.  
 
32. 
Como a aplicação da metodologia resultou em uma redução dos custos operacionais da 
IENERGIA de -4,06% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite 
anual de ±5%, estabelecido no regulamento. Quanto à comparação que é realizada com os custos reais da 
concessionária, a aplicação da metodologia resultou em uma relação inferior a 120% e, desse modo, não foi 
necessário recalcular a meta de custos para compartilhar com o consumidor o valor excedente. Dessa forma, 
o resultado final da análise foi um custo operacional inferior ao atualmente existente na tarifa, que contribuiu 
para o resultado final das tarifas em -0,98%. 
 
33. 
Cabe destacar que a empresa questionou, por meio de contribuição na Audiência Pública, o 
valor do OPEX estabelecido para 2016, pois situa-se muito abaixo de seus custos reais, o que comprometeria 
a qualidade de seu serviço. Além disso, contestou as variáveis utilizadas pelo método, alegando que suas redes 
rurais MT são extensas e solicitando a segmentação da variável “km de rede MT” em rural e urbano. 
 
34. 
 Ressalta-se que esse pleito já foi discutido na Audiência Pública sobre metodologia de revisão 
tarifária (AP 23/2014). O entendimento que se teve é que apesar da segmentação em redes urbanas e rurais 
ser interessante, ela possui restrições de ordem prática no que diz respeito à disponibilidade de dados 
consistentes para todas as concessionárias do país. Destaca-se, ainda, que ao ter sido utilizado rede e 
consumidores no modelo final que foi aprovado, a densidade de rede foi indiretamente considerada. Assim, as 
relações entre rede, consumidor e mercado explicam em grande medida o efeito de dispersão decorrente de 
redes rurais e, portanto, retratam as diferentes características das concessões.  
 
35. 
De todo modo, a contribuição encontra-se fora do escopo da presente discussão, não havendo 
espaço para revisão do método aprovado no atual processo de revisão. 
  
36. 
No que se refere ao custo anual dos ativos, esse 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. 
 
37. 
A respeito da remuneração do capital, houve redução de 14,41% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 0,30%. Essa situação adveio do aumento da Base 
Líquida, combinado com aumento do WACC regulatório, bem como o início da remuneração sobre os 
investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais. 
 
38. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve redução de -16,94% em relação 
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em -0,31%. A situação proveio do aumento da Parcela 
B ao longo do ciclo superior ao aumento da Base Bruta e da alteração da taxa de depreciação.

Componentes financeiros 
 
39. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da 
IENERGIA:  
 
Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
40. 
Os componentes financeiros mais expressivos foi a CVA energia, o Saldo a Compensar da 
CVA-Ano Anterior mais Ajustes e a Reversão RTE – CDE Uso. 
 
41. 
Segundo a SGT, os principais motivos do impacto, de 3,27%, do saldo da CVA de energia 
foram: (i) repasse da compra de energia de ITAIPU, devido à variação do dólar ocorrida no período; e (ii) demais 
custos associados à compra de energia apurados pela CCEE por meio de Mecanismo Auxiliar de Cálculo (MAC) 
e pelos diferentes eventos de recontabilização ocorridos no período de análise. Por sua vez, a receita repassada 
da Conta Bandeiras e da Conta-ACR contribuiu para redução do saldo da CVA de energia, evitando que o 
reajuste fosse 6,12% a maior. 
 
42. 
Os gráficos abaixo demonstram tais efeitos por modalidade contratual:

Gráfico III – CVA energia por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
43. 
Quanto ao efeito do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, de -2,93%, destaca-se o fato 
de que os saldos fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, por terem sido 
excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de competência do ano de 2015, 
os quais foram incluídos na apuração da CVA em processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao 
disposto no inciso II do Despacho 652, de 15 de março de 2016. 
 
44. 
Ainda em relação aos financeiros, convém destacar que a IENERGIA solicitou que fossem 
compensados nas tarifas os custos incorridos pela concessionária com i) a Campanha de medidas para fins da 
Revisão Tarifária 2016, ii) o Laudo de Avaliação da BRR e iii) a Campanha de divulgação da Bandeira Tarifária.  
 
45. 
Como os custos de Campanha de medidas e Laudo de Avaliação da BRR têm características 
de custos operacionais, suas considerações ocorrem no âmbito do custo global de O&M por meio da 
comparação entre os custos eficientes e os custos reais contábeis, atendendo a metodologia do Submódulo 
2.2 do PRORET. Na formulação da metodologia de O&M foram considerados para a definição dos parâmetros 
de eficiência todos os custos de natureza operacional diretamente relacionados à prestação do serviço de 
distribuição. Como as despesas com Campanha de medidas e Laudo de Avaliação da BRR refere-se a 
atividades que eventualmente as distribuidoras podem incorrer com a prestação do serviço de distribuição, 
entende-se que esses custos já estão contemplados quando do repasse dos custos global de O&M para as 
tarifas. Já em relação ao financeiro para Campanha de divulgação da Bandeira Tarifária, salienta-se que não 
há previsão para esse tipo de financeiro, conforme destaca o PRORET submódulo 4.4. 
 
 
 
 
 
 
-10,00
-5,00
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
Milhões
Cobertura tarifária (R$)
Pagamento CVA após limite de repasse (R$)

Subvenção da CDE para descontos tarifários 
 
46. 
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. 
 
47. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
IENERGIA, em relação às competências entre agosto/2016 a julho/2017, é de R$ 895.343,23. Esse valor já 
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 a julho/2016. 
 
 
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
48. 
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. 
 
49. 
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 1,41%. 
 
50. 
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 IENERGIA 
é de 3,26%.  
 
51. 
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.  
 
52. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da IENERGIA até a próxima 
revisão tarifária será de 4,57%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q, a ser definido em cada 
processo de reajuste. 
 
 
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
 
53. 
A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública e 
o resultado da revisão tarifária.  
 
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.

Tabela 5 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
54. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência 
pública foram:  
 
(i) a parcela B, que contribui para uma variação de -1,72%. A redução desse custo se deve 
principalmente à variação do valor da base de remuneração considerado na AP, antes da 
fiscalização da SFF.  
 
(ii) os encargos setoriais, que representaram uma variação de 1,00% em relação ao que foi 
apresentado para abertura da AP 32/2016, devido, especialmente, à nova cota CDE-Uso, 
estabelecida pela REH 2.077, de 07 de junho de 2016; 
 
(iii) os componentes financeiros do processo atual, com variação de -3,69%, do qual se 
destacam a CVA em processamento e CVA saldo a compensar, pois esses financeiros 
lançados no cálculo para AP eram provisórios. 
 
 
55. 
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]
-5,02%
-3,27%
1,76%
Encargos Setoriais
-2,92%
-1,92%
1,00%
Custos de Transmissão
0,25%
0,46%
0,22%
Custos de Aquisição de Energia
-2,35%
-1,81%
0,54%
PARCELA B
1,02%
-0,69%
-1,72%
CO + Anuidades + RI
-0,73%
-0,86%
-0,13%
Remuneração
1,15%
0,31%
-0,84%
Depreciação
0,43%
-0,30%
-0,72%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
0,18%
0,15%
-0,03%
RT considerando a varição tarifária da RTE
-4,00%
-3,96%
0,04%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
1,69%
-2,00%
-3,69%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
1,82%
1,93%
0,10%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
0,00%
0,00%
0,00%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-0,49%
-4,04%
-3,55%

56. 
 
Gráfico IV – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
Gráfico VI – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
57. 
O Gráfico 7 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
22,6%
Custo de            
Energia
44,7%
Custo de     
Transmissão
9,7%
Encargos          
Setoriais
23,0%
Custo de       
Distribuição
17,0%
Custo de            
Energia
33,6%
Custo de     
Transmissão
7,3%
Encargos          
Setoriais
17,3%
ICMS 20,4%
PIS/COFINS 4,5%
Tributos
24,8%

Gráfico VII – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
58. 
No Gráfico 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC 
e FEC para a IEnergia. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média 
anual é de 4% no FEC. Para o DEC, não há proposta de redução, uma vez que os limites atuais da Distribuidora 
já se encontram no patamar de referência estabelecido pela comparação.  
 
336,25
335,89
335,70
371,83
370,83
354,87
307,63
325,02
393,52
454,65
434,79
ago/07
ago/08
ago/09
ago/10
ago/11
ago/12
ago/13
ago/14
mar/15
ago/15
ago/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
650,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
    
  Variação IGPM  
  Variação IPCA  454,65
    
393,52
371,83 370,83
354,87    
336,25 335,89 335,70
325,02
307,63    
    
    
    

Gráfico VIII – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da IEnergia 
Fonte: Nota Técnica no 112/2016-SRD/ANEEL. 
 
59. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 9 e 10 apresentam 
uma comparação entre os limites da IEnergia e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte localizadas 
na Região Sul: 
 
7,64
8,15
11,65
10,91
36,09
15,89
14,55
15,74
11,46
12,57
13,57
14,12
34,36
23,68
20,59
20,87
14,11
13,74
13,70
13,00
13,00
13,00
13,00
11,00
11,00
13,02
12,63
12,65
13,00
12,00
12,00
12,00
10,00
10,00
11,00
11,00
11,00
11,00
11,00
10,00
10,00
10,00
10,00
8,00
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - IENERGIA
DEC Apurado
FEC Apurado
DEC Limite
FEC Limite
DEC Limite Proposto
FEC Limite Proposto
                                
                                
                                
                                
                                
                                
                                
                                
14,11 13,74                36,09  34,36    23,68    20,59      
                                
13,70
13,00
13,02 12,63 12,65 13,00                13  ,00  13  ,00    00  11,  20,87
00  11,00 11,00 11,00 11,00 11,00 11,00
              00          13,        
          ,65                      
      ,63        00                  
  11,46    12,57  11,65  13,57  10,91  14,12  12  ,00  12
15,89  ,00  12,
14,55  00  10
15,74  ,00  10,00 10,00 10,00 10,00 10,00
8,00
                                
                                
7,64    8,15                            

Gráfico IX – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul 
Fonte: Nota Técnica no 112/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico X – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul 
Fonte: Nota Técnica no 112/2016-SRD/ANEEL. 
 
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul com NUC < 1 
milhão
IENERGIA
CFLO
COCEL
COOPERALIANÇA
DEMEI
EFLJC
EFLUL
ELETROCAR
FORCEL
HIDROPAN
MUXENERGIA
UHENPAL
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul com NUC < 1 
milhão
IENERGIA
CFLO
COCEL
COOPERALIANÇA
DEMEI
EFLJC
EFLUL
ELETROCAR
FORCEL
HIDROPAN
MUXENERGIA
UHENPAL

60. 
Depreende-se dos Gráficos que os limites da Distribuidora se encontram aderentes à realidade 
da região. 
 
61. 
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 IEnergia entre 2013 e 2015: 
 
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela IEnergia 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
90.351  
429.680,11  
2014 
80.552  
350.406,12  
2015 
107.464  
605.758,94  
Fonte: site da ANEEL. 
 
 
ENVIO DE DADOS PELA CONCESSIONÁRIA 
 
 Retificação de Dados de Mercado 
 
62. 
Em 15 de agosto de 2016, em descumprimento aos prazos estabelecidas no Submódulo 10.1 
e 2.1 do PRORET, a IENERGIA solicitou a retificação das informações de mercado relativas as demandas de 
geradores em A4. Em 16 de agosto de 2016, houve mais duas solicitações de retificação de mercado para 
correção dos descontos tarifários concedidos aos seus consumidores livres.  
 
63. 
Tendo em vista a relevância dos valores retificados para o resultado final da revisão, a SGT 
acatou a solicitação da empresa, ainda que tal evento tenha resultado em atrasos na instrução do processo.  
 
64. 
No entanto, registra-se a necessidade de observância dos prazos estabelecidos pela ANEEL 
pelo agente regulado, bem como que a empresa implemente uma melhor governança na prestação dessas 
informações, destacadamente as informações ao mercado, que são disponibilizadas mensalmente pela SGT 
às concessionárias para conferência.  Ademais, ressalta-se que o processo de revisão das tarifas prevê a 
publicidade da proposta por meio de audiência pública, juntamente com os dados encaminhados pelas 
concessionárias, além do envio prévio de planilhas contendo os dados informados pela própria empresa. Assim, 
resta claro que o controle da qualidade das informações prestadas pela empresa carece de aprimoramentos. 
Destaca-se ainda o retrabalho e a sobrecarga gerada para a equipe da SGT com a solicitação de retificação de 
dados próximo da deliberação do processo.  
 
 
 Aspectos da Continuidade do fornecimento 
 
65. 
A IENERGIA enviou correspondência posterior ao período de contribuições à Audiência 
Pública, abordando, dentre outros pontos, a continuidade no fornecimento. A empresa resgata o caso de 
queima de um transformador da CELESC, sua supridora, ocorrido em 2013. De acordo com a empresa, essa 
ocorrência trouxe uma série de consequências negativas para sua operação, que perduraram até 2015. Com 
base no exposto, a empresa solicita uma revisão dos limites anteriores (2014 e 2015), ou o recálculo das 
compensações nesse período.
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2013  90.351  429.680,11  
    80.552  350.406,12  
    107.464  605.758,94  
ENVIO DE DADOS PELA CONCESSIONÁRIA

 Retificação de Dados de Mercado

62. Em 15 de agosto de 2016, em descumprimento aos prazos estabelecidas no Submódulo 10.1
e 2.1 do PRORET, a IENERGIA solicitou a retificação das informações de mercado relativas as demandas de
geradores em A4. Em 16 de agosto de 2016, houve mais duas solicitações de retificação de mercado para
correção dos descontos tarifários concedidos aos seus consumidores livres.

63. Tendo em vista a relevância dos valores retificados para o resultado final da revisão, a SGT
acatou a solicitação da empresa, ainda que tal evento tenha resultado em atrasos na instrução do processo.

64. No entanto, registra-se a necessidade de observância dos prazos estabelecidos pela ANEEL
pelo agente regulado, bem como que a empresa implemente uma melhor governança na prestação dessas
informações, destacadamente as informações ao mercado, que são disponibilizadas mensalmente pela SGT
às concessionárias para conferência. Ademais, ressalta-se que o processo de revisão das tarifas prevê a
publicidade da proposta por meio de audiência pública, juntamente com os dados encaminhados pelas
concessionárias, além do envio prévio de planilhas contendo os dados informados pela própria empresa. Assim,
resta claro que o controle da qualidade das informações prestadas pela empresa carece de aprimoramentos.
Destaca-se ainda o retrabalho e a sobrecarga gerada para a equipe da SGT com a solicitação de retificação de
dados próximo da deliberação do processo.

 Aspectos da Continuidade do fornecimento


66. 
Inicialmente cabe destacar que o assunto abordado pela empresa nada interfere no presente 
processo, cujo objeto é a definição dos limites dos indicadores DEC e FEC para o período 2017 a 2021. No 
entanto, destaco que os efeitos da queima do transformador, apontados pela IENERGIA, já houve decisão4 
deste Colegiado, tendo sido inclusive abordado em fiscalização da SFE.  
 
 Novos dados para apuração da BRR 
 
67. 
Durante o período de fiscalização, a SFF detectou diversas imperfeições no laudo de avaliação 
apresentado, as quais foram informadas de imediato para Concessionária se justificar e/ou proceder as 
necessárias correções, as quais se destacam: 
 
a) Conciliação físico-contábil: nos arquivos inicialmente apresentados pela Concessionária 
foram identificadas diversas imperfeições, cujos ajustes, realizados pela SFF resultaram em 
um aumento da BRR de R$ 1.433 mil.  Em correspondência enviada em 16/08/2016 a 
Concessionária pleiteia que o ajuste seja de R$ 1.564 mil.  
b) COM e CA: nos arquivos inicialmente apresentados pela Concessionária foram identificadas 
diversas imperfeições, cujos ajustes, realizados pela SFF resultaram em um decréscimo da 
ordem de R$ 454 mil. A Concessionária apresentou novas considerações solicitando a 
reversão do ajuste. 
 
c) Movimentação dos ativos (quantidades): a Concessionária apresentou no dia 16/08/2016, 
novo arquivo com a consolidação de seus ativos retificando o arquivo apresentado à equipe 
de fiscalização.  
 
68. 
Sobre os itens pleiteados pela IENERGIA, a SFF não os considerou devido a exiguidade do 
tempo para a apreciação desses novos dados. Além disso, a Concessionária não apresentou nenhuma 
evidência/comprovação para fiscalização realizar qualquer revisão do ajuste apontado no Relatório de 
Fiscalização.  
 
 
 
III. DIREITO 
 
69. 
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 050/1999. 
 
4 48500.000275/2012-81.

IV. DISPOSITIVO 
 
70. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos  48500.000025/2016-
74 e 48500.002433/2016-61, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, 
a fim de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da IENERGIA, a vigorar a partir 
de 29 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  consumidores 
de -4,80%, sendo de -5,41% para os consumidores em alta tensão e de -4,37% 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 IENERGIA; 
c) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de 
energia de reserva – EER; 
d) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à IENERGIA, de modo a 
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
e) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,41%; 
f) fixar o componente T do Fator X de 3,26%; 
g) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem 
observados pela IENERGIA; e 
h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020: 
 
Reajuste 2017 
Reajuste 2018 
Reajuste 2019 
Reajuste 2020 
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 
7,28% 
7,28% 
7,28% 
7,28% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 
3.80% 
3,30% 
2,80% 
2,30% 
 
 
Brasília, 23 de agosto de 2016. 
 
 
 
 
JOSÉ JURHOSA JUNIOR  
Diretor
  Reajuste 2017  Reajuste 2018  Reajuste 2019  Reajuste 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  7,28%  7,28%  7,28%  7,28%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  3.80%  3,30%  2,80%  2,30%