VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.002818/2015-47 e 48500.004701/2015-06 
 
INTERESSADO: CPFL Leste Paulista - Companhia Leste Paulista de Energia 
 
RELATOR: Reive Barros dos Santos 
 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
 
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Companhia Leste Paulista de Energia - CPFL Leste 
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 72/2015. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição no 018/1999, que regula a exploração dos serviços públicos 
de distribuição de energia elétrica na área de concessão Companhia Leste Paulista de Energia - CPFL Leste Paulista, 
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 42° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Audiência 
Pública n° 72/2015 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, 
com sessão presencial em 11 de dezembro de 2015 na cidade de São José do Rio Pardo - SP.  
 
4. 
No dia 10/03/2015, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições 
trazidas na AP n° 72, foi encaminhada à CPFL Leste 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. O conselho de 
consumidores optou por não realizar reunião. 
 
5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota Técnica nº 
20, de 10 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 Leste 
Paulista, para o período de 2017 a 2020.  
 
6. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela SRD, por 
meio do Memorando n° 96/2016-SRD/ANEEL, de 14/03/2016.

7. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de Fiscalização 
Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 86/2016-SRD/ANEEL, de 03/03/2016. 
 
8. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 53, de 17 de março de 
2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CPFL Leste 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 Leste 
Paulista. 
 
10. 
A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL 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 Leste Paulista conduz 
a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 13,32%, sendo de 10,27% em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 14,54% 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 aos 
quais 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 13,32% 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.   
15. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 3,99%, 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.   
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
10,27%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
14,54%
Efeito Médio AT+BT
13,32%

16. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da CPFL 
Leste Paulista, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o aumento tarifário em 4,03%, 
sendo -12,64% decorrente da retirada dos componentes financeiros fixados na RTE 2015 e 16,67% referente aos 
demais financeiros.   
17. 
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior representa 
um aumento de 5,30% na atual revisão.  
18. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 13,32%, representa a 
conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [13,32% = + (3,99%) + (4,03%) + (5,30%)]. 
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. 
 
Decisão judicial em favor dos associados da ABRACE 
20. 
Os efeitos tarifários calculados nesta revisão refletem a decisão liminar favorável aos consumidores 
da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE, para suspender o 
pagamento da parte controversa do encargo tarifário CDE, bem como alterar a forma de rateio dos valores 
remanescentes da quota, de forma proporcional ao uso dos sistemas de distribuição e transmissão. 
 
21. 
Por meio do Despacho nº 3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 24 de 
setembro de 20014, a Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar, sendo publicadas tarifas 
diferenciadas para os consumidores da ABRACE. Posteriormente a REH nº 1986, de 10 de novembro de 2015, alterou 
a REH nº 1967 e ampliou o alcance da liminar para novas unidades consumidoras. 
-0,66%
0,28%
-1,57%
5,94%
4,03%
5,30%
13,32%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

22. 
Como as tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e 1.986/2015 tiveram vigência a partir de 
03/07/2015, a distribuidora fará jus a um componente financeiro correspondente à diferença entre a tarifa de equilíbrio 
apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada pelas REH nº 1.967/2015 1.986/2015. 
 
23. 
No caso da CPFL Leste Paulista o valor apurado em relação ao período de 03/07/2015 a 21/03/2015 
foi de R$ 279.353,01. Este componente financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da 
distribuidora e não deverá incidir sobre os associados da ABRACE. No mesmo sentido, foi verificada a necessidade 
de não considerar os consumidores da ABRACE na recuperação de parcela da CVA-CDE. 
 
 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
 
24. 
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.   
 
25. 
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 Leste Paulista 
 
  Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
26. 
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 dos custos com encargos setoriais, que impactou o reposicionamento tarifário em -
0,66%.  
 
 
27. 
Desses encargos, destacam-se: a redução da cota CDE-Uso, com efeito de -4,14%, decorrente de 
recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016; e a elevação da previsão de gastos com o encargo 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-2,79%
-1,95%
65,23%
Encargos Setoriais
-2,80%
-0,66%
22,05%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
-19,01%
-0,05%
0,22%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-30,07%
-4,14%
9,26%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
16,23%
0,30%
2,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
13,13%
0,64%
5,31%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
131,26%
2,57%
4,35%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
2,63%
0,02%
0,83%
Custos de Transmissão
4,08%
0,28%
6,97%
Rede Básica
-20,98%
-0,69%
2,52%
Rede Básica Fronteira
34,92%
0,63%
2,35%
Rede Básica ONS (A2)
-0,75%
-0,00%
0,41%
MUST Itaipu
11,47%
0,06%
0,56%
Transporte de Itaipu
24,34%
0,05%
0,27%
Conexão
34,99%
0,24%
0,87%
Custos de Aquisição de Energia
-4,00%
-1,57%
36,21%
PARCELA B
19,64%
5,94%
34,77%
Custos Operacionais
-5,35%
-1,06%
18,09%
Anuidades
58,61%
1,30%
3,39%
Remuneração
82,93%
4,59%
9,73%
Depreciação
42,20%
1,36%
4,40%
Receitas Irrecuperáveis
-30,83%
-0,05%
0,11%
Outras Receitas
24,52%
-0,20%
-0,95%
RT considerando a varição tarifária da RTE
3,99%
0,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
4,03%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos efeitos da RTE
0,62%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido dos efeitos da RTE
5,18%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos efeitos da RTE
0,96%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-0,48%
Neutralidade dos Encargos
0,87%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-4,12%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia
0,07%
Exposição Diferença Preços entre Submercados
0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,07%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A3a)
0,01%
Conselho de Consumidores
-0,08%
Ajuste Liminar Abrace
0,25%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
0,88%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,22%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
5,30%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
13,32%
Participação na
Variação Participação na Receita
Revisão  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -2,79% -1,95% 65,23%  
Encargos Setoriais -2,80% -0,66% 22,05%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE -19,01% -0,05% 0,22%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -30,07% -4,14% 9,26%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 16,23% 0,30% 2,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 13,13% 0,64% 5,31%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 131,26% 2,57% 4,35%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 2,63% 0,02% 0,83%  
Custos de Transmissão 4,08% 0,28% 6,97%  
  -20,98% -0,69% 2,52%
  34,92% 0,63% 2,35%
  -0,75% -0,00% 0,41%
  11,47% 0,06% 0,56%
  24,34% 0,05% 0,27%
  34,99% 0,24% 0,87%
Custos de Aquisição de Energia -4,00% -1,57% 36,21%  
PARCELA B 19,64% 5,94% 34,77%  
Custos Operacionais -5,35% -1,06% 18,09%
Anuidades 58,61% 1,30% 3,39%
Remuneração 82,93% 4,59% 9,73%
Depreciação 42,20% 1,36% 4,40%
Receitas Irrecuperáveis -30,83% -0,05% 0,11%
Outras Receitas 24,52% -0,20% -0,95%  
RT considerando a varição tarifária da RTE 3,99%  
0,00%  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 4,03%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos efeitos da RTE 0,62%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido dos efeitos da RTE 5,18%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos efeitos da RTE 0,96%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,48%
Neutralidade dos Encargos 0,87%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -4,12%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia 0,07%
Exposição Diferença Preços entre Submercados 0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,07%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A3a) 0,01%
Conselho de Consumidores -0,08%
Ajuste Liminar Abrace 0,25%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE 0,88%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,22%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 5,30%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 13,32%  

de Energia de Reserva, com efeito de 2,57%, em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de Energia 
de Reserva. 
 
28. 
Ressalta-se ainda o impacto dos custos com compra de energia, de -1,57%. 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.  
 
29. 
Estes efeitos negativos foram compensados, em parte, pelo aumento 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 de cada usina.  
 
30. 
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. 
 
31. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre a revisão tarifária extraordinária e a atual 
revisão: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
-1,57%
-0,01%
-0,03%
1,11%
0,02%
-2,90%
0,52%
0,05%
0,12%
1,39%
-2,51%
0,67%
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
 Itaipu
 Proinfra

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
32. 
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.  
  
33. 
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.  
 
34. 
No caso da CPFL Leste Paulista, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a meta do 
terceiro ciclo, de 2,46% (faturado) sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do ciclo, 
propõe-se o percentual de 0,95% 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 1,96% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão.  
 
35. 
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° 96/2016 – SRD/ANEEL, no percentual de 7,81% sobre a energia 
injetada. 
 
36. 
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 Leste Paulista, procedimento que não era possível nos 
processos de tarifários passados devido às particularidades dos modelos de cálculo adotados pela ANEEL. Nesses 
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. 
Tipo de contrato
RTE 2015
Processo atual
Variação
RTE 2015
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
697,67
697,67
0,00%
338,48
365,18
7,89%
Existente - CCEAR-QTD
2.109,57
1.833,23
-13,10%
251,34
311,11
23,78%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
4.040,41
16.731,50
314,10%
148,00
137,41
-7,15%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.620,38
2.108,10
30,10%
123,08
121,61
-1,19%
Ajuste - CCEAR
9.371,08
0,00
-100,00%
388,18
0,00 -100,00%
Madeira e Belo Monte
3.204,15
9.842,03
207,16%
107,61
117,41
9,11%
Bilateral
204.100,70
212.101,78
3,92%
106,15
118,38
11,51%
Cota Angra I e Angra II
12.014,51
11.734,23
-2,33%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
11.838,81
40.563,88
242,63%
33,34
60,99
82,92%
Itaipu
76.033,98
75.198,39
-1,10%
231,20
221,74
-4,09%
Proinfa
7.195,43
7.246,09
0,70%
288,87
388,29
34,41%
Sobra (-) / Exposição (+)
13.962,14
-51.679,43
-470,1%
145,01
138,11
-4,8%
TOTAL
346.188,83
326.377,46
-5,7%
148,00
143,66
-2,9%
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-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
Itaipu
Proinfa  697,67 697,67 0,00%
2.109,57 1.833,23 -13,10%
4.040,41 16.731,50 314,10%
1.620,38 2.108,10 30,10%
9.371,08 0,00 -100,00%
3.204,15 9.842,03 207,16%
204.100,70 212.101,78 3,92%
12.014,51 11.734,23 -2,33%
11.838,81 40.563,88 242,63%
76.033,98 75.198,39 -1,10%
7.195,43 7.246,09 0,70%  338,48 365,18 7,89%
251,34 311,11 23,78%
148,00 137,41 -7,15%
123,08 121,61 -1,19%
388,18 0,00 -100,00%
107,61 117,41 9,11%
106,15 118,38 11,51%
162,09 206,29 27,27%
33,34 60,99 82,92%
231,20 221,74 -4,09%
288,87 388,29 34,41%  
Sobra (-) / Exposição (+)  13.962,14 -51.679,43 -470,1% 145,01 138,11 -4,8%    
TOTAL  346.188,83 326.377,46 -5,7% 148,00 143,66 -2,9%    

37. 
Em que pese a metodologia ser aplicável para o cálculo das referidas redes, a CPFL Leste 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. 
 
38. 
Ante a impossibilidade apresentada pela CPFL Leste Paulista que permitisse o cálculo das perdas, a 
Área Técnica avaliou os montantes informados pela Distribuidora e observou os seguintes aspectos que motivaram 
os ajustes realizados, e detalhados na Nota Técnica n° 0027/2016-SRD/ANEEL, para as perdas das redes A3a: 
 
i. 
A CPFL Leste Paulista apresentou seis versões de base de dados para o cálculo de perdas, 
alterando as perdas calculada; 
ii. 
A perda de energia considerada pela ANEEL no 3CRTP para esses circuitos foi de 2.394,518 
MWh/ano (1,285% da energia circulante), ao passo que nesse processo de revisão a Empresa 
pleiteou o montante de 3.477,24 MWh/ano (2,794% da energia circulante). Esse aumento 
significativo é contra intuitivo, uma vez que se observa que a energia passante nos circuitos A3a 
reduziu cerca de 33%. Também não houve mudança no método de cálculo utilizado pela 
Distribuidora; 
39. 
Considerando as diversas retificações e inconsistências observadas nos dados de perdas informados 
pela CPFL Leste Paulista, e com o intuito de manter a coerência no cálculo de perdas das redes A3a, concordo com 
a Área Técnica em adotar para esses circuitos os mesmos percentuais de perdas sobre a energia circulante no 
segmento utilizado no 3CRTP. 
 
40. 
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 21,2%, 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.  
 
41. 
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.   
 
42. 
No caso da CPFL Leste 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.  
 
43. 
Como a aplicação da metodologia resultou em uma redução anual dos custos operacionais da CPFL 
Leste Paulista de -5,22% ao ano, 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, foi não necessário recalcular a 
meta de custos operacionais para compartilhar com o consumidor o valor que excedente a relação de 120%. O 
resultado final da análise foi um custo operacional inferior ao atualmente existente na tarifa, contribuindo para o 
resultado final das tarifas em -1,06%.  
  
44. 
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. 
 
45. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 82,93% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 4,59%. A situação adveio do aumento da base 
líquida de 117,63%, 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.  
 
46. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 42,20% em relação aos 
valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em 1,36%. A situação proveio do aumento da Base Bruta 
de 88,11%, por causa do volume de investimentos realizados. O efeito desse aumento foi atenuado em parte pela 
redução da taxa de depreciação (de 3,91% para 3,81%). 
 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CPFL Leste Paulista:                            
 
Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
    Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
47. 
O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de 5,18%. Esse efeito já 
leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à Conta – ACR.  
 
48. 
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, estabelecida pela Resolução Homologatória 
n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015. Destaca-se ainda o efeito dos demais custos, onde estão 
as recontablizações, ajustes e MACs da CCEE. 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. 
 
49. 
O gráfico abaixo demonstra tais efeitos por modalidade contratual.  
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos efeitos da RTE
686.088,40
               
0,62%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido dos efeitos da RTE
5.736.492,07
            
5,18%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos efeitos da RTE
1.061.014,67
            
0,96%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(535.902,30)
              
-0,48%
Neutralidade dos Encargos
959.075,52
               
0,87%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(4.563.624,65)
           
-4,12%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia
80.438,13
                 
0,07%
Exposição Diferença Preços entre Submercados
24.559,75
                 
0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
79.872,48
                 
0,07%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A3a)
8.958,18
                   
0,01%
Conselho de Consumidores
(88.547,27)
                
-0,08%
Ajuste Liminar Abrace
279.353
                    
0,25%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
970.334
                    
0,88%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(242.357)
                   
-0,22%
Total
4.455.754,87
            
4,03%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos efeitos da RTE 686.088,40 0,62%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido dos efeitos da RTE 5.736.492,07 5,18%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos efeitos da RTE 1.061.014,67 0,96%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 535.902,30) -0,48%
Neutralidade dos Encargos 959.075,52 0,87%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 4.563.624,65) -4,12%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia 80.438,13 0,07%
Exposição Diferença Preços entre Submercados 24.559,75 0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 79.872,48 0,07%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A3a) 8.958,18 0,01%
Conselho de Consumidores ( 88.547,27) -0,08%
Ajuste Liminar Abrace 279.353 0,25%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE 970.334 0,88%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD ( 242.357) -0,22%  
Total 4 .455.754,87 4,03%  

Gráfico 3 – CVA energia por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
50. 
Ressalta-se ainda o financeiro de postergação da vigência das tarifas, com efeito de 0,66% 
(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.  
51. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários1, 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 2015, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a 
diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo. 
52. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CPFL 
Leste Paulista, em relação às competências entre março/2016 a fevereiro/2017, é de R$ 948.372,80. Esse valor já 
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre fevereiro/2015 e fevereiro/2016. 
 
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
53. 
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. 
 
                                                          
1 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. 
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 1,19%. 
 
55. 
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 Leste Paulista é de 2,70%.  
 
56. 
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.  
 
57. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CPFL Leste Paulista até a próxima 
revisão tarifária será de 3,89%, 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 
 
58. 
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. 
 
59. 
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 1,95% 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. 
 
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
2,76%
-1,95%
-4,70%
Encargos Setoriais
1,29%
-0,66%
-1,95%
Custos de Transmissão
0,26%
0,28%
0,02%
Custos de Aquisição de Energia
1,20%
-1,57%
-2,77%
PARCELA B
4,26%
5,94%
1,68%
CO + Anuidades + RI
-0,51%
0,19%
0,70%
Remuneração
3,87%
4,59%
0,71%
Depreciação
1,07%
1,36%
0,28%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
-0,18%
-0,20%
-0,01%
RT considerando a varição tarifária da RTE
7,02%
3,99%
-3,03%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
4,61%
4,03%
-0,58%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros 
5,30%
5,30%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
-0,86%
0,00%
0,86%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
16,06%
13,32%
-2,75%

(ii) 
o custo de aquisição de energia, que contribui para uma redução de 2,77%. 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 depreciação, que contribuíram para um aumento de 0,71% e 0,28%, 
respectivamente. Quanto aos valores da base provisória, submetida em audiência pública, o valor da 
base de remuneração líquida aumentou 9,45% e a base de remuneração bruta aumentou em 7,36%. 
 
60. 
Os Gráficos 4 e 5 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora, com e sem tributos2: 
 
 
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 
                                                          
2 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.  
Custo de       
Distribuição
34,8%
Custo de            
Energia
34,0%
Custo de     
Transmissão
7,0%
PROINFA 2,2%
CDE 16,7%
ESS/EER 4,3%
Outros 1,0%
Encargos     
Setorias
24,2%
Custo de       
Distribuição
27,0%
Custo de            
Energia
26,4%
Custo de     
Transmissão
5,4%
Encargos          
Setoriais
18,8%
ICMS 15,7%
PIS/COFINS 6,8%
Tributos
22,4%

61. 
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: 
 
 
 
Gráfico 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
62. 
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 PRODIST3.  
                                                          
3 “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.”

63. 
Não foram apresentadas por parte da distribuidora contribuições acerca dos valores dos limites, 
tampouco solicitação de reconfiguração dos conjuntos elétricos. Dessa forma, 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 Leste Paulista após análise. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2020, 
a redução média anual é de 4,36% no DEC e 4,40% no FEC. 
 
Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CPFL Leste Paulista 
Fonte: Nota Técnica nº 20/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CPFL Leste Paulista 
Fonte: Nota Técnica nº 20/2016-SRD/ANEEL.

64. 
Nos Gráficos 9 e 10, são apresentados os histogramas dos limites de 2016 (vigentes) e 2020 
(propostos) dos conjuntos da CPFL Leste Paulista. Verifica-se que a proposta para 2020 permanece a uniformização 
da continuidade prestada aos consumidores: 
 
 
Gráfico 9 – Histograma do limite do DEC dos conjuntos da CPFL Leste Paulista para 2016 e 2020 
Fonte: Nota Técnica nº 20/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 10 – Histograma do limite do FEC dos conjuntos da CPFL Leste Paulista para 2016 e 2020

Fonte: Nota Técnica nº 20/2016-SRD/ANEEL. 
 
65. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 11 e 12 apresentam uma 
comparação entre os limites da CPFL Leste 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 20/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 500.000
CPFL Leste Paulista
CAIUÁ-D
CNEE
CPFL Jaguari
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
DMED
EDEVP
EEB
ELFSM
EMG
ENF
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 500.000
CPFL Leste Paulista
CAIUÁ-D
CNEE
CPFL Jaguari
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
DMED
EDEVP
EEB
ELFSM
EMG
ENF

Gráfico 12 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica nº 20/2016-SRD/ANEEL. 
 
66. 
Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a CPFL Leste Paulista estão aderentes à 
realidade da região. 
 
67. 
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 XX apresenta os 
valores pagos e o número de compensações efetuadas pela CPFL Leste Paulista entre 2013 e 2015: 
 
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela CPFL Leste Paulista 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
 20.346  
 40.479,64  
2014 
 23.545  
 89.092,17  
2015 
 27.278  
 241.099,65  
Fonte: site da ANEEL. 
 
 
III. DIREITO 
68. 
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 018/1999. 
 
IV. DISPOSITIVO 
69. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.002818/2015-47 e 
48500.004701/2015-06, 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 Leste Paulista, a vigorar a 
partir de 22 de março de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  consumidores 
de 13,32%, sendo 10,27% para os consumidores em alta tensão e  14,54% 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 Leste Paulista ;
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2013  20.346  40.479,64  
    23.545  89.092,17  
    27.278  241.099,65  

c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como 
Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo; 
d) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de energia 
de reserva – EER; 
e) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CPFL Leste Paulista, de modo 
a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
f) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,19%; 
g) fixar o componente T do Fator X de 2,70%; 
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2020 a serem 
observados pela CPFL Leste 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) (%) 
7,81% 
7,81% 
7,81% 
7,81% 
Perdas Não Técnicas (sobre 
Mercado BT) (%) 
1,46% 
0,96% 
0,95% 
0,95% 
 
 
 
Brasília, 22 de março de 2016. 
 
 
 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor
    Reajuste      Reajuste      Reajuste      Reajuste  
    2017      2018      2019      2020  
Perdas Técnicas (sobre Energia
Injetada) (%)  7,81%      7,81%      7,81%      7,81%    
Perdas Não Técnicas (sobre
Mercado BT) (%)  1,46%      0,96%      0,95%      0,95%