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VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.002819/2015-91 e 48500.004700/2015-53 
 
INTERESSADOS: Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa  
 
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega 
 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
 
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa, 
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 70/2015. 
 
 
I. 
R E L A T Ó R I O 
O Contrato de Concessão de Distribuição no 17/1999, que regula a exploração dos serviços públicos 
de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa, 
estabelece 22 de março de 2016 para a realização da quarta revisão tarifária periódica da concessionária. 
2. 
As metodologias aplicáveis ao Quarto Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas 4CRTP das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica são definidas nos Módulos 2 e 7 dos procedimentos de 
Regulação Tarifária – PRORET, que tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já contemplam 
as alterações no Módulo 2, aprovadas na Resolução Normativa no 660, de em 28 de abril de 2015. 
3. 
Na 42o Reunião Pública Ordinária, realizada em 10 de novembro de 2015, a Diretoria da ANEEL 
instaurou a Audiência Pública 70/2015 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária e 
os limites de DEC e FEC de 2017 a 2020. O período de contribuições se estendeu de 12 de novembro a 17 de 
dezembro, com sessão presencial em 10 de dezembro de 2015 na cidade de Mococa - SP.  
4. 
Em 16 de fevereiro de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das 
contribuições trazidas na Audiência Pública 70/2015, foi encaminhada à CPFL Mococa 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 a reunião.

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5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota Técnica no 
21, 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 
Mococa, de 2017 a 2020.  
6. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela SRD, 
por meio do Memorando no 93/2016-SRD/ANEEL, de 14 de março de 2016. 
7. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando no 108/2016-SFF/ANEEL, de 10 de março 
2016. 
8. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica no 52, de 16 de março de 
2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CPFL Mococa.  
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 Mococa1. 
 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
10. 
A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento Tarifário 
o qual contempla os custos eficientes e os investimentos prudentes para a prestação dos serviços de distribuição de 
energia elétrica, do Fator X e da nova estrutura tarifária. 
11. 
O reposicionamento tarifário calculado para a CPFL Mococa é de 1,41%, tendo como base de 
comparação, além dos custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos decorrentes da RTE 
ocorrida em fevereiro de 2015, incluídos mediante componente financeiro. 
12. 
Ao montante calculado, foram adicionados os componentes financeiros correspondentes a 4,67%, 
sendo -10,48% decorrente da retirada dos componentes financeiros fixados na RTE 2015 e 15,15% referente aos 
                                                     
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

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demais financeiros. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior 
representa a majoração de 2,94% na atual revisão. Essa movimentação tarifária conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de 9,02%, [9,02% = (1,41%) + (15,15%) + (-10,48%) + (2,94%)]. 
13. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1: 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
14. 
O impacto a ser percebido por cada consumidor depende do subgrupo e modalidade tarifária a qual 
pertence. 
15. 
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 alta tensão. A Nota Técnica da Estrutura Tarifária analisa detalhadamente esse 
efeito. 
16. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.   
Erro! 
Fonte 
de 
referência não encontrada. 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO

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Equilíbrio econômico-financeiro 
17. 
O reposicionamento tarifário envolve a redefinição das tarifas em nível compatível com o equilíbrio 
econômico-financeiro do contrato de concessão. No reposicionamento tarifário, o equilíbrio da concessão ocorre por 
meio do ajuste das tarifas homologadas no último reajuste tarifário, para mais ou para menos, considerando a 
relação entre as receitas do serviço de distribuição, requerida e verificada. 
18. 
A receita requerida corresponde à receita compatível com a cobertura dos custos operacionais 
eficientes (custo do serviço para atender à qualidade firmada pela ANEEL) e com a remuneração dos investimentos 
reconhecidos como prudentes. Tal receita é composta pela soma da Parcela A e da Parcela B. Na quarta revisão 
tarifária da CPFL Mococa, a receita requerida é maior do que a verificada, o que explica o reposicionamento tarifário 
de 1,41%. 
19. 
A Tabela 2 demonstra os valores de cada um dos itens de receita na revisão tarifária, o impacto de 
cada componente no reposicionamento tarifário, bem como a participação percentual na receita requerida da 
revisão.

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Tabela 2 – Revisão tarifária da CPFL Mococa 
 
Erro! Fonte de referência não encontrada.Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
20. 
O reposicionamento econômico de 1,41% é composto pelo impacto de -2,35% na Parcela A e do 
incremento na Parcela B de 3,76%.

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Parcela A 
21. 
A Parcela A, que independe da vontade ou da gestão da distribuidora, 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. 
22. 
Nessa Parcela, sobressaiu a redução dos custos com compra de energia e encargos setoriais, os 
quais impactaram o reposicionamento tarifário em -1,73% e -0,94%, respectivamente.  
23. 
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 CPFL Mococa 
impactou a revisão em -4,11%. Também merece destaque a elevação da previsão de gastos com o encargo de 
Energia de Reserva, com efeito de 2,51%, em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de Energia 
de Reserva. 
24. 
Quanto ao impacto dos custos com compra de energia, tal resultado decorre, principalmente, da 
queda da tarifa de repasse da 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 CCEE. 
25. 
Esses 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 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. 
26. 
O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia. 
 
-1,73%
0,72%
0,02%
-2,84%
0,33%
-0,10%
0,21%
1,18%
-1,86%
0,61%
Total
 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

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Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
27. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre a revisão tarifária extraordinária e a 
atual revisão: 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
Erro! 
Fonte de referência não encontrada. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
Perdas na distribuição 
28. 
Com relação às Perdas na Distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas não 
técnicas é o da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de 
partida da trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e 
a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora. 
29. 
O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com 
outras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que 
tenham desempenho melhores. 
30. 
No caso da CPFL Mococa, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a média histórica 
praticada pela Concessionária, de 0,98% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do 
ciclo, propõe-se o mesmo percentual de 0,98% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, tendo em 
vista que a empresa pratica perdas abaixo de 2,5% (medido), e, nestes casos, não é estabelecida trajetória de 
redução das perdas.

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31. 
No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas considerando as características do 
sistema de distribuição da Concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica e tipo de 
transformadores. O valor de perdas técnicas de 8,17% em relação à energia injetada, foi calculado nos termos do 
Módulo 7 do PRODIST e informado pela SRD no Memorando no 93/2016–SRD/ANEEL. 
Parcela B 
32. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera a 
metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela trata dos custos com a atividade de distribuição e 
compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos operacionais eficientes e o 
anual dos ativos – os dos investimentos prudentes realizados pela distribuidora.  
33. 
Desde a Terceira Revisão Tarifária, o crescimento da Parcela B na receita verificada da 
Concessionária foi de 26,22%, resultante do efeito dos reajustes da tarifa, que considera a variação do IGP-M, 
deduzido do Fator X, e a do mercado da Distribuidora. 
Custo de administração, operação e manutenção e anuidades 
34. 
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 intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores que serão 
estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.   
35. 
No caso da CPFL Mococa, 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 
trajetória de redução desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final desse ciclo, os custos operacionais 
regulatórios alcancem o limite superior do intervalo. 
36. 
Como a aplicação da metodologia resultou em redução dos custos operacionais da CPFL Mococa 
de -3,46% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%, 
estabelecido no regulamento. 
37. 
Quanto à comparação que é realizada com os custos reais da Concessionária, a aplicação da 
metodologia resultou em relação superior a 120% e, desse modo, foi necessário recalcular a meta de custos

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operacionais para compartilhar com o consumidor o valor excedente. O resultado final da análise foi custo 
operacional inferior ao atualmente existente na tarifa, contribuindo para a redução tarifária em -1,28%.  
 
 
Custo anual dos ativos 
38. 
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, visando recompor os ativos afetos à 
prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de Remuneração Bruta e à Taxa de 
Depreciação. 
39. 
Quanto à Remuneração do Capital, houve variação de 66,45% em relação aos valores hoje 
existentes, o que representou o impacto nas tarifas de 3,96%. A situação adveio do aumento da base líquida de 
98,4% desde o terceiro ciclo de revisão, em razão do elevado volume de investimentos realizado desde a terceira 
revisão, da ordem de R$ 48 milhões, segundo o laudo de avaliação da base de remuneração. 
40. 
O aumento do WACC regulatório, que passou de 7,5% para 8,09%, e do início da remuneração 
sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais também contribuíram para o aumento 
observado da remuneração do capital. 
41. 
Referentemente à Quota de Reintegração Regulatória, houve aumento de 2,88% em relação aos 
valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em 0,13%. A situação proveio dos efeitos do aumento da 
Base Bruta, combinado com a redução da taxa de depreciação (de 3,83% para 3,77%). 
Componentes financeiros 
42. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CPFL Mococa: 
Tabela 4 – Componentes financeiros

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Erro! Fonte de referência não 
encontrada. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
43. 
O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de 4,61%. Esse efeito já 
leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à Conta – ACR. 
44. 
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 no 1.836, de 9 de dezembro de 2014, e cobrada a partir de janeiro/2015. A receita repassada da 
Conta Bandeiras e da Conta-ACR, por sua vez, contribuiu para que o efeito da CVA energia não sofresse aumento 
adicional. 
45. 
O Gráfico 3 demonstra tal efeito por modalidade contratual. 
 
Gráfico 3 – CVA energia por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
46. 
Ressalta-se ainda o financeiro de postergação da vigência das tarifas, com efeito de 0,43% 
(Componente TE e TUSD) no atual processo tarifário. Esse financeiro decorre da assinatura do termo aditivo de

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prorrogação da concessão, que implicou na alteração da data contratual de 3 de fevereiro de 2016 para 22 de 
março de 2016. Dessa forma, no atual processo tarifário estão sendo revertidos os valores de componentes 
financeiros considerados no processo tarifário anterior que foram cobrados nas tarifas por período superior a 12 
meses. 
Subvenção da CDE 
47. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários, o montante mensal de recursos da CDE, a 
ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores 
mensais a serem repassados durante 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a 
diferença entre as tarifas, com e sem descontos, resultantes do mesmo processo. 
48. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CPFL 
Mococa, em relação às competências entre março/2016 a fevereiro/2017, é de R$ 658.627,35. Esse valor 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 
49. 
O Fator X é índice fixado pela ANEEL e considerado nos reajustes subsequentes. A incumbência é 
repartir com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do crescimento do número 
de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o que contribui para a modicidade 
tarifária. 
50. 
Esse índice é constituído de 3 componentes: o que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade 
de Distribuição – Pd, da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T e do Mecanismo de Incentivo à 
Qualidade – Q. 
51. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de 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 1,21%. 
52. 
Já o Componente T tem por objetivo estabelecer 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 Mococa é de 2,43%.

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53. 
O outro integrante do Fator X, Componente Q, é 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.  
54. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CPFL Mococa até a próxima 
revisão tarifária será de 3,64%, 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 
55. 
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 
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
3,15%
-2,35%
-5,50%
Encargos Setoriais
0,63%
-0,94%
-1,58%
Custos de Transmissão
0,25%
0,32%
0,06%
Custos de Aquisição de Energia
2,26%
-1,73%
-3,99%
PARCELA B
1,86%
3,76%
1,91%
CO + Anuidades + RI
-1,15%
-0,18%
0,97%
Remuneração
3,01%
3,96%
0,95%
Depreciação
0,12%
0,13%
0,01%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
-0,12%
-0,15%
-0,02%
RT considerando a varição tarifária da RTE
5,01%
1,41%
-3,60%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
6,69%
4,67%
-2,03%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
2,94%
2,94%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
0,99%
0,00%
-0,99%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
15,64%
9,02%
-6,62%
Fonte: 
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
56. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Audiência Pública 
foram:  
a) os encargos setoriais, que contribuíram com -1,58% no efeito médio divulgado na audiência 
pública. Esse efeito se deve principalmente à nova quota de CDE USO que foi definida somente 
após a abertura da Audiência Pública;

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b) o custo de aquisição de energia, que contribui para a variação de -3,99%, em razão, 
principalmente, à redução da tarifa em dólar de ITAIPU, que foi homologada após a abertura da 
Audiência Pública; 
c) a remuneração do capital e a quota de reintegração regulatória, que contribuíram para a 
variação de 0,96%. Quanto aos valores da base provisória, submetida em Audiência Pública, o 
valor da base de remuneração líquida aumentou 10,83% e a base de remuneração bruta 3,84%, 
e 
d) os componentes financeiros do processo atual, que sofreu variação de -2,03% em relação aos 
valores provisórios publicados para Audiência Pública. 
57. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com e sem 
tributos , estão demonstrados nos Gráficos 4 e 5. 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
Gráfico 4 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Erro! Fonte de referência não encontrada. 
Gráfico 5 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
58. 
O Gráfico 6 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 10 anos, abaixo da variação 
do IGP-M e do IPCA no mesmo período. 
Erro! Fonte de referência 
não encontrada.

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Gráfico 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
59. 
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 PRODIST2.  
60. 
A Distribuidora não apresentou 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 
Mococa após análise. Em relação aos limites globais propostos para 2017 a 2020, a redução média anual é de 
3,43% no DEC e 3,97% no FEC. 
 
Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CPFL Mococa 
Fonte: Nota Técnica no 21/2016-SRD/ANEEL. 
 
                                                     
2 “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.”

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Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CPFL Mococa 
Fonte: Nota Técnica no 21/2016-SRD/ANEEL. 
61. 
Nos Gráficos 9 e 10, são apresentados os histogramas dos limites de 2016 (vigentes) e 2020 
(propostos) dos conjuntos da CPFL Mococa. Verifica-se que a proposta para 2020 reduz a distância entre os limites 
dos conjuntos da Distribuidora, conduzindo a mais uniformização da continuidade prestada aos consumidores. 
 
Gráfico 9 – Histograma do limite do DEC dos conjuntos da CPFL Mococa para 2016 e 2020 
Fonte: Nota Técnica no 21/2016-SRD/ANEEL.

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Gráfico 10 – Histograma do limite do FEC dos conjuntos da CPFL Mococa para 2016 e 2020 
Fonte: Nota Técnica no 21/2016-SRD/ANEEL. 
62. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 11 e 12 apresentam a 
comparação entre os limites da CPFL Mococa 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 21/2016-SRD/ANEEL.

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Gráfico 12 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica no 21/2016-SRD/ANEEL. 
 
63. 
Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a CPFL Mococa estão aderentes à 
realidade da região. 
64. 
Com respeito aos indicadores individuais DIC, FIC, DMIC e DICRI, os limites são definidos a partir 
dos indicadores coletivos DEC e FEC, como consta no Anexo I do Módulo 8 do PRODIST. A violação aos limites 
dos indicadores individuais resulta em compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 6 apresenta os 
valores pagos e o número de compensações efetuadas pela CPFL Mococa entre 2013 e 2015. 
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela CPFL Mococa 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
 6.649  
 24.924,31  
2014 
 23.442  
 90.237,44  
2015 
 16.989  
 161.636,20  
Fonte: Site da ANEEL. 
III. 
D I R E I T O 
65. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: 
a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei no 10.848, 
de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, em 
especial ao inciso V;  
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997;
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2013  6.649  24.924,31  
    23.442  90.237,44  
    16.989  161.636,20  

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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 17/1999. 
 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
66. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.002819/2015-91 e 
48500.004700/2015-53, 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 Mococa, a vigorar a partir 
de 22 de março de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  consumidores de 
9,02%, sendo 20,29% para os consumidores em alta tensão e  4,99% 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 Mococa; 
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 Mococa, de modo a 
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
f) fixar o componente Pd  do Fator X em 1,21%; 
g) fixar o componente T do Fator X em 2,43%;

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h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2020 a serem 
observados pela CPFL Mococa, 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) (%) 
8,17% 
8,17% 
8,17% 
8,17% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 
0,98% 
0,98% 
0,98% 
0,98% 
 
Brasília, 22 de março de 2016. 
 
 
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA 
Diretor
    Reajuste      Reajuste      Reajuste      Reajuste  
    2017      2018      2019      2020  
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  8,17%      8,17%      8,17%      8,17%    
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  0,98%      0,98%      0,98%      0,98%