VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.000015/2016-39 e 48500.001197/2016-65 
 
INTERESSADOS: CFLO - Companhia Força e Luz do Oeste  
 
RELATOR: Tiago de Barros Correia 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição – SRD. 
 
ASSUNTO: Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da CFLO - Companhia Força e Luz do Oeste, a 
vigorar a partir de 29 de junho de 2016, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de 
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência 
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2017 a 2021, consolidados 
após a avaliação das contribuições trazidas na Audiência Pública nº 21/2016. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 22/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CFLO - Companhia Força e Luz do 
Oeste, estabelece a data de 29 de junho de 2016 para a realização da quarta revisão tarifária periódica da 
concessionária. 
 
2. 
As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, 
que tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já contemplam as alterações nº Módulo 2, 
aprovadas em 28 de abril de 2015, por meio da REN nº 660/2015. 
 
3. 
Em 19 de abril de 2016, na 13ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu 
instaurar a Audiência Pública n° 21/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão

tarifária e os limites de DEC e FEC para o período de 2017 a 2021. O período de contribuições se estendeu 
de 20 de abril a 19 de maio de 2016 por intercâmbio documental.  
 
4. Nos dias 27 de maio e 03 de junho de 2016, a proposta da revisão tarifária, após avaliação das 
contribuições trazidas na AP n° 21/2016, foi encaminhada, respectivamente, à CFLO e ao seu Conselho de 
Consumidores. 
  
5. 
Em 1º e 08 de junho 2016, na sede desta Agência, foram realizadas reuniões com os 
representantes da CFLO e do Conselho de Consumidores respectivamente, para discutir a proposta final da 
revisão tarifária, momento em que em que a concessionária e o Conselho de Consumidores apresentaram as 
suas contribuições finais.  
 
6. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota 
Técnica nº 84, de 8 de junho de 2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e 
apresentou proposta para a fixação dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades 
consumidoras da CFLO, para o período de 2017 a 2021.  
7. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando n° 0221/2016-SRD/ANEEL, de 08 de junho de 2016. 
 
8. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF em 17 de junho de 2016. 
 
9. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 199, de 20 de 
junho de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CFLO.  
 
10. 
Nesta data, 21 de junho de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor 
Elétrico, administrado por esta Agência, e identificou-se que não constavam inadimplências relativas às 
obrigações setoriais para com o Setor Elétrico, conforme estabelecido na Resolução Normativa nº 538, de 
2013, registradas em nome da CFLO1. 
 
11. 
É o relatório.  
 
                                                          
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

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 CFLO 
conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -16,48%, sendo de -20,09% em média, 
para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -13,84% em média, para os consumidores conectados 
na Baixa Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
                                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
13. 
A diferença entre os efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorre da nova 
estrutura tarifária que é redefinida no momento da revisão tarifária, que impactou mais intensamente os 
consumidores na baixa tensão, dado o aumento maior do custo de expansão neste nível de tensão.  
14. 
O efeito médio de -16,48% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos de Parcela A 
e B; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário; e (iii) da retirada dos 
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data da presente 
revisão. 
15. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -11,62%, ao 
se ter como base de comparação os custos de Parcela A e B. 
16. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário 
da CFLO, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o aumento tarifário em 
0,17%, sendo que o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, 
representa uma redução de -5,02% na atual revisão. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-20,09%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-13,84%
Efeito Médio AT+BT
-16,48%

17. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -16,48%, 
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [-16,48% = + (-11,62%) + 0,17% + (-
5,02%)]. 
18. 
O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito 
médio. 
 
                Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente 
                Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
 
19. 
O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com a 
cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes. 
 
20. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os 
valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado, e a 
participação de cada valor na composição da receita da concessionária. 
 
-3,35%
1,60%
-10,71%
0,84%
0,17%
-5,02%
-16,48%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 – Revisão tarifária da CFLO 
 
  Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
21. 
A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em 
legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, inclusive a geração 
própria. Nessa Parcela, sobressai a diminuição do custo com aquisição de energia, que impactou 
negativamente o reposicionamento tarifário em -10,71%. 
 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-15,14%
-12,46%
79,04%
Encargos Setoriais
-19,14%
-3,35%
16,01%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
0,84%
0,00%
0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-34,06%
-3,85%
8,43%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
17,48%
0,03%
0,25%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
12,35%
0,62%
6,39%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-17,19%
-0,15%
0,83%
Custos de Transmissão
24,85%
1,60%
9,10%
Uso do sistema de distribuição
24,85%
1,60%
9,10%
Custos de Aquisição de Energia
-18,35%
-10,71%
53,94%
PARCELA B
4,74%
0,84%
20,96%
Custos Operacionais
-3,22%
-0,47%
15,89%
Anuidades
35,55%
0,44%
1,90%
Remuneração
52,96%
0,82%
2,67%
Depreciação
0,22%
0,00%
1,61%
Receitas Irrecuperáveis
-46,72%
-0,04%
0,06%
Outras Receitas
6,41%
-0,06%
-1,17%
Ajuste Investimentos 2CRTP
-100,00%
0,15%
-
RT considerando a varição tarifária da RTE
-11,62%
0,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
0,17%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE
0,62%
CVA em Processamento - Energia comprada  Líquido dos Efeitos da RTE
-1,23%
CVA em Processamento - Transmissão
0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-0,77%
Neutralidade dos Encargos
1,17%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
0,44%
Conselho de Consumidores
-0,06%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,02%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-16,48%

22. 
Tal resultado decorre da redução atualmente prevista para a Tarifa de Energia – TE da 
COPEL, atual agente supridor da CFLO, de R$ 260,19 R$/MWh para R$ 205,63/MWh. O item que mais 
contribuiu para a redução da TE da COPEL foi a retirada do financeiro que foi considerado no último processo 
da supridora para compensar o diferimento de financeiros ocorridos nos reajustes de 2013 e 2014. Desse 
modo, depois de compensado o referido financeiro nas tarifas da COPEL, o efeito positivo decorrente do 
financeiro deixará de ser percebido na TE da CFLO com a publicação das novas tarifas da supridora em 
2016. 
 
23. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o valor contido nas tarifas e a 
atual revisão: 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
24. 
Destaca-se, também, a redução dos encargos setoriais de -3,35%. Desses encargos, a quota 
CDE – USO que teve maior impactou negativo na revisão tarifária de -3,85%. Essa variação decorre do fato 
de que o valor da quota CDE-USO, definida para o ano de 2016, ter sido menor do que o valor fixado para o 
ano de 2015.2 
 
25. 
Com relação às Perdas na Distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas 
não técnicas é o da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O 
ponto de partida da trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no 
ciclo anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.  
  
                                                          
2 A quota CDE-USO para 2016 foi fixada na Resolução Homologatória n° 2.018/2016, de 02/02/2016, com um valor 
inferior ao estabelecido para 2015. Essa resolução foi alterada pela Resolução Homologatória n° 2077/2016, de 
07/06/2016, o que implicou em uma nova redução dos valores da quota CDE-USO para 2016.  
Tipo de contrato
Receita Verificada
Receita Requerida
Variação
Receita Verificada
Receita 
Requerida
Variação
Bilateral
284.779,33
287.561,31
0,98%
260,19
205,63
-20,97%
Proinfa
6.860,67
7.396,94
7,82%
241,33
325,65
34,94%
TOTAL
291.640,00
294.958,25
1,1%
259,75
208,64
-19,7%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Receita Verificada Receita Requerida Variação  Receita
Receita Verificada Variação
Requerida
Bilateral
Proinfa  284.779,33 287.561,31 0,98%
6.860,67 7.396,94 7,82%  260,19 205,63 -20,97%
241,33 325,65 34,94%
TOTAL  291.640,00 294.958,25 1,1%  259,75 208,64 -19,7%
    

26. 
O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora 
com outras distribuidoras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às 
perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores.  
 
27. 
No caso da CFLO, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a média histórica 
praticada pela concessionária nos últimos 4 anos civis do terceiro ciclo. Ao se levar em consideração que o 
percentual de perdas é aplicado sobre o mercado de baixa tensão faturado, ao invés do medido, o resultado 
final foi um percentual de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão faturado de 0,00% nº ponto 
de partida. No que se refere à meta para o final do ciclo, propõe-se o mesmo percentual de 0,00%.  
 
28. 
No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia 
elétrica e tipo de transformadores. O referencial de perdas técnicas é calculado como percentual da energia 
injetada. O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela 
Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 0221/2016 – 
SRD/ANEEL, nº percentual de 4,197% sobre a energia injetada. 
 
29. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela compreende os custos operacionais eficientes 
e o custo anual dos ativos. Desde a terceira revisão tarifária, o crescimento da Parcela B na concessionária 
foi de 15,2%, em decorrência da atualização dessa parcela de custos nos reajustes pelo IGP-M descontado 
do Fator X e do crescimento acumulado do mercado desde a última revisão.  
 
30. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionária para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas tarifas. 
A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os 
valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.  
 
31. 
No caso da CFLO, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas é maior do que o 
intervalo superior definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como resultado, foi 
estabelecida uma trajetória de diminuição desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final, os custos 
operacionais regulatórios alcance o limite superior do intervalo.

32. 
Como a aplicação da metodologia resultou em uma diminuição dos custos operacionais da 
CFLO de -1,78% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual 
de 5%, estabelecido no regulamento. Quanto à comparação que é realizada com os custos reais da 
concessionária, a aplicação da metodologia resultou em uma relação inferior a 120% e, desse modo, não foi 
necessário recalcular a meta de custos operacionais para compartilhar com o consumidor o valor excedente. 
O resultado final da análise foi um custo operacional considerado na revisão inferior ao atualmente existente 
na tarifa, contribuindo para uma redução tarifária de -0,47%. 
 
33. 
O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de 
reintegração regulatória. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela 
concessionária. A segunda considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados, e visa 
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil. 
 
34. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 52,96% em relação aos valores 
hoje existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,82%. O aumento do WACC 
regulatório, que passou de 7,5% para 8,09%, e da remuneração sobre os investimentos realizados com 
recursos de Obrigações Especiais também contribuiu para o aumento observado da remuneração do capital. 
 
35. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 0,22% em relação 
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em 0,00%. A situação proveio do aumento 
da Base Bruta combinado com a redução da taxa de depreciação (de 4,40% para 4,13%). 
 
36. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CFLO.  
 
                                                    Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
   Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE
798.073,80
               
0,62%
CVA em Processamento - Energia comprada  Líquido dos Efeitos da RTE
(1.589.346,65)
           
-1,23%
CVA em Processamento - Transmissão
3.833,17
                   
0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(997.304,64)
              
-0,77%
Neutralidade dos Encargos
1.508.985,02
            
1,17%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
570.108,52
               
0,44%
Conselho de Consumidores
(80.309,26)
                
-0,06%
Total
214.039,95
               
0,17%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE 798.073,80 0,62%
CVA em Processamento - Energia comprada Líquido dos Efeitos da RTE ( 1.589.346,65) -1,23%
CVA em Processamento - Transmissão 3.833,17 0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 997.304,64) -0,77%
Neutralidade dos Encargos 1.508.985,02 1,17%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 570.108,52 0,44%
Conselho de Consumidores ( 80.309,26) -0,06%  
Total 2 14.039,95 0,17%  

37. 
O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de -1,23%. Esse 
efeito já leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e 
o financeiro de reversão da revisão tarifária extraordinária de 2015.  
38. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários3, o montante mensal de recursos 
da CDE, a ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir 
os valores mensais a serem repassados referentes ao período de junho de 2016 a maio de 2017, utilizou-se o 
mercado considerado no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos 
resultantes do mesmo processo. 
 
39. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
CFLO, em relação às competências entre junho/2016 a maio/2017, é de R$ 108.052,54. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre junho/2015 e maio/2016. 
 
 
  DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
40. 
Dois componentes do Fator X são definidos no momento da revisão tarifária: o que trata dos 
Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência dos Custos 
Operacionais – T. 
 
41. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma 
distribuidora em função da produtividade média do Setor, do crescimento do mercado e do número de 
unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é 1,07%. 
 
42. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses 
                                                          
3 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 
7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público 
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

custos ao longo do ciclo tarifário. O componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da CFLO é 
de 1,38%.  
 
43. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, a ser fixado nos reajustes subsequentes. 
Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir 
que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas praticadas. Na aferição do nível de qualidade do 
serviço prestado, serão considerados indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada 
distribuidora.  
 
44. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CFLO até a próxima 
revisão tarifária será de 2,45%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo 
de reajuste. 
 
 
 
 
 
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
 
45. 
A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública 
e o resultado da revisão tarifária.  
 
Tabela 5 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
46. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência 
pública foram:  
 
(i) 
A conta de desenvolvimento Energético – CDE (USO), que contribuiu para uma variação 
negativa de -3,85% no resultado final, o que permitiu que os Encargos Setoriais tivessem uma 
redução de -3,35% na versão final. A diminuição da CDE (USO) decorreu da alteração pela 
Resolução Homologatória n° 2077/2016, de 07 de junho de 2016, das quotas de CDE-USO de 
2016. 
(ii) 
O custo de aquisição de energia, que contribui para uma variação de -10,71% no resultado 
final. Esse resultado decorreu da redução da Tarifa de Energia – TE da COPEL considerada na 
AP, atual agente supridor da CFLO. 
 
47. 
Os Gráficos 2 e 3 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da 
receita da Distribuidora, sem e com tributos4: 
 
 
                                                          
4 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo 
Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, 
utilizadas as alíquotas médias de ICMS e PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento 
de Mercado da ANEEL.  
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-10,62%
-12,46%
-1,84%
Encargos Setoriais
-2,64%
-3,35%
-0,71%
Custos de Transmissão
1,51%
1,60%
0,09%
Custos de Aquisição de Energia
-9,49%
-10,71%
-1,22%
PARCELA B
0,71%
0,84%
0,13%
CO + Anuidades + RI
-0,05%
-0,07%
-0,02%
Remuneração
0,78%
0,82%
0,04%
Depreciação
-0,10%
0,00%
0,11%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
0,09%
0,09%
0,00%
RT considerando a varição tarifária da RTE
-9,91%
-11,62%
-1,71%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
-1,23%
0,17%
1,39%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,02%
-5,02%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
-0,09%
0,00%
0,09%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-16,25%
-16,48%
-0,23%

Gráfico 2 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
Gráfico 3 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Custo de       
Distribuição
13,9%
Custo de            
Energia
34,3%
Custo de     
Transmissão
6,0%
Encargos          
Setoriais
12,0%
ICMS 28,9%
PIS/COFINS 5,0%
Tributos
33,9%

48. 
O Gráfico 4 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, em 
comparação com as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período: 
 
 
Gráfico 4 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC  
 
49. 
No Gráfico 5 é apresentado o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC e 
FEC para a CFLO. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média 
anual é de 0% no DEC e 1,87% no FEC. 
302,58
271,22
289,72
304,10
313,41
333,56
298,70
380,18
484,53
553,35
475,39
jun/07
jun/08
jun/09
jun/10
jun/11
jun/12
jun/13
jun/14
mar/15
jun/15
jun/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Revisão                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial 553,35    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
  Variação IPCA  484,53
    
380,18    
333,56    
304,10 313,41 298,70
2,58 289,72
271,22    
    
    

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

Gráfico 6 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul. 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD 
 
 
Gráfico 7 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul. 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD

51. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 6 apresenta os valores pagos e o número de 
compensações efetuadas pela Companhia Força e Luz do Oeste - CFLO entre 2012 e 2016: 
 
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela Companhia Força e Luz do Oeste - CFLO. 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2012 
 13.088  
 19.932,13  
2013 
 23.125  
 39.785,86  
2014 
 13.752  
 26.225,03  
2015 
 15.156  
 42.361,59  
20165 
5.506  
4.877,21  
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
III. DIREITO 
52. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: 
a) art. 3o da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei nº 
10.848, de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 
1995, em especial ao inciso V;  
b) art. 21 do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
c) art. 6o da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
d) art. 2o da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
e) art. 25 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; 
f) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica nº Sistema Elétrico 
Nacional – PRODIST; 
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 22/1999. 
 
IV. DISPOSITIVO 
                                                          
5 Valores referentes às compensações realizadas até março de 2016.
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2012  13.088  19.932,13  
    23.125  39.785,86  
    13.752  26.225,03  
    15.156  42.361,59  
    5.506  4.877,21  

53. 
Fundado 
nesse 
exame 
e 
nas 
considerações 
efetuadas 
nos 
Processos 
nº 
48500.000015/2016-39 e nº 48500.001197/2016-65, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na 
forma das Resoluções anexas, a fim de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CFLO, a vigorar a partir de 
29 de junho de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  consumidores 
de -16,48%, sendo -20,09% para os consumidores em alta tensão e -13,84% para os 
consumidores em baixa tensão;  
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da CFLO ; 
c) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a 
ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CFLO, de modo a 
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
d) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,07%; 
e) fixar o componente T do Fator X de 1,38%; 
f) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem 
observados pela CFLO; e 
g) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020: 
 
 
 
 
Brasília, 21 de junho de 2016. 
 
TIAGO DE BARROS CORREIA  
Diretor 
Reajuste 
2017
Reajuste 
2018
Reajuste 
2019
Reajuste 
2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (% )
4,20%
4,20%
4,20%
4,20%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (% )
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
  Reajuste
2017  Reajuste
2018  Reajuste
2019  Reajuste
2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  4,20%  4,20%  4,20%  4,20%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  0,00%  0,00%  0,00%  0,00%