FL. 1 de 18 
VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.000032/2016-76 e 48500.002432/2016-16 
 
INTERESSADOS: Consumidores e Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa 
 
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega 
 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
 
ASSUNTO Resultado da Sétima Revisão Tarifária Periódica da Espírito Santo Centrais Elétricas S/A - Escelsa, 
a vigorar a partir de 7 de agosto de 2016, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de 
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência 
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2017 a 2019, consolidados 
após a avaliação das contribuições trazidas na Audiência Pública no 28/2016. 
 
 
 
I. 
R E L A T Ó R I O 
O Contrato de Concessão de Distribuição no 1/1995, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. – 
Escelsa, estabelece 7 de agosto de 2016 para a realização da sétima 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 contemplam 
as alterações no Módulo 2, aprovadas na Resolução Normativa no 660, de em 28 de abril de 2015. 
3. 
Na 18a Reunião Pública Ordinária, realizada em 24 de maio de 2016, a Diretoria da ANEEL 
instaurou a Audiência Pública 28/2016, entre 25 de maio e 27 de junho de 2016, na modalidade intercâmbio 
documental, para discutir com a sociedade a proposta da sétima revisão tarifária da Escelsa e definir os limites 
de DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Distribuidora, de 2017 a 2019. 
4. 
Em 5 de julho de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das 
contribuições trazidas na Audiência Pública 28/2016 foi encaminhada à Escelsa e ao Conselho de 
Consumidores. Em 12 de julho, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da

FL. 2 de 18 
Distribuidora 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. 
5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, por meio da Nota 
Técnica no 106, de 19 de julho de 2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e propôs 
fixar os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Escelsa, de 2017 
a 2019.  
6. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando no 281/2016–SRD/ANEEL, de 13 de julho de 2016. 
7. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica no 243/2016, de 26 
de julho de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da Escelsa.  
8. 
Em 2 de agosto de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, 
administrado por esta Agência, e identificou-se que não constavam inadimplências relativas às obrigações 
setoriais para com o Setor Elétrico, conforme estabelecido na Resolução Normativa no 538, de 2013, registradas 
em nome da Escelsa1. 
 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
 
Revisão Tarifária Periódica 
9. 
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. 
10. 
O reposicionamento tarifário calculado para a Escelsa, a ser submetido à audiência pública, é 
de 3,77%, tendo como base de comparação, além dos custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas. 
11. 
Ao montante calculado, foram adicionados os componentes financeiros2 correspondentes a -
1,31%. O efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior representa a 
                                                     
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto. 
2 Os componentes financeiros considerados em determinado cálculo tarifário “permanecem” nas tarifas por um ano; portanto, a cada 
processo de reajuste, ocorre a “saída” de um conjunto de componentes financeiros e a “entrada” de outro com valores diferentes.

FL. 3 de 18 
redução de -5,26% na atual revisão. Essa movimentação tarifária conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de -2,80%, onde -2,80% = (3,77%) + (-1,31%) + (-5,26%). 
12. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1: 
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 
ao qual pertence. 
14. 
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, com seus pesos relativos na receita recuperada de cada 
grupo e com a nova estrutura tarifária. 
15. 
A maior variação negativa está associada aos componentes da Tarifa de Energia, que afeta 
com maior intensidade os consumidores do Grupo A. Já no Grupo B, o aspecto de maior destaque está 
associado aos descontos aplicados a esses consumidores e à necessidade de transição dos parâmetros 
definidos no Decreto no 7.891, de 20133, refletindo em menor diminuição das tarifas desse grupo. A Nota 
Técnica da Estrutura Tarifária analisa detalhadamente esse efeito. 
16. 
Destaque-se ainda, nesse processo, os efeitos do suprimento pela Escelsa à Empresa Força 
e Luz Santa Maria – EFLSM, que conforme o Despacho no 1.127, de 2015, emitido pela SGT, passou a totalizar 
mercado próprio de energia superior a 500 GWh/ano. Tal fato implicou a retirada do desconto na TUSD Fio B 
ao qual a Suprida tinha direito, refletindo em aumento considerável nos custos de acesso desta. 
17. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.   
                                                     
3 Regulamenta a Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, que dispõe sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de 
energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais e sobre a modicidade tarifária, e a Medida Provisória nº 605, de 23 de janeiro 
de 2013, que altera a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e dá outras providências. 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão     ( ≥ 2,3kV )
-6,18%
BT - Baixa Tensão  ( < 2,3kV )
-0,67%
Efeito Médio AT+BT
-2,80%

FL. 4 de 18 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL. 
 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
Equilíbrio econômico-financeiro 
18. 
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. 
19. 
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 sétima revisão tarifária da Escelsa, a receita requerida é maior do que a verificada, o que explica o 
reposicionamento tarifário de 3,77%. 
20. 
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. 
-1,86%
0,38%
2,81%
2,43%
-1,31%
-5,26%
-2,80%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

FL. 5 de 18 
Tabela 2 – Revisão tarifária da Escelsa 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
21. 
O reposicionamento econômico de 3,77% é composto pelo acréscimo de 1,33% na Parcela A 
e do incremento na Parcela B de 2,43%. 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
1,77%
1,33%
73,83%
Encargos Setoriais
-7,70%
-1,86%
21,49%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
10,70%
0,01%
0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-32,97%
-4,47%
8,76%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
11,19%
0,28%
2,65%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
6,39%
0,31%
4,97%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
86,02%
2,01%
4,20%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-0,01%
-0,00%
0,81%
ONS
9,73%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
9,11%
0,38%
4,42%
Rede Básica
8,21%
0,24%
3,06%
Rede Básica Fronteira
16,98%
0,08%
0,52%
Rede Básica ONS (A2)
23,63%
0,01%
0,05%
MUST Itaipu
3,87%
0,02%
0,43%
Transporte de Itaipu
7,76%
0,02%
0,21%
Conexão
15,75%
0,02%
0,15%
Custos de Aquisição de Energia
5,99%
2,81%
47,91%
PARCELA B
9,84%
2,43%
26,17%
Custos Operacionais
-0,79%
-0,10%
11,81%
Anuidades
47,85%
0,65%
1,94%
Remuneração
16,72%
1,15%
7,73%
Depreciação
1,19%
0,05%
4,24%
Receitas Irrecuperáveis
91,60%
0,47%
0,95%
Outras Receitas
8,38%
-0,04%
-0,50%
Ajuste Investimentos 2CRTP
-100,00%
0,25%
-
Reposicionamento Tarifário
3,77%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-1,31%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq do Financ. RTE)
-0,96%
CVA em Processamento - Energia comprada  (Líq do Financ. RTE)
2,99%
CVA em Processamento - Transmissão
0,13%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-3,75%
Neutralidade dos Encargos
1,34%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-1,14%
Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano Civil 2014
0,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,03%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
0,05%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,003%
Conselho de Consumidores
-0,005%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,26%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-2,80%
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 1,77% 1,33% 73,83%  
Encargos Setoriais -7,70% -1,86% 21,49%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 10,70% 0,01% 0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -32,97% -4,47% 8,76%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 11,19% 0,28% 2,65%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 6,39% 0,31% 4,97%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 86,02% 2,01% 4,20%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. -0,01% -0,00% 0,81%
ONS 9,73% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão 9,11% 0,38% 4,42%  
  8,21% 0,24% 3,06%
  16,98% 0,08% 0,52%
  23,63% 0,01% 0,05%
  3,87% 0,02% 0,43%
  7,76% 0,02% 0,21%
  15,75% 0,02% 0,15%
Custos de Aquisição de Energia 5,99% 2,81% 47,91%  
PARCELA B 9,84% 2,43% 26,17%  
Custos Operacionais -0,79% -0,10% 11,81%
Anuidades 47,85% 0,65% 1,94%
Remuneração 16,72% 1,15% 7,73%
Depreciação 1,19% 0,05% 4,24%
Receitas Irrecuperáveis 91,60% 0,47% 0,95%
Outras Receitas 8,38% -0,04% -0,50%
Ajuste Investimentos 2CRTP -100,00% 0,25% -  
Reposicionamento Tarifário 3,77%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -1,31%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq do Financ. RTE) -0,96%
CVA em Processamento - Energia comprada (Líq do Financ. RTE) 2,99%
CVA em Processamento - Transmissão 0,13%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -3,75%
Neutralidade dos Encargos 1,34%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -1,14%
Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano Civil 2014 0,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,03%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 0,05%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,003%
Conselho de Consumidores -0,005%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,26%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -2,80%  

FL. 6 de 18 
Parcela A 
22. 
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. 
23. 
Nessa Parcela, sobressaiu a redução dos encargos setoriais e a elevação dos custos com 
compra de energia, os quais impactaram o reposicionamento tarifário em -1,86% e 2,81%, respectivamente.  
24. 
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 Escelsa 
impactou a revisão em -4,47%. Também merece destaque a elevação da previsão de gastos com o encargo 
de Energia de Reserva, com efeito de 2,01%, em razão do início do período de suprimento do 15o Leilão de 
Energia de Reserva.  
25. 
Quanto ao impacto dos custos com compra de energia, tal resultado decorre, principalmente, 
dos aumentos dos montantes e dos custos unitários tanto nos contratos por Disponibilidade (Energia Nova e 
de Fontes Alternativas), e dos custos 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$ 37,27/MWh. No atual processo, a cobertura tarifária econômica está em torno de R$ 63/MWh, 
refletindo o Preço-Teto resultante das receitas estabelecidas no Edital referente a cada usina. 
26. 
Esses efeitos positivos foram compensados, em parte, pela compra de energia de Itaipu 
(valorada em dólar), em razão da queda da tarifa de repasse de potência contratada de US$ 38,07/kW.mês 
para US$ 25,78/kW.mês. 
27. 
O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia.

FL. 7 de 18 
 
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL. 
28. 
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. 
 
 
Perdas na distribuição 
29. 
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. 
2,81%
0,33%
0,67%
1,55%
0,77%
0,00%
-0,19%
0,04%
0,41%
1,68%
0,00%
-3,06%
0,00%
0,62%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Ajuste - CCEAR
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
 Geração Própria
 Itaipu
 Montante de Reposição
 Proinfra
Tipo de contrato
Receita Verificada
Receita Requerida
Variação
Receita Verificada Receita Requerida
Variação
Existente - CCEAR-DSP
149.354,55
158.746,05
6,29%
308,95
363,09
17,52%
Existente - CCEAR-QTD
657.768,43
658.592,55
0,13%
236,12
263,27
11,50%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
1.760.052,54
1.874.773,65
6,52%
225,34
243,64
8,12%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.175.553,16
1.179.416,29
0,33%
178,42
193,82
8,64%
Madeira e Belo Monte
678.293,52
973.435,67
43,51%
117,02
124,62
6,49%
Bilateral
535.924,07
308.352,00
-42,46%
220,14
244,91
11,26%
Cota Angra I e Angra II
272.841,87
264.153,09
-3,18%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
1.948.672,37
2.009.468,81
3,12%
37,27
63,64
70,76%
Itaipu
1.438.757,49
1.388.321,64
-3,51%
260,65
184,26
-29,31%
Proinfa
153.376,78
160.333,83
4,54%
316,57
447,24
41,28%
Sobra (-) / Exposição (+)
-478.553,71
-424.054,52
-11,4%
173,72
175,99
1,3%
TOTAL
8.292.041,07
8.551.539,06
3,1%
176,37
181,08
2,7%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
2,81%
1,55% 1,68%
0,33% 0,67% 0,77% 0,41% 0,62%
0,00% 0,04% 0,00% 0,00%
-0,19%
-3,06%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Receita Verificada Receita Requerida Variação  Receita Verificada Receita Requerida Variação  
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Proinfa  149.354,55 158.746,05 6,29%
657.768,43 658.592,55 0,13%
1.760.052,54 1.874.773,65 6,52%
1.175.553,16 1.179.416,29 0,33%
678.293,52 973.435,67 43,51%
535.924,07 308.352,00 -42,46%
272.841,87 264.153,09 -3,18%
1.948.672,37 2.009.468,81 3,12%
1.438.757,49 1.388.321,64 -3,51%
153.376,78 160.333,83 4,54%  308,95 363,09 17,52%
236,12 263,27 11,50%
225,34 243,64 8,12%
178,42 193,82 8,64%
117,02 124,62 6,49%
220,14 244,91 11,26%
162,09 206,29 27,27%
37,27 63,64 70,76%
260,65 184,26 -29,31%
316,57 447,24 41,28%  
Sobra (-) / Exposição (+)  -478.553,71 -424.054,52 -11,4%  173,72 175,99 1,3%  
TOTAL  8.292.041,07 8.551.539,06 3,1%  176,37 181,08 2,7%  
  stão Tarifária - SGT    

FL. 8 de 18 
30. 
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. 
31. 
Para a Escelsa, caso fosse aplicada a regra geral, o ponto de partida seria 7,87%, ou seja, a 
meta definida no ciclo anterior. Conforme regra prevista no Submódulo 2.6 do PRODIST, entretanto, o ponto 
de partida da Concessionária foi ajustado para considerar o aumento da posição da empresa no ranking de 
complexidade entre a metodologia anterior e o atual. 
32. 
Como resultado, propõe-se que seja adotado como ponto de partida o mesmo percentual 
estabelecido para o ponto de chegada, de 11,45%, que foi obtido ao se identificar para a ESCELSA um 
referencial de perdas baseado na comparação com outras distribuidoras. 
33. 
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 percentual das perdas técnicas, de 7,14% em relação à energia injetada, foi calculado nos 
termos do Módulo 7 do PRODIST e informado pela SRD no Memorando no 281/2016–SRD/ANEEL.  
Parcela B 
34. 
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.  
35. 
Desde a Sexta Revisão Tarifária, o crescimento da Parcela B na receita verificada da 
Concessionária foi de 22,6%, 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 
36. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionárias para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas tarifas. 
A partir dessa análise, é fixado intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores que serão 
estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.

FL. 9 de 18 
37. 
No caso da Escelsa, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas está dentro do 
intervalo definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Com isso, não foi necessário ajustar a 
meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5% estabelecido no regulamento. 
38. 
Quanto à comparação realizada com os custos reais da Concessionária, a aplicação da 
metodologia resultou na 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 custo 
operacional considerado na revisão equivalente ao atualmente existente na tarifa, mas que contribui para a 
redução das tarifas em -0,10%, pelo fato desse custo ainda ser ajustado pelos ganhos potenciais de 
produtividade nos 12 meses posteriores à revisão.  
Custo anual dos ativos 
39. 
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 e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo de Capital. 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, estando relacionada à Base de Remuneração Bruta e à 
Taxa de Depreciação. 
40. 
A Base de Remuneração da Escelsa foi informada pela Superintendência de Fiscalização 
Econômica e Financeira – SFF no Memorando no 374/2016–SFF/ANEEL, de 13 de junho de 2016.  
41. 
Quanto à Remuneração do Capital, houve variação de 16,72% em relação aos valores hoje 
existentes, o que representou um impacto nas tarifas de 1,15%. A situação adveio do aumento da base líquida, 
combinado com o aumento do WACC regulatório e do início da remuneração sobre os investimentos realizados 
com recursos de Obrigações Especiais. 
42. 
No que se refere à Quota de Reintegração Regulatória, houve aumento de 1,19% em relação 
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em 0,05%. A situação proveio dos efeitos do aumento 
da Base Bruta, pois não houve alteração da taxa de depreciação, a qual se manteve em 3,91%. 
 
Componentes financeiros 
43. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da Escelsa.

FL. 10 de 18 
   Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL. 
44. 
Os componentes financeiros mais expressivos foram a CVASALDO A COMPENSAR e a CVAENERGIA – 
esta já computada líquida do financeiro de reversão da RTE, cujos respectivos impactos foram de -3,75% de 
2,99%. 
45. 
Quanto ao efeito do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, de -3,75%, destaca-se o fato 
de que os saldos fiscalizados da CVAENERGIA e da CVAESS que são utilizados no cálculo do financeiro foram 
alterados pela SGT, por terem sido excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses 
de competência de 2015, os quais foram incluídos na apuração da CVA em processamento do atual cálculo 
tarifário, em atendimento ao disposto no inciso II do Despacho no 652, de 15 de março de 2016. 
46. 
Destaque-se ainda que, no atual processo, foram incorporados no cálculo da CVA ajustes 
financeiros decorrentes de acolhimento parcial a Pedido de Reconsideração interposto pela Escelsa4, em face 
da Resolução Homologatória no 1.928, de 4 de agosto de 2015, que homologou o resultado do reajuste tarifário 
anual de 2015. 
 
Subvenção da CDE 
47. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da 
CDE, a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras a cada distribuidora, deve ser 
                                                     
4 Ato Administrativo: Despacho nº 1.971/2016, decorrente de deliberação da Diretoria da ANEEL, na 27ª Reunião Pública Ordinária, 
de 26/07/2016 (Processo no 48500.002187/2014-85).  
5 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 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq do Financ. RTE)
29.946.433,52
-          
-0,96%
CVA em Processamento - Energia comprada  (Líq do Financ. RTE)
93.137.094,68
          
2,99%
CVA em Processamento - Transmissão
4.028.976,73
            
0,13%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
116.954.863,94
-        
-3,75%
Neutralidade dos Encargos
41.833.463,76
          
1,34%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
35.537.995,02
-          
-1,14%
Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano Civil 2014
239.582,49
               
0,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
799.576,96
               
0,03%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
1.687.017,06
            
0,05%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
103.653,24
               
0,003%
Conselho de Consumidores
162.516,51
-               
-0,005%
Total
40.772.444,08
-          
-1,31%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq do Financ. RTE) - 29.946.433,52 -0,96%
CVA em Processamento - Energia comprada (Líq do Financ. RTE) 93.137.094,68 2,99%
CVA em Processamento - Transmissão 4.028.976,73 0,13%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes - 116.954.863,94 -3,75%
Neutralidade dos Encargos 41.833.463,76 1,34%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 - 35.537.995,02 -1,14%
Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano Civil 2014 239.582,49 0,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 799.576,96 0,03%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 1.687.017,06 0,05%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 103.653,24 0,003%
Conselho de Consumidores - 162.516,51 -0,005%  
Total - 4 0.772.444,08 -1,31%  

FL. 11 de 18 
homologado pela ANEEL. Para definir os valores mensais a serem repassados referentes a agosto de 2016 a 
julho 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. 
48. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Escelsa, em relação às competências 
entre agosto de 2016 a julho de 2017, é de R$ 19.053.039,03. Esse valor inclui o ajuste da diferença entre os 
valores previstos e os realizados entre agosto de 2015 a julho de 2016. 
 
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
49. 
O Fator X é índice fixado pela ANEEL e será 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, o de Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T, ambos definidos na 
revisão tarifária, e o do Mecanismo de Incentivo à Qualidade – Q. 
51. 
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 1,15%. 
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 Escelsa é de 0,00%. 
53. 
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. Assim, altera as tarifas para mais ou para 
                                                     
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.

FL. 12 de 18 
menos, consoante o comportamento dos indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados pela 
Distribuidora. 
54. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da Escelsa até a próxima 
revisão tarifária será de 1,15%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de 
reajuste. 
Desclassificação da Empresa Luz e Força Santa Maria como suprida pela Escelsa 
55. 
Em razão de a Empresa Luz e Força Santa Maria ter deixado de se enquadrar entre as 
distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, a partir de janeiro de 2016, a Escelsa formulou 
pleitos objetivando compensar eventuais prejuízos associados a esse fato. 
56. 
A SGT recomendou o indeferimento dos pedidos da Escelsa após concluir que o tratamento 
proposto pela Concessionária – que tem como objetivo compensar, na revisão, o efeito de redução do mercado 
de TE da Empresa Luz e Força Santa Maria no reajuste tarifário seguinte – estava em desacordo com o Contrato 
de Concessão, pois os custos de contratação de energia não são objeto do cálculo da neutralidade da Parcela 
A. 
 
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
57. 
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. 
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - 
Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A   [Encargos + Transmissão + Energia]
0,41%
1,33%
0,92%
Encargos Setoriais
-0,92%
-1,12%
-0,20%
Custos de Transmissão
0,01%
0,38%
0,37%
Custos de Aquisição de Energia
1,32%
2,07%
0,75%
PARCELA B
1,59%
2,43%
0,84%
CO + Anuidades + RI
0,91%
1,03%
0,12%
Remuneração
0,56%
1,15%
0,59%
Depreciação
-0,14%
0,05%
0,20%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
0,27%
0,21%
-0,06%
Reposicionamento Tarifário
2,01%
3,77%
1,76%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
0,73%
-1,31%
-2,04%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,26%
-5,26%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
1,35%
0,00%
-1,35%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-1,17%
-2,80%
-1,64%

FL. 13 de 18 
58. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência 
pública foram:  
a) os custos de transmissão, que contribuíram para a variação de 0,37%, em função da 
Resolução Homologatória no 2.099, de 28 de junho de 2016 (portanto, posterior à abertura 
da Audiência Pública), a qual estabeleceu, entre outros, novas tarifas e encargos de uso 
do sistema de transmissão de energia elétrica da Rede Básica do Sistema Interligado 
Nacional; 
b) a remuneração do capital e a quota de reintegração regulatória, que, em conjunto, 
contribuíram para a variação de 0,79%, refletindo os valores finais validados para a Base 
de Remuneração Regulatória, conforme Memorando no 374/2016–SFF/ANEEL, e 
c) 
os componentes financeiros do processo atual, que sofreram variação de -2,04%, nos 
quais destaca-se a retirada do financeiro ajuste Abrace, conforme consta do Despacho no 
1.576, de 2016, bem como o fato de que muitos dos componentes financeiros lançados 
no cálculo para Audiência Pública eram provisórios. 
59. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com e 
sem tributos6, estão demonstrados nos Gráficos 3 e 4. 
 
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL. 
 
                                                     
6 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.

FL. 14 de 18 
 
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
60. 
O Gráfico 5 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 10 anos, abaixo da 
variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período. 
 
Gráfico 5 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
 
 
289,16
309,29
328,97
328,89
338,82
384,28
298,84
366,00
453,12
464,52
454,87
ago/16
Revisão                
Reajsute                
Reajsute                
Revisão                
Reajsute                
Reajsute                
Revisão                
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    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
    464,52
Variação IPCA
453,12  Variação IPCA  
384,28
366,00
328,97    
338,82
328,89    
309,29 298,84
289,16    
    
    

FL. 15 de 18 
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
61. 
No Gráfico 6 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC 
e FEC para a Escelsa. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2019, a redução média 
anual é de 1,20% no DEC e 3,47% no FEC.  
 
 
Gráfico 6 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Escelsa 
Fonte: Nota Técnica no 106/2016-SRD/ANEEL. 
62. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 7 e 8 apresentam 
uma comparação entre os limites da Escelsa e os limites de outras distribuidoras de grande porte localizadas 
na Região Sudeste. 
 
10,67
11,55
9,16
10,48
9,88
9,78
10,37
9,06
6,93
6,95
6,35
6,38
6,37
6,05
6,44
5,08
12,37
11,75
11,55
11,21
10,81
10,41
10,35
10,13
9,89
9,81 
9,73 
9,55 
10,36
9,72
9,15
8,99
8,52
8,14
8,11
7,85
7,65
7,65 
7,27 
6,85 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Histórico de Apuração e Propostas de Limites de DEC e FEC - Escelsa
DEC Apurado
FEC Apurado
DEC Limite
DEC Limite Proposto - Pós AP
FEC Limite
FEC Limite Proposto - Pós AP
12,37
11,75
11,55                                
11,21
10,81
10,36 10,41 10,35
10,13
9,72 9,89 9,81 9,73
9,55                                
    9,                            
                                
                                
      9,15      8,  99  8,  52  8,  14  8,  11
7,85
7,65 7,65      
                            7,    
                              7,27
6,85  
                                
                                
10,67    11,55    9,16    10,48    9,88    9,78    10,37    9,06    
                                
  6,93    6,95    6,35    6,38    6,37    6,05    6,44    5,08  
                                

FL. 16 de 18 
 
Gráfico 7 – Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica no 106/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 8 – Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica no 106/2016-SRD/ANEEL. 
63. 
Depreende-se dos Gráficos que os limites da Distribuidora se encontram aderentes à realidade 
da região. 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
20,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC > 1 
milhão
ESCELSA
AMPLA
BANDEIRANTE
CEMIG-D
CPFL- Piratininga
CPFL-Paulista
ELEKTRO
ELETROPAULO
LIGHT
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
20,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC > 1 
milhão
ESCELSA
AMPLA
BANDEIRANTE
CEMIG-D
CPFL- Piratininga
CPFL-Paulista
ELEKTRO
ELETROPAULO
LIGHT

FL. 17 de 18 
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 Escelsa entre 2013 e 2015: 
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela Escelsa 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
975.023 
3.210.404,44 
2014 
1.060.410 
3.118.201,09 
2015 
1.009.798 
4.719.499,72 
Fonte: Site da ANEEL na internet. 
 
 
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; 
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 001/1995. 
 
 
 
 
 
 
IV. 
D I S P O S I T I V O
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2013  975.023  3.210.404,44  
    1.060.410  3.118.201,09  
    1.009.798  4.719.499,72  

FL. 18 de 18 
66. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.000032/2016-
76 e 48500.002432/2016-16, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, 
a fim de:  
a) homologar o resultado da sétima revisão tarifária periódica da Escelsa, a vigorar a partir de 
7 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos  consumidores de 
-2,80%, sendo -6,18% para os consumidores em alta tensão e -0,67% 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 Escelsa; 
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 R$ 19.053.039,03 da Conta de Desenvolvimento Energético – 
CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à Escelsa, de 
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
f) fixar o componente Pd do Fator X em 1,15%; 
g) fixar o componente T do Fator X em 0,00%; 
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para 2017 a 2019 a serem observados 
pela Escelsa, e 
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 e 2018: 
 
Reajuste 2017 
Reajuste 2018 
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 
7,14% 
7,14% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 
11,45% 
11,45% 
 
Brasília, 2 de agosto de 2016. 
 
 
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA 
Diretor
  Reajuste 2017  Reajuste 2018
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  7,14%  7,14%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  11,45%  11,45%