REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2074/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da quarta revisão tarifária periódica e o reposicionamento tarifário a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica, e das Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Empresa Elétrica Bragantina S.A - EEB.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-05-09
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004452/2015-41 e 48500.000128/2016-34
INTERESSADOS: Empresa Elétrica Bragantina S.A. – EEB
RELATOR: Diretor José Jurhosa Junior
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Empresa Elétrica Bragantina S.A. – EEB, a
vigorar a partir de 10 de maio 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 Audiência Pública no 006/2016.
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão de Distribuição no 12/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Empresa Elétrica Bragantina S.A. – EEB,
estabelece a data de 10 de maio de 2016 para a realização da quarta revisão tarifária periódica da
concessionária.
As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, que
2.
tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já contemplam as alterações no Módulo 2,
aprovadas em 28/04/2015, por meio da REN 660/2015.
3. Em 23/02/2016, na 5° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a
Audiência Pública n° 006/2016 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 24 de fevereiro
de 2016 a 28 de março de 2016, com sessão presencial em 11 de março de 2016 na cidade de Bragança
Paulista – SP.
4. No dia 12/04/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das
contribuições trazidas na AP n° 006/2016, foi encaminhada à BRAGANTINA e ao Conselho de Consumidores.
Em 19 de abril de 2016, na sede desta Agência, foram realizadas reuniões com os representantes da
BRAGANTINA, para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária apresentou
suas contribuições finais. A reunião com o conselho de consumidores foi agendada para 20 de abril de 2016,
porém seus representantes não compareceram.
5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota
Técnica 52, de 26 de abril 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 EEB, para o período de 2017 a 2021.

6. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando n° 0159/2016-SRD-ANEEL de 27/04/2016.
7. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram incialmente informados pela
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 222/2016SFF/ANEEL, de 27/04/2016.
8. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica 125, de 28 de abril
de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da BRAGANTINA.
9. Em 3 de maio 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 BRAGANTINA1.
10. Em 3 de maio de 2016, os valores informados pela SFF relativos a Base de Remuneração
Regulatória foram retificados, e, por consequência, o resultado final da revisão foi recalculado pela SGT para
contemplar as modificações da base de remuneração.
11. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
12. A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento
Tarifário, do Fator X e da nova estrutura tarifária. O Reposicionamento Tarifário calculado para a BRAGANTINA
conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 1,84%, sendo de 2,06% em média, para os
consumidores conectados na Alta Tensão e de 1,68% em média, para os consumidores conectados na Baixa
Tensão.
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 2,06%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 1,68%
Efeito Médio AT+BT 1,84%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
13. O efeito médio de 1,84% 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.
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

14. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -1,81%. Em
relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da BRAGANTINA, para
compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o aumento tarifário em 5,79%.
15. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior,
representa uma redução de -2,14% na atual revisão.
16. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 1,84%, representa
a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [1,84% = + (-1,81%) + (5,79%) + (-2,14%)].
17. O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
5,79%
1,84%
1,12%
0,18%
-1,45%
-1,67%
-2,14%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
18. 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.
19. A Tabela 2 apresenta os itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os
valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado, e a
participação de cada valor na composição da receita da concessionária.

Tabela 2 – Revisão tarifária da BRAGANTINA
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -3,82% | -2,94% | 75,31% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -6,66% | -1,67% | 23,80% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | -3,23% | -0,00% | 0,11% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -29,47% | -4,78% | 11,66% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 14,98% | 0,21% | 1,66% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 9,93% | 0,47% | 5,27% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 132,44% | 2,38% | 4,26% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 7,27% | 0,06% | 0,84% |
| ONS | 16,11% | 0,00% | 0,01% |
| Custos de Transmissão | 2,87% | 0,18% | 6,54% |
| Rede Básica | -20,97% | -0,51% | 1,95% |
| Rede Básica Fronteira | 35,01% | 0,41% | 1,63% |
| MUST Itaipu | 14,47% | 0,07% | 0,55% |
| Transporte de Itaipu | 27,92% | 0,06% | 0,26% |
| Conexão | 28,55% | 0,04% | 0,16% |
| Uso do sistema de distribuição | 6,08% | 0,11% | 2,00% |
| Custos de Aquisição de Energia | -3,17% | -1,45% | 44,97% |
| PARCELA B | 4,85% | 1,12% | 24,69% |
| Custos Operacionais | -4,26% | -0,65% | 14,87% |
| Anuidades | 19,07% | 0,31% | 1,96% |
| Remuneração | 46,27% | 1,72% | 5,55% |
| Depreciação | 3,41% | 0,09% | 2,65% |
| Receitas Irrecuperáveis | -88,36% | -0,45% | 0,06% |
| Outras Receitas | -0,23% | 0,00% | -0,40% |
| Ajuste Investimentos 2CRTP | -100,00% | 0,11% | - |

RT considerando a varição tarifária da RTE -1,81%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 5,79%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq. De financ. RTE) 0,37%
CVA em Processamento - Energia comprada (Líq. De financ. RTE) 4,75%
CVA em Processamento - Transmissão (Líq. De financ. RTE) 0,59%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -2,08%
Neutralidade dos Encargos 1,39%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,32%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,11%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,01%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 1,03%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores -0,06%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,14%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 1,84%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

20. Em relação aos encargos setoriais, destaca-se principalmente a elevação da previsão de
gastos com o encargo de Energia de Reserva em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de
Energia de Reserva. Destaca-se ainda a quota CDE – Uso, que a impactou a revisão da BRAGANTINA em -
4,78%.
21. Ressalta-se o impacto negativo de -1,45% na Parcela A, referente aos custos com compra de
energia. Tal resultado decorre, principalmente, da queda da tarifa de repasse de potência contratada de Itaipu
de US$ 38,07/kW por mês para US$ 25,78/kW por mês.
Destaque-se, ainda, a redução de custos com as usinas hidrelétricas em regime de cotas que,
22.
apesar do aumento do custo unitário de R$ 33,34/MWh para R$ 60,62/MWh, representa um impacto negativo,
tendo em vista a maior alocação dessa energia no atual processo, a um custo unitário inferior ao custo médio
do mix de compra da concessionária.
23. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
1,32%
0,67% 0,71%
0,30%
0,06% 0,12%
0,00% 0,00%
-0,14%
-0,36% -0,31%
-1,45% -1,49%
-2,33%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR Monte Bilateral II 12.783/2013 Própria Itaipu Reposição Proinfra
Angra
Belo
- e Geração
Ajuste I
e Angra de

- - Alternativa- Alternativa- Madeira º
Existente Existente n Montante
Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o último processo tarifário e a
24.
atual revisão:

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Tipo de contrato | RTA 2015 | Processo atual | Variação | RTA 2015 | Processo atual | Variação |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 10.830,45 | 11.309,06 | 4,42% | 300,62 | 313,45 | 4,27% |
| Existente - CCEAR-QTD | 29.449,08 | 118.044,96 300,84% | 215,86 | 248,28 | 15,02% |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 125.594,42 | 134.794,34 | 7,33% | 234,22 | 218,47 | -6,72% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 38.859,82 | 40.850,94 | 5,12% | 189,40 | 202,39 | 6,86% |
| Ajuste - CCEAR | 7.144,77 | 0,00 -100,00% | 388,18 | 0,00 | -100,00% |  |
| Madeira e Belo Monte | 46.315,07 | 58.392,27 | 26,08% | 107,77 | 117,67 | 9,18% |
| Bilateral | 215.435,15 | 200.616,00 | -6,88% | 173,06 | 186,35 | 7,68% |
| Cota Angra I e Angra II | 30.194,47 | 29.489,91 | -2,33% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 77.945,36 | 138.046,34 | 77,11% | 33,34 | 60,83 | 82,45% |

190.441,23 256,20

| Itaipu | 173.937,55 | -8,67% | 201,27 | -21,44% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Proinfa | 17.858,39 | 18.284,12 | 2,38% | 382,09 | 502,35 | 31,48% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | 34.693,59 | -129.854,67 | -474,3% | 191,29 | 181,47 | -5,1% |
| TOTAL | 824.761,81 | 793.910,82 | -3,7% | 195,43 | 188,86 | -3,4% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
25. Com relação às Perdas na Distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas
não técnicas é o da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O
ponto de partida da trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no
ciclo anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.
O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora
26.
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.
No caso da BRAGANTINA, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, a média dos
27.
últimos 4 anos, de 0,36% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do ciclo,
propõe-se que seja mantido o mesmo percentual de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão,
tendo em vista que a BRAGANTINA pratica um patamar de perdas não técnicas considerado baixo, e nestes
casos a metodologia não prevê o estabelecimento de uma trajetória.
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° 0047/2016 – SRD/ANEEL,
no percentual de 5,02% 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.
30. Desde a terceira revisão tarifária, o crescimento da Parcela B na concessionária foi de 36,6%,
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.
31. 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.
32. No caso da BRAGANTINA, 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. Como a aplicação da metodologia resultou em
uma diminuição dos custos operacionais da BRAGANTINA de -2,49% ao ano, não foi necessário ajustar a meta
para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5%, estabelecido no regulamento.
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 46,27% em relação aos valores
hoje existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 1,72%. Essa situação é decorrente do
efeito do aumento da Base Líquida, combinado com aumento do WACC regulatório e com o início da
remuneração sobre Obrigações Especiais.
35. Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 3,41% em relação
aos valores hoje existentes nas tarifas, principalmente decorrente do efeito do aumento base bruta ligeiramente
superior ao aumento da parcela B, o que impactou as tarifas em 0,09%.
36. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da
BRAGANTINA:
Tabela 4 – Componentes financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq. De financ. RTE) | 1.262.569,06 | 0,37% |
| CVA em Processamento - Energia comprada (Líq. De financ. RTE) | 16.118.927,19 | 4,75% |
| CVA em Processamento - Transmissão (Líq. De financ. RTE) | 1.987.782,61 | 0,59% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (7.073.035,73) | -2,08% |
| Neutralidade dos Encargos | 4.713.343,03 | 1,39% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (1.080.883,23) | -0,32% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 384.576,80 | 0,11% |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | 24.952,49 | 0,01% |
| Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE | 3.512.505,00 | 1,03% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 19,65 | 0,00% |
| Conselho de Consumidores | (199.956,94) | -0,06% |
| Total | 19.650.799,92 | 5,79% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
37. O componente financeiro mais expressivo considerado foi a CVA de Compra de Energia.
38. Os gráficos abaixo mostram mais detalhadamente o impacto da CVA de Compra de Energia:

Gráfico 3 – CVA energia por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
39. O maior impacto na CVA energia se deve principalmente ao descasamento entre a despesa
incorrida e a cobertura de ITAIPU, que teve a sua tarifa reajustada em janeiro de 2015, influenciada pelo
aumento do dólar. Destaca-se ainda o impacto nas faturas de energia por disponibilidade e nos leilões de ajuste.
40. Convém destacar que a EEB solicitou pleito de componente financeiro referente aos custos
com inventários para fins de incorporação de redes particulares, porém o mesmo não foi acolhido. O artigo 10
juntamente com seu § 1° da Resolução Normativa 229/2006 indicam que os custos decorrentes da
incorporação das redes particulares serão considerados de acordo com metodologia e critérios adotados pela
ANEEL e seguindo princípios de custos eficientes e investimentos prudentes. Neste sentido, como os custos
dos inventários das redes tem características de custos operacionais sua consideração ocorre no âmbito do
custo global de O&M por meio da comparação entre os custos eficientes e os custos reais contábeis, atendendo
a metodologia do Submódulo 2.2 do PRORET. Cabe ainda frisar que as despesas operacionais da empresa
não têm vinculação direta entre custo incorrido e repasse tarifário uma vez que o princípio de custos eficientes
prevalece na consideração dos custos regulatórios.
41. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários2, o montante mensal de recursos da
CDE, a ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os
valores mensais a serem repassados durante 2015, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo
tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
2 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei 10.438/2002, com redação dada pela Lei 12.839/2013, e do Decreto
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.

42. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
BRAGANTINA, em relação às competências entre maio/2015 a abril/2016, é de R$ 1.144.394,05. Esse valor já
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio/2014 e abril/2015.
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
43. 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.
44. 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 1,21%.
45. O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais
regulatórios quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses custos
ao longo do ciclo tarifário. O componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da BRAGANTINA é
de 1,55%.
46. 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.
47. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da BRAGANTINA até a
próxima revisão tarifária será de 2,76%, 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
48. 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 -
Final - Participação na
Participação na Variação
Revisão %
Revisão %

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -3,33% | -2,94% | 0,40% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -1,65% | -1,67% | -0,01% |
| Custos de Transmissão | 0,21% | 0,18% | -0,03% |
| Custos de Aquisição de Energia | -1,89% | -1,45% | 0,44% |
| PARCELA B | 1,68% | 1,12% | -0,55% |
| CO + Anuidades + RI | -0,62% | -0,80% | -0,18% |
| Remuneração | 2,05% | 1,72% | -0,33% |
| Depreciação | 0,14% | 0,09% | -0,05% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | 0,11% | 0,11% | 0,00% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | -1,66% | -1,81% | -0,16% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 4,16% | 5,79% | 1,63% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -2,14% | -2,14% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | 0,05% | 0,00% | -0,05% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 0,42% | 1,84% | 1,41% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
O item mais representativo que levou à alteração dos valores submetidos à audiência pública
49.
foram os componentes financeiros que contribuíram para uma variação de 1,63%. Neste caso, destaca-se o
cálculo final da CVA Energia e Demais Itens e da Sobrecontratação/Exposição de Energia.
Os Gráficos 4 e 5 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da
50.
receita da Distribuidora, com e sem tributos3:
Custo de
Transmissão
4,4%
PROINFA 2,2%
Custo de
Energia
47,2% Encargos
CDE 26,0%
Setorias
31,3%
Custo de
Distribuição
ESS/EER 2,3%
17,1%
Outros 0,9%
Gráfico 4 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
3 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo
Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária,
utilizadas as alíquotas médias de ICMS e PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento
de Mercado da ANEEL.

Custo de
Transmissão
4,9%
Encargos
Setoriais
19,9%
ICMS 20,0%
Tributos
Custo de
25,3%
Energia
31,6%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 5,3%
18,5%
Gráfico 5 – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
51. O Gráfico 6 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, em relação à
variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período:
Gráfico 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
52. 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
PRODIST4.
53. Na Audiência Pública 006/2016 não houve contribuição relativa aos limites de DEC e FEC da
Distribuidora. A EEB apresentou apenas um pedido de reconfiguração de conjuntos, em razão da inauguração
de uma nova subestação. Assim, a Distribuidora passará de 6 para 7 conjuntos de unidades consumidoras.
54. No Gráfico 7 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC
e FEC para a EEB. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média
anual é de 2,73% no DEC e 5,67% no FEC.
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - EEB
25,00
20,21
20,00
17,92
16,84
15,78
14,70
15,00 14,27 14,11 14,29
13,20 13,22
12,33
12,07
11,46 11,25 11,10
10,94 10,63
10,38
9,91 9,69
10,00 8,96 8,81
8,55
9,78
9,35 9,10
14,96 8,68
14,43 7,96
13,36
11,60 11,55 12,32
11,23 11,43 10,67 11,40 10,30 11,36
5,00 9,26
8,80 8,92
7,98
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite DEC Limite Proposto FEC Limite Proposto
Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da EEB
Fonte: Nota Técnica no 52/2016-SRD/ANEEL.
4 "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."

55. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 8 e 9 apresentam
uma comparação entre os limites da EEB e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte localizadas na
Região Sudeste:
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 1
Milhão
18,00
16,00
14,00
EEB
CAIUÁ-D
12,00 CNEE
CPFL Jaguari
(horas)
CPFL Leste Paulista
10,00 CPFL Mococa
Limite
CPFL Santa Cruz
8,00
DEC CPFL Sul Paulista
DMED
6,00 EDEVP
ELFSM
4,00 EMG
ENF
2,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 8 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica no 52/2016-SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 1
Milhão
25,00
20,00 EEB
CAIUÁ-D
CNEE
(interrupções) CPFL Jaguari
15,00
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
Limite CPFL Sul Paulista
10,00
FEC DMED
EDEVP
ELFSM
EMG
5,00 ENF
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 9 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica no 52/2016-SRD/ANEEL.
Observa-se que os limites de DEC da EEB estão aderentes à realidade da região. Já o limite
56.
de FEC atualmente é o mais elevado dentre as distribuidoras comparáveis, razão pela qual está sendo reduzido
mais intensamente que o DEC.
57. 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 EEB entre 2013 e 2015:

Tabela 6 – Compensações efetuadas pela EEB
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2013 110.246 247.289,08
2014 97.352 264.479,15
2015 191.356 1.339.964,11
Fonte: site da ANEEL.
III. DIREITO
58. 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 12/1999.
IV. DISPOSITIVO
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos
59.
48500.004452/2015-41 e 48500.000128/2016-34, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma
das Resoluções anexas, a fim de:
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da Empresa Elétrica Bragantina
S.A. – EEB, a vigorar a partir de 10 de maio de 2016, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 1,84%, sendo 2,06% para os consumidores em alta
tensão e 1,68% 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 EEB ;
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 EEB, de modo a custear
os descontos retirados da estrutura tarifária;

f) fixar o componente Pd do Fator X de 1,21%;
g) fixar o componente T do Fator X de 1,55%;
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem
observados pela EEB; e
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os processos tarifários de 2016
a 2020:

2016 2017 2018 2019 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia

5,02% 5,02% 5,02% 5,02% 5,02%
Injetada) (%)
Perdas Não Técnicas (sobre

0,36% 0,36% 0,36% 0,36% 0,36%
Mercado BT) (%)
Brasília, 3 de maio de 2016.
JOSÉ JURHOSA JUNIOR
Diretor