DSP - DESPACHO 2897/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Indefere o pleito de suspensão do reajuste tarifário anual de 2016 da Light Serviços de Eletricidade S.A - Light em decorrência do pedido de assinatura do termo aditivo e antecipação do reposicionamento tarifário.
Assunto: Indeferimento
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-11-07
Autor: ANEEL

FL. 1 de 13
VOTO
PROCESSO: 48500.001088/2016-48
INTERESSADO: Light Serviços de Eletricidade S.A. - Light
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da Light Serviços de Eletricidade S.A. - Light, a vigorar a partir de
7 de novembro de 2016
I. RELATÓRIO
A Light Serviços de Eletricidade S.A. - Light é concessionária1 do serviço público de distribuição
de energia elétrica e atende cerca de 3,8 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica
representa faturamento anual da ordem de R$ 10,3 bilhões.
2. No processo tarifário de 2015, as tarifas da Light foram, em média, reajustadas em 16,78%,
sendo 15,56% referentes ao reajuste tarifário econômico e 9,55% relativos aos componentes financeiros
pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.982, de 5 de novembro de 2015.
3. Por meio da Resolução Homologatória nº 2.069, de 26 de abril de 2016, foram republicados os
resultados do reajuste de 2015 da Light para atender determinação judicial expedida pelo Juízo da 6ª Vara da
Seção Judiciária do Distrito Federal na Ação nº 006783937.2015.4.01.3400/DF.
4. A Light, mediante a Correspondência P-31/2016, de 14 de outubro de 20162, solicitou a
suspensão do processo "[...] em virtude do início do processo de assinatura do termo aditivo e antecipação do
reposicionamento tarifário (Carta da LIGHT sob o nº 48513.025761/2016), autorizados pelo Despacho ANEEL
nº 2.194/2016".
5. Em 27 de outubro de 2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho
de Consumidores da Light, as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução
Normativa nº 652, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 1/1996-ANEEL.
2 Protocolada sob o SIC nº 48513.025992/2016-00

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6. A SGT, por meio da Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016,
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da Light.
7. A Procuradoria Federal junto à ANEEL – PF conheceu da minuta de Resolução e a chancelou.
II. FUNDAMENTAÇÃO
8. Deve-se, de início, indeferir o pedido de suspensão do processo em decorrência do pedido de
assinatura do termo aditivo e antecipação do reposicionamento tarifário, haja vista que o Contrato de
Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 1/1996-ANEEL, ora em vigor, estabelece
7 de novembro de 2016 como a data do reajuste tarifário anual da Concessionária.
9. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da Light conduz ao efeito médio nas tarifas a ser percebido
pelos consumidores de -12,25%, sendo de -13,32%, em média, para os consumidores conectados na alta
tensão e de -11,73%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -13,32%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -11,73%
Efeito Médio AT+BT -12,25%
10. O efeito médio de -12,25% decorre: a) do reajuste dos itens de custos da Parcela A e da B,
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário, IRT, estabelecido no Contrato de Concessão; b) da retirada
dos componentes financeiros estabelecidos no reajuste de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em
processamento; e c) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para
compensação nos 12 meses subsequentes.
11. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -1,23%, ao se
adotar como base de comparação, além dos custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, os
custos decorrentes do recálculo determinado pela decisão judicial expedida no Agravo de Instrumento da Ação
nº 006783937.2015.4.01.3400/DF3, com componente financeiro de 0,38%.
3 Maiores detalhes serão apresentados na seção relativa aos componentes financeiros.

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12. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da
Light, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para a redução tarifária de - 4,23%.
13. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros incluídos nas tarifas no processo anterior,
representa a redução de -6,79% no atual reajuste.
14. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -12,25% [-12,25%
= -1,23% - 4,23% - 6,79%], é resultante dos seguintes movimentos tarifários:
a) do IRT de -1,23% resultante da atualização dos custos da Parcela A e da B, que incorpora
os efeitos do recálculo determinado pela decisão judicial expedida no Agravo de
Instrumento da Ação nº 006783937.2015.4.01.3400/DF;
b) da retirada dos componentes financeiros fixados no reajuste de 2015, de -6,79%, e
c) da inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de
-4,23%.
15. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
16. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

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Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
IRT econômico
Parcela A
17. Os custos da Parcela A representam 75,11% dos custos da Concessionária. A variação desses
custos representou -2,95 pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário.
18. O valor total dos encargos setoriais foi reduzido em -3,87% em comparação com os valores
referentes à 2015, correspondendo ao efeito tarifário médio de -0,85%. Desses encargos, destaca-se a redução
da Conta de Desenvolvimento Energético, CDE, com efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
-3,11%, em razão, principalmente, do ajuste da quota estabelecida para a Concessionária. Frisa-se ainda a

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majoração da previsão para os dispêndios com o Encargo de Serviços e Sistema - ESS, e com o Encargo de
Energia de Reserva - EER, que impactaram em 2,31% o reajuste.
19. O custo de compra de energia sofreu a variação de -4,96% em relação ao processo anterior,
contribuindo para a redução tarifária de -2,57%. Esse decréscimo foi influenciado, sobretudo, pelo reajuste do
Contrato Bilateral com a Usina Termelétrica Norte Fluminense, decorrente da atualização do preço de
combustível e do Dólar, e do Contrato de Itaipu, decorrente da redução de tarifa de potência de Itaipu e da
atualização do Dólar.
20. A Tabela 3 apresenta o detalhamento da compra de energia da Concessionária e o Gráfico 2
apresenta o efeito de cada modalidade de compra de energia no atual reajuste.
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Tipo de contrato | Processo A-1 | Processo atual | Variação | Processo A-1 Processo atual | Variação |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 354.706,35 | 411.276,90 | 15,95% | 229,41 | 340,29 | 48,33% |
| Existente - CCEAR-QTD | 1.461.480,41 | 2.511.661,15 | 71,86% | 229,10 | 239,66 | 4,61% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 3.410.509,56 | 3.695.748,42 | 8,36% | 216,09 | 269,66 | 24,79% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.514.372,95 | 1.574.463,89 | 3,97% | 179,53 | 194,06 | 8,09% |
| Ajuste - CCEAR | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Madeira e Belo Monte | 1.061.193,03 | 1.689.405,29 | 59,20% | 116,62 | 123,83 | 6,18% |
| Bilateral | 6.059.521,17 | 6.351.000,00 | 4,81% | 267,58 | 225,35 | -15,78% |
| Cota Angra I e Angra II | 849.969,26 | 870.069,64 | 2,36% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 8.244.092,00 | 7.559.202,88 | -8,31% | 35,82 | 64,94 | 81,30% |
| Geração Própria | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |

4.863.056,58 325,17

| Itaipu | 5.088.686,40 | 4,64% | 180,15 | -44,60% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Montante de Reposição | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Proinfa | 501.101,49 | 539.412,54 | 7,65% | 285,25 | 382,14 | 33,96% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | 151.391,63 | -2.188.309,83 -1545,5% | 186,37 | 177,19 | -4,9% |  |
| TOTAL | 28.471.394,42 | 28.102.617,29 | -1,3% | 188,11 | 181,12 | -3,7% |

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2,74%
1,78%
0,42% 0,59% 0,53%

0,17% 0,00% 0,32% 0,00% 0,00%
-0,32%
-2,57% -2,34%
-6,47%
Total Proinfra

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

Existente Existente - Alternativa- n Montante
Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia
Parcela B
21. Os custos da Parcela B representam 24,89% dos custos da Concessionária. Seu incremento
correspondeu a 1,72% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
22. Para atualizar a Parcela B utilizou-se a variação acumulada, entre outubro de 2015 e outubro
de 2016, do IGP-M, de 8,78%, subtraída do Fator X, de 1,22%.
23. No cálculo do Fator X, foram utilizados os componentes Pd e T definidos na última Revisão
Tarifária da Light, de 1,22% e 0,00%, respectivamente.
24. Conforme a metodologia definida no Submódulo 2.5 do Proret, o componente Q (qualidade do
serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da variação dos
indicadores de DEC e FEC apurados nos últimos 2 anos disponíveis.
25. No caso da Light, a variação média dos indicadores de DEC e FEC, entre 2014 e 2015, foi de
0,52%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de 0,00%.
26. Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de
8,78%, subtraída do Fator X, de 1,22%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 7,56%.

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27. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da
receita da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se
destina ao ressarcimento dos custos incorridos no pagamento:
a) da geração (compra de energia);
b) da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M),
de depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido, e
c) dos encargos setoriais4 e dos tributos5.
Encargos
Setoriais
Custo de
Transmissão 23,6%
3,6%
Custo de
Distribuição
Custo de 24,9%
Energia
47,9%
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos
Custo de
Transmissão
2,5%
Encargos
Setoriais
16,3%
Custo de ICMS 25,0%
Tributos
Energia
30,6%
33,3%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 5,6%
17,3%
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos
4 No Gráfico 3, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
5 Na construção do Gráfico 4, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,96% para o ICMS e de 5,63% para o PIS/COFINS, incidentes sobre
a fatura, contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 44,07%
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

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Componentes financeiros
28. Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período tarifário,
ressaltam-se os relativos:
a) ao saldo da CVA de energia, que representou repasse de R$ 556.265.845,97, com efeito
no atual reajuste de 5,39% e ao saldo a Compensar da CVA Energia, com efeito de -5,98%.
Quando se inclui o efeito da reversão do financeiro concedido na RTE a título de cobertura
para compra de energia, no valor de -1,23%, o efeito agregado de itens relativos à
CVAENERGIA ficou em -1,79%;
b) ao ajuste do fator de perdas não técnicas de 2015. O repasse das perdas não técnicas nos
reajustes tarifários de 2015, 2016 e 2017 ficaram condicionados ao nível real de perdas
não técnicas praticado pela Distribuidora, conforme estabelecido no art. 4º da Resolução
Homologatória nº 1.650, de 5 de novembro de 2013. No reajuste de 2015, a SGT utilizou,
provisoriamente, o percentual de 40,41% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa
tensão, haja vista que a Resolução Homologatória nº 1.650, de 2013, não estabeleceu o
procedimento que deveria ser adotado para verificar as perdas. Na 27ª Reunião Pública
Ordinária, realizada em 26 de julho de 2016, essa Diretoria definiu esse procedimento,
razão pela qual a SGT constatou que entre setembro de 2014 e outubro de 2015 o nível
real de perdas não técnicas praticado pela Light foi de 40,59%, superior à meta de 39,92%
de perdas não técnicas reais. Como nessa hipótese, a Resolução Homologatória nº 1.650,
de 2013, impõe a aplicação do percentual de 39,13% (e não do 40,41%, como aplicado no
reajuste de 2015), a SGT apurou componente financeiro negativo para o atual reajuste, de
R$ (40.903.404,46), para capturar a diferença de receita auferida pela Concessionária no
período, com impacto de -0,40% no reajuste;
c) às decisões judiciais emitidas na Ação nº 006783937.2015.4.01.3400/DF ajuizada pela
Light contra os Despachos nº 1.839 e nº 3.641, ambos de 2015, que determinaram o
recálculo retroativo das tarifas de 2006, 2007 e 2008, por equívocos no repasse tarifário do
saldo da CVA na compra de energia elétrica pela Light da UTE Norte Fluminense e a
devolução aos consumidores do montante equivalente ao componente financeiro negativo
Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos
6
consumidores nos 12 meses subsequentes aos dos reajustes ou aos das revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros
considerados no processo tarifário produzem efeitos apenas por 1 ano.

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aplicado às tarifas desde novembro de 2015, devidamente atualizado. Em função da
decisão judicial, foi publicada a Resolução Homologatória nº 2.069, de 2016, que reverteu
parte do financeiro supracitado. Por considerar que a Distribuidora obteve nova decisão
judicial, agora nos autos do Agravo de Instrumento nº 0003104-73.2016.4.01.0000, na qual
o Juízo suspendeu integralmente os Despachos, a SGT calculou componente financeiro
para reverter integralmente o financeiro a eles associado. O resultado foi de R$
39.635.374,33, atualizados pela taxa SELIC, com impacto de 0,38% no reajuste.
29. Nota-se que a Light contestou a forma como a SGT efetuou o recálculo da CVA, determinado
pelo Despacho nº 652, de 15 de março de 2016, como resultado da Audiência Pública 78/2011. A Distribuidora
argumentou que o período do recálculo deveria ser decomposto em 2: o 1º corresponderia a janeiro a agosto
de 2015, observados no processo tarifário de 2015, e o 2º a setembro de 2015 a agosto de 2016, como seria
usual. Da manifestação da Concessionária, via correio eletrônico de 21/10/2016, transcreve-se o seguinte
trecho:
7. De fato, o resultado da AP 078 (Nota Técnica no 39/2016-SGT/ANEEL, NT) previu
o cálculo retroativo, a partir da competência de janeiro de 2015, da CVA dos reajustes
de 2016, motivado pelos seguintes pontos:
a. Para eliminar a aplicação glosa aplicada sobre o risco hidrológico (item 64 da
NT), em função, principalmente, da Lei 13.203 e do Decreto 8.401, que trouxeram
formas diferentes de tratar tais custos no repasse aos consumidores a partir de
2015; e
b. Para tornar o processo de cálculo da CVA mais simples (item 65 da NT),
padronizando alguns tratamentos.
8. Assim, fica claro que, enquanto a retroatividade descrita no item (7.a) acima deve ter
efeito no resultado da CVA já homologada no reajuste de 2015 para o período de jan/15 a
agos/15, pois foi motivada por alterações em Lei e Decreto hierarquicamente
superiores às resoluções da ANEEL, a retroatividade descrita no item (7.b) acima não
deve ter efeito no resultado da CVA já homologada no reajuste de 2015, pois foi
motivada pela necessidade de tornar o processo mais simples e padronizado.
30. A SGT argumentou na Nota Técnica nº 359, de 2016, que a decisão, se tomada na forma
pleiteada pela Light, resultaria em distribuição de perdas muito distinta entre os 2 períodos de cálculo, um, do
ponto de vista regulatório, muito eficiente e outro menos.
31. Essa Relatoria destaca os seguintes trechos do Despacho nº 652, de 2016, emitido nos autos
do Processo nº 48500.001107/2011-21, como um dos resultados da 4ª fase da Audiência Pública 78/2011:

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O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso
de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria e tendo em vista o
que consta do Processo no 48500.001107/2011-21, decide determinar:
(ii) Recalcular o saldo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da
Parcela "A - CVA de energia e o repasse da sobrecontratação de energia e exposição ao
Mercado de Curto Prazo - MCP a partir das competências de janeiro de 2015, com a
finalidade aplicar os seguintes aperfeiçoamentos estabelecidos pelos Submódulos 4.2
e 4.3 do PRORET:
a. Apuração da glosa decorrente de ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e
dos ajustes do repasse do resultado financeiro das compras e vendas no MCP em
componente específico;
b. Exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio dos
contratos de compra de energia, exceto para contratos de disponibilidade; e
c. Utilização dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos
resultados do MCP para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços
do Sistema.
32. Percebe-se que a questão foi decidida no âmbito da própria Audiência Pública 78/2011 e não
há razão que indique a necessidade de alteração do procedimento, já inclusive praticado em todas os reajustes
tarifários processados em 2016.
33. Destaca-se ainda que no processo tarifário de 2015 foi concedido componente financeiro
devido à aplicação das tarifas com o efeito de decisão judicial liminar favorável aos associados da Associação
Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – Abrace, que contestou os valores da
Conta de Desenvolvimento Energético, CDE, denominado de Ajuste Liminar Abrace.
34. Assim, por considerar a publicação do Despacho nº 1.576, de 14 de junho de 2016, o
componente financeiro Ajuste Liminar Abrace, que no caso da Light, foi de R$ 90.921.700,64, será revertido
em favor dos consumidores.
35. A SGT ressaltou que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias
Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVA Energia e da CVA
ESS/EER, contribuiu para que a tarifa da Light não sofresse aumento adicional médio de 19,81%.
36. A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:

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Tabela 4 – Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 131.921.758,46 | 1,28% |  |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 556.265.845,97 | 5,39% |  |
| CVA em Processamento - Transmissão | 8.331.970,75 | 0,08% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | - 616.353.697,28 | -5,98% |  |
| Neutralidade dos Encargos | 96.552.963,13 | 0,94% |  |
| Financeiro Norte Fluminense (liminar) | 39.635.374,33 | 0,38% |  |
| Recálculo sobrecontratação 2015 | - | 914.735,22 | -0,01% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | - | 30.777.536,23 | -0,30% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 720.207,02 | 0,01% |  |
| CVAess/eer - Encargos Serviço do Sistema e Energia de Reserva | - | 77.075.294,04 | -0,75% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) | - | 176.470,44 | 0,00% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | - 126.993.137,08 | -1,23% |  |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | - 230.586.899,45 | -2,24% |  |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | - | 55.273.084,81 | -0,54% |
| Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior | - | 40.903.404,46 | -0,40% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 132.954,96 | 0,00% |  |
| Ajuste Liminar Abrace | (90.921.701) | -0,88% |  |
| Total | - 436.414.885,04 | -4,23% |  |

37. A SGT destacou, na Nota Técnica nº 359, de 2016, que o efeito médio a ser percebido pelos
consumidores da Light, de -12,25%, contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse
nos últimos 8 anos abaixo da variação do IGP-M (79,86%) e do IPCA (76,04%) no mesmo período, conforme
demonstrado no Gráfico 5.
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial

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Subvenção CDE – Descontos Tarifários
38. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários7, o montante mensal de recursos da
CDE a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A., Eletrobras, a cada distribuidora deve ser
homologado pela ANEEL. Para definir os valores mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizase 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 pela Eletrobras à Light, em relação às competências
entre novembro/2016 a outubro/2017, é de R$ 10.652.475,17. Esse valor inclui o ajuste da diferença entre os
valores previstos e os realizados entre novembro/2015 a outubro/2016.
III. DIREITO
40. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013;
c) Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004;
d) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 1/1996ANEEL.
7 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.839, de 2013, e do
Decreto nº 7.891, de 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.

FL. 13 de 13
IV. DISPOSITIVO
41. Com apoio nessa fundamentação e no disposto no Processo nº 48500.001088/2016-48, voto
por indeferir o pleito de suspensão do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da Light Serviços de Eletricidade
S.A. - Light em decorrência do pedido de assinatura do termo aditivo e antecipação do reposicionamento
tarifário e pela emissão de resolução homologatória, minuta anexa, a fim de:
e) homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Light Serviços de Eletricidade
S.A. - Light, a vigorar a partir de 7 de novembro de 2016, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de -12,25%, sendo -13,32% para os consumidores em alta
tensão e -11,73% para os consumidores em baixa tensão;
f) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da Light;
g) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas
como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo;
h) aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do
Encargo de Energia de Reserva – EER, e
i) homologar em R$ 10.652.475,17 o valor mensal de recursos da Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras
S.A. – Eletrobras à Light, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 1º de novembro de 2016.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
Diretor