REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2111/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Muxfeldt Marin & Cia Ltda - MuxEnergia.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-07-22
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 229/2016-SGT/ANEEL
Em 12 de julho de 2016.
Processo: 48500.001090/2016-17
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à MUX Energia - Muxfeldt Marin & Cia.
Ltda e demais providências pertinentes ao seu
Reajuste Tarifário Anual de 2016.
I. DO OBJETIVO
1. Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da MUX Energia - Muxfeldt
Marin & Cia. Ltda, vigente a partir de 22 de julho de 2016, calculado em conformidade com as disposições
legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do Contrato de
Concessão de Distribuição nº 087/2000 e os seus termos aditivos.
II. DOS FATOS
2. A MUX Energia, sediada na cidade de Tapejara-RS, atende aproximadamente 10,9 mil
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de
R$ 25 milhões.
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal

Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo
Consumidoras1
Energia (MWh) Consumo (%)

Residencial 9.196 1.483 27,0%
Industrial 89 2.679 48,7%
Comercial 1.545 866 15,7%
Rural 24 6 0,1%

Iluminação Pública 6 248 4,5%
Poder Público 73 70 1,3%

Serviço Público 17 146 2,7%
Demais classes 4 2 0,0%

Total 10.954 5.502 100%
1 - Fonte: SAMP - competência maio/2016
48581.002133/2016-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
3. Em 2/5/2016, a SGT solicitou1 as informações em relação ao processo de reajuste tarifário
de 2016 da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SRM e SFF).
4. Em 6/6/2016, a concessionária solicitou o cancelamento da reunião presencial de
esclarecimentos e orientação do processo tarifário, por entender não haver pontos relevantes a serem
discutidos pessoalmente.
5. Em 14/6/2016, por meio de correspondências eletrônicas, a Distribuidora encaminhou à
ANEEL informações para o Reajuste Tarifário Anual de 2016.
6. O Memorando nº 153/2016-SRM/ANEEL2, de 29/6/2016, apresentou informações sobre os
contratos bilaterais de compra e venda de energia.
7. Segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência de
Administração e Finanças - SAF, a MUX Energia encontra-se adimplente 3 com suas obrigações
intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei
n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004.
II.1. Precedentes
II.1.1. Aspectos Contratuais
8. Em 18/10/2000 foi firmado o Contrato de Concessão nº 087/2000 entre a União, por
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a MUX Energia - Muxfeldt Marin & Cia. Ltda.
Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos de distribuição de energia
elétrica, estabelece na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia elétrica da
concessionária, mediante aplicação de fórmula específica.
9. Em 28/6/2005 foi assinado o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o qual dá
nova redação à sua Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para atender às
condições de eficácia constante do § 2º dos arts. 36 e 43 do Decreto nº 5.163, de 30/72004.
10. Em 13/4/2010, foi assinado o Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando
nova redação à Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os
procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado
pela metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da
Parcela "A", relativos aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo.
1 Memorando nº 165/2016-SGT/ANEEL (SICNet nº 48581.001286/2016-00) e Memorando nº 166/2016-SGT/ANEEL (SICNet nº
48581.001287/2016-00).
SICNet nº 48500.001278/2016-00.
2
3 Declaração emitida em 11/7/2016.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
11. Por fim, em 9/12/2015, foi firmado o Quarto Termo Aditivo referente à renovação do Contrato
de Concessão nº 087/2000 nos termos do Decreto nº 8.461, de 2 de junho de 2015, que regulamentou a
prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica de que trata o art. 7º da Lei nº 12.783, de
11 de janeiro de 2013, com alteração de data de aniversário contratual de 29 de junho para 22 de julho.
II.1.2. Aspectos Metodológicos
12. No último Termo Aditivo, que tratou da renovação dos Contratos de Concessão, constou da
Subcláusula Quinta da Cláusula Sexta que: "No primeiro reposicionamento tarifário posterior à assinatura
do contrato serão aplicadas as regras de reajuste tarifário e revisão tarifária previstas no Contrato de
Concessão anterior da DISTRIBUIDORA". Assim, no processo tarifário de 2016 da MUX observou-se a
metodologia de cálculo prevista nos contratos de concessão originais.
13. Quando da assinatura do Contrato de Concessão original, a empresa reconheceu que o
nível tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a manutenção
do seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir
os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o capital investido, na
medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio
econômico-financeiro inicial do contrato.
14. Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão
original, preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela
A (VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas
homologadas na "Data de Referência Anterior (DRA)" e o "Mercado de Referência", não incluindo tributos,
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e
contratação de reserva de capacidade.
15. Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual,
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:
Referência
DRP
DRA Período de 12 meses
RA0
VPA0
VPA1
16. Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do
Contrato de Concessão:
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Fls. 4 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
VPA  VPB x (IVI  X)
IRT  1 0
RA
0
onde:
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses
anteriores ao reajuste em processamento;
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em função
do "Mercado de Referência;
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o "Mercado de
Referência", não incluindo o ICMS;
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior", e o
"Mercado de Referência", calculado da seguinte forma:
VPB0 = RA0 - VPA0
onde:
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior" e a
energia comprada em função do "Mercado de Referência";
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice que
vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à "Data de
Referência Anterior". Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a
ser adotado; e
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.
17. Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão
original, a ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que
deverão ser subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.
18. O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por
três componentes, conforme fórmula abaixo:
Fator X = Pd + Q + T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
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Fls. 5 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
II.1.3. Revisão Tarifária Periódica de 2013
19. Conforme consta da Resolução Homologatória n° 1.549, de 25 de junho de 2013, o
reposicionamento tarifário da MUX Energia representou, em média, uma variação das tarifas homologadas
no ano anterior, de 4,27%, sendo 1,34% referentes ao cálculo econômico e 2,92% relativos aos
componentes financeiros.
20. A Resolução Homologatória nº 1.549/2013 também estabeleceu, para o atual ciclo tarifário,
os valores dos componentes Pd (ganhos de produtividade da atividade de distribuição) e T (trajetória de
custos operacionais) do Fator X4 em 1,07% e 1,01%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da
Parcela B nos reajustes tarifários da concessionária. Ainda, a Resolução estabeleceu o percentual
regulatório de perdas técnicas, de 4,02%, além do percentual de perdas não técnicas5 sobre o mercado
faturado de baixa tensão, de 1,73%, os quais permanecerão constantes em todos os reajustes anuais deste
ciclo tarifário.
II.1.4 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015
21. Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da MUX Energia
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração e
CDE.
22. A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de
39,9% e 30,09%, respectivamente.
II.1.5 Reajuste Tarifário Anual de 2015
23. O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da MUX Energia, resultou, em média, em um
reposicionamento das tarifas em 36,46%, sendo 30,48% referentes ao reajuste econômico e 5,98% relativos
aos componentes financeiros, correspondendo a um efeito tarifário médio de -0,58% percebido pelos
usuários da distribuidora, conforme consta na Resolução Homologatória nº 1.906, de 23 de junho de 2015.
24. A Resolução Homologatória nº 2.049, de 05/04/2016, prorrogou até 21 de julho de 2016 a
vigência das tarifas de aplicação homologadas em 2015, em consequência da alteração da data de
aniversário contratual da MUX Energia, conforme consta do Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão
nº 87/2000.
4 O Fator X é composto pelos componentes Pd (produtividade), T (trajetória) e Q (qualidade), conforme consta no Submódulo 2.5
do PRORET.
A metodologia de perdas técnicas regulatórias é definida no Módulo 7 do Procedimentos de Distribuição –PRODIST – e a
5
metodologia das perdas não técnicas consta no Submódulo 2.6 do PRORET.
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Fls. 6 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
III. DA ANÁLISE
III.1. Período de Referência
25. O período de referência para o reajuste anual da MUX Energia é de julho/2015 a junho/2016.
III.2. Receita Anual
26. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior,
representando um faturamento anual de R$ 25.580.667,73, conforme demonstrado na Tabela abaixo.
Tabela 2: Mercado no Período de Referência

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 64.300 | 25.580.667,73 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 32.727 | 11.737.131,89 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 31.573 | 13.843.535,83 |
| Total | 64.300 | 25.580.667,73 |

III.3. Encargos Setoriais
27. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas6 e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL
e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos
tarifários são:
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de
23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade:
 o desenvolvimento energético dos Estados;
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos
consumidores Residencial Baixa Renda,
6 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL.
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Fls. 7 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de
modicidade tarifária,
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar,
fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral
nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,
 prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das
concessionárias de distribuição;
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio
das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET;
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como objetivo
aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem sua
metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET;
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH.
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de
petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais,
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET;
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER.
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para
a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a
segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN;
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Fls. 8 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE).
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam
a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e
vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. Instituído pela Lei n°
9.648/1998, alterado pela Lei n° 10.848/2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se
de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a transmissão
de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN.
28. Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados
na tabela abaixo:
Tabela 3: Encargos Setoriais

| Encargos Setoriais | DRA (R$) | DRP (R$) | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 27.021,90 | 28.424,82 | - |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 4.974.064,70 | 3.504.772,01 | - |
| PROINFA | 406.354,82 | 508.880,82 | REH 2003/2015 |
| P&D e Eficiência Energética | 213.870,03 | 192.589,38 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Total de Encargos Tarifários | 5.621.311 | 4.234.667 |  |

29. O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual
(CDE Uso), homologada pela REH 2.077, de 07/06/2016, os seguintes itens:
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela
REH 2.077, de 07/06/2016. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos pelas
distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec.
7.891/2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de aquisição
de energia elétrica, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com atualização
dos valores pela variação do IPCA, mediante encargo a ser incluído nas tarifas de energia elétrica,
definido na proporção dos recursos recebidos pela distribuidora.
ii) quota anual da CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) (Art. 4º-C do Dec.
7.891/2013) homologada pela REH nº 2.004/2015, destinada à amortização das operações de
crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para lastro da
Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, nos termos do Decreto nº 8.221/2014
e da Resolução Normativa nº 612/2014. A CONTA-ACR teve como objetivo cobrir as despesas
incorridas pelas concessionárias de distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da
exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas
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Fls. 9 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na
modalidade por disponibilidade. O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras
tem como contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos respectivos
processos tarifários ordinário de 2015. Frisa-se que a definição desse encargo tarifário para cada
distribuidora não está vinculada aos recursos recebidos da Conta-ACR, mas ao tamanho de seus
mercados cativos no período de fevereiro a dezembro de 2014. Dessa forma, os custos da ContaACR foram distribuídos equitativamente a todos os consumidores cativos do sistema interligado
nacional.
30. A partir da assinatura, em 2010, dos Termos Aditivos aos contratos de concessão de serviço
público de distribuição de energia elétrica, são considerados na DRA (Data de Referência Anterior) os
valores faturados dos encargos setoriais, de modo a assegurar a neutralidade desses itens da "Parcela A".
31. Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da
concessionária.
III.4. Transmissão
32. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu
e Uso de Sistemas de Distribuição.
33. A MUX Energia tem sua energia requerida suprida pela concessionária distribuidora de
energia elétrica Rio Grande Energia S.A. - RGE - e, portanto, o seu custo com transmissão de energia
elétrica é composto apenas pelo Uso de Sistemas de Distribuição.
34. O custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de
Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é
calculada com base nos valores de demanda de potência contratada multiplicados pelas tarifas
estabelecidas pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada.
35. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo:
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica

Componente DRA (R$) DRP (R$)
Uso do sistema de distribuição 1.980.808,24 2.512.949,33
Total dos Custos de Transporte 1.980.808,24 2.512.949,33
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Fls. 10 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
III.5 Compra de Energia
36. A Lei n. 10.848, de 15/03/2004, alterou as regras de compra e venda de energia elétrica
especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica. Foram
estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com mercado
próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar.
37. Também a Lei n° 10.848/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia "deverão garantir
o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada".
38. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema
Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio de
licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações
de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei
n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes de
distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre concessionária
com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor. Esse último é o caso da MUX
Energia, que é suprida pela Concessionária Rio Grande Energia.
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n.
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e
de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004;
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331,
de 16/9/2008;
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Fls. 11 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art.
11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – PROINFA;
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física
e Potência, realizado em 25/11/2015;
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio
da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que
atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho
de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004;
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL;
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto:
hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração,
com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de
eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível).
III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida
39. Com a finalidade de calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar, a
ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e
na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é
definido como Energia Requerida.
40. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas
dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam
o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte,
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas as
demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento,
unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros.
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Fls. 12 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
41. As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária. A Resolução
Homologatória n° 1.549/2015 (última revisão tarifária da MUX Energia) estabeleceu o percentual regulatório
de perdas técnicas de 4,02% (sobre energia injetada da concessionária) e para as perdas não-técnicas
(sobre o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 1,73% a ser aplicado no atual reajuste.
42. A tabela abaixo apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário da MUX
Energia.
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas
Perdas DRA DRP

| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 1,73% | 1,73% |
| --- | --- | --- |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 4,02% | 4,02% |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 0,00% | 0,00% |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 31.573 | 31.573 |

43. Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as
perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária,
ao mercado de venda da concessionária.
44. A Tabela a seguir demonstra os requisitos de energia elétrica da MUX Energia para
atendimento ao seu mercado de referência apurado na DRA e na DRP.
Tabela 6: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 64.300 | 64.300 |
| Fornecimento | 64.300 | 64.300 |
| Perdas Totais | 3.262 | 3.262 |

Perdas Rede B. - -

| Perdas na Distribuição | 3.262 | 3.262 |
| --- | --- | --- |
| Perda Não Técnica | 546 | 546 |
| Perda Técnica | 2.716 | 2.716 |
| Energia Requerida | 67.562 | 67.562 |

III.5.2. Valoração da Compra de energia
45. O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 do
mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica.
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Fls. 13 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
a) Na Data de Referência Anterior – DRA
46. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos
montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior,
conforme a tabela a seguir:
Tabela 7: Compra de Energia na DRA

Energia Requerida Tarifa Média Energia Requerida
(MWh) (R$/MWh) (R$)
67.562 198,51 13.411.919,41
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP
47. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o
Decreto nº 5.163/2004.
48. Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo que o
custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia requerida, líquida da energia do
PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na DRP.
49. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits7 considerando o período de
referência em questão.
50. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada disponível
corresponde ao somatório de CCEAR's, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, Geração
Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos Renovados, e
Contratos de Suprimento.
51. A RGE é o atual agente supridor da MUX Energia. O preço de repasse do contrato de
compra de energia mantido com a RGE é estabelecido no processo tarifário da supridora8 e, segundo a
Resolução, passa a vigorar a partir da sua publicação. Cabe ressaltar que a distribuidora dispõe de Geração
Própria, cuja tarifa é definida na Revisão Tarifária Periódica e tem valor atualizado anualmente pela variação
acumulada do IGP-M.
7 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos
relativos ao período de referência.
8 Resolução Homologatória n° 2.082, de 14/06/2016.
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Fls. 14 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
52. A Tabela abaixo demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos
montantes de energia adquirida.
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilaterais | 60.726,00 | 60.726,00 | 192,52 | 11.690.969,71 |
| Rio Grande Energia SA | 60.726,00 | 60.726,00 | 192,52 | 11.690.969,71 |
| Energia Base | 6.836,17 | 6.836,17 | 113,80 | 777.986,72 |
| Geração Própria | 5.312,29 | 5.312,29 | 146,45 | 777.986,72 |
| PROINFA | 1.523,88 | 1.523,88 | - | - |
| Total | 67.562,17 | 67.562,17 | 184,56 | 12.468.956,43 |

53. Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA9 e na DRP
para a MUX Energia, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 13.411.919,41 e
R$ 12.468.956,43.
III.6. Parcela B
54. O Fator X10 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:
Fator X  Pd  Q  T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
55. A Resolução Homologatória nº 1.549/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,07% e 1,01, respectivamente, a serem aplicados na
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da MUX Energia. Todavia, considerando o interstício de 13
meses entre a vigência do reajuste anterior (junho/2015) e do reajuste atual (julho/2016), o valor do
componente Pd do Fator X foi proporcionalizado, de modo a refletir o ganho de produtividade de todo o
período, resultando em 1,16%.
9 O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo
preço médio de repasse do processo tarifário anterior.
10 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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Fls. 15 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
56. Conforme 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 dois anos disponíveis.
57. No caso do atual reajuste da MUX Energia foram considerados apenas os pesos dos
indicadores de DEC e FEC, de modo que o valor do componente Q do Fator X a ser aplicado na atualização
da Parcela B é de 0,40%.
Tabela 9: Fator X
Componentes Valor
Componente Pd do Fator X 1,16%
Componente T do Fator X 1,01%
Componente Q do Fator X 0,40%
Fator X 2,56%
58. Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M11 e do Fator X. A variação
do IGP-M considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (junho/2015) e do
reajuste atual (julho/2016) foi de 12,96%, enquanto o Fator X resultou em 2,56%. A tabela abaixo demonstra
o cálculo da Parcela B na DRP.
Tabela 10: Cálculo da Parcela B
Descrição Valores
Parcela B - DRA (R$) 4.566.628,63
IGP-M 12,96%
Fator X 2,56%
Parcela B - DRP (R$) 5.041.401,89
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
59. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias.
11 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV.
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Fls. 16 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
60. Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do
Ministério da Fazenda (MF).
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, e a nova
metodologia de cálculo resultado da 4ª fase da Audiência Pública 78/2011, a apuração do
saldo da CVA será realizada com base nos valores devidos de pagamentos, ao invés dos
valores apresentados pelas concessionárias para o processo tarifário corrente. Os dados
considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de fiscalização,
ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão incorporadas no
processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa Selic.
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados
pela taxa média anual BM&F12, de 13,16% a.a..
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzido a parcela da receita decorrente da
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos custos dos
CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de competência de
outubro de 2015 a abril de 2016, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do PRORET.
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita
no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016.
Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, 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 com o consequente desaparecimento do Fator K;
(ii) 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 (iii) 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.
12 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§
1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do
reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias
e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste.
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Fls. 17 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo:
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento
12 Meses
Delta 5° Dia Útil Anterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)

| CVA CDE | 381.551,98 | 479.028,91 | 511.883,07 |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA CDE Energia | 1.360,87 | 1.565,33 | 1.672,69 |
| CVA Compra Energia | (277.606,66) | (245.655,49) | (262.503,75) |
| CVA Proinfa | 67.592,03 | 70.909,51 | 75.772,83 |
| Total | 172.898,23 | 305.848,26 | 326.824,84 |

ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, foi verificado se o Saldo da CVA em Processamento
considerado no processo tarifário de 2015 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações
ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado
verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa
de juros SELIC verificada.
 Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os
valores de CVA do 5º dia útil conforme informações prestadas pela Concessionária,
tendo em vista a indisponibilidade de dados fiscalizados pela SFF. Eventuais diferenças
serão consideradas nos processos tarifários subsequentes.
 Destaca-se que os saldos fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados
pela SGT, tendo sido excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos
aos meses de competência do ano 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.
 No saldo a compensar analisado também está contemplado o financeiro de saldo a
compensar da reversão da RTE realizada no processo tarifário de 2015.
iii) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme
a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
Como a MUX Energia é uma concessionária suprida, não houve sobrecontratação ou exposição involuntária.
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão anterior, a neutralidade dos encargos referese ao cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais
faturados no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior,
devidamente atualizadas pela taxa SELIC.
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Fls. 18 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
v) Ajuste Financeiro CUSD. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da Portaria
Interministerial n° 25/2002 e conforme dispõe o Submódulo 4.4 do PRORET, ajustou-se financeiramente os
custos decorrentes dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSDs) firmado entre a MUX Energia
e a distribuidora RGE.
vi) Reversão de financeiros pela postergação da data contratual. Em consequência da
renovação do Contrato de Concessão da MUX Energia, objeto do Quarto Termo Aditivo firmado em
dezembro/2015, com alteração de data de aniversário contratual de 28 de junho para 22 de julho, foi
efetuada a reversão da parcela da receita correspondente aos componentes financeiros faturados nesse
período adicional de vigência das tarifas homologadas no ano anterior, totalizando R$ 686,74, para a
componente TE (energia) e -R$ 152.856,23, para a componente TUSD (uso).
vii) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de
fevereiro de 2015, homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de
Distribuição de Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição
de energia elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das
novas quotas de CDE. A Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e
informações adicionais para o aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na
Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de cada distribuidora.
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, as
variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na
tarifa de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros
possibilitaria a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria
o cálculo da RTE.
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A
RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de
Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual.
 Como a apuração da CVACOMPRA e CVACDE continua levando em conta a
DE ENERGIA
cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas
CVAs e já não tenham sido revertidos no último processo tarifário.
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Fls. 19 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
 Portanto, está sendo revertido o valor de -R$ 530.516,94, devidamente atualizado pela
SELIC, referente à receita faturada no período remanescente de 1º de maio de 2015 a
28 de junho de 2015, proveniente dos componentes financeiros de CDE estabelecidos
na RTE. Já para o componente financeiro de Compra de Energia estabelecido na RTE,
está sendo revertida a receita faturada para o período de 1º de abril de 2015 a 28 de
junho de 2015, totalizando -R$ 918.789,55, atualizada pela SELIC.
 O saldo a compensar dessa reversão será apurado, no próximo reajuste tarifário,
seguindo a mesma sistemática de cálculo da CVA saldo a compensar.
61. A tabela abaixo consolida os valores dos componentes financeiros:
Tabela 12: Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 589.328,59 | 2,19% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | (262.503,75) | -0,98% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (90.121,24) | -0,34% |
| Neutralidade dos Encargos | (262.666,15) | -0,98% |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | 20.920,54 | 0,08% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | (918.789,55) | -3,42% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | (529.039,12) | -1,97% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | (1.477,82) | -0,01% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE | 687 | 0,00% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD | (152.856) | -0,57% |
| Total | (1.606.517,98) | -5,98% |

IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT
62. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente
conforme previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN.
63. Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
64. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras,
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente.
65. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses
da Conta Bandeiras foram considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de 2015.
66. Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA
e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da MUX Energia não sofresse um aumento adicional médio de
6,73%.
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
67. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos: 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.
68. Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. –
Eletrobras – deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os
referidos descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos
subsídios a serem repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste
processo tarifário.
69. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a
distribuidora no período de competência de julho/2016 a junho/2017, até o 10º dia útil do mês subsequente.
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no
período de junho/2015 a junho/2016.
Tabela 15: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

| TIPO | Ajuste (R$) | Previsão (R$) | Valor Mensal (R$) |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 473,33 | 9.014,06 | 9.487,39 |
| Subsídio Rural | (50,77) | 800,60 | 749,83 |
| Total | 422,56 | 9.814,66 | 10.237,22 |

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VI. Metodologia para o cumprimento de decisões liminares relativas ao pagamento da CDE
70. Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem ajuizando
ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas controversas no
orçamento anual da CDE.
71. A primeira decisão liminar favorável foi mediante ação ajuizada pela Associação Brasileira
de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE no Processo Judicial n. 2664839.2015.4.01.3400.
72. Para cumprir a decisão liminar favorável aos membros da ABRACE, foi preciso desenvolver
metodologia específica para o cálculo das cotas anuais da CDE e do correspondente encargo tarifário, de
forma não prevista na legislação e na regulação vigentes.
73. Para isso, foi aberta a Audiência Pública nº 57/2015 que teve como resultado final a
Resolução Homologatória nº 1.967/2015 e o Despacho nº 3.312/2015 estabelecendo, resumidamente, duas
ações para incorporar a liminar da ABRACE ao processo tarifário: (i) publicar tarifas específicas para os
associados da ABRACE, para os dois ambientes de contratação (LIVRE e CATIVO) e para as modalidades
tarifárias aplicáveis a cada subgrupo tarifário de acordo com o mercado fornecido pela distribuidora; e (ii)
reconhecer um financeiro da diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada no último processo tarifário e a
nova tarifa aprovada pela REH nº 1.967/2015, considerando o mercado faturado dos consumidores
ABRACE.
74. No entanto, com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da
CDE após a liminar concedida à ABRACE, a decisão da ANEEL quanto a metodologia de aplicação das
liminares mostrou-se impraticável do ponto de vista operacional tanto para a Agência quanto para as
distribuidoras.
75. Dessa maneira, a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº
2.083/201613, de 14 de junho de 2016, publicar as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de
consumidores beneficiados, de tal forma que as distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE
considerando as novas tarifas publicadas, com vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus
efeitos.
13 Publicada em 16 de junho de 2016.
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76. Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à Eletrobras as cotas da CDE fixadas
pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma competência, e observando a
diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à ELETROBRAS sobre as glosas
realizadas.
77. Além disso, será realizado o estorno dos efeitos das liminares repassados às tarifas das
distribuidoras nos processos tarifários subsequentes à publicação da REH nº 2.083/2016 e a SFF ficará
responsável por fiscalizar o efeito das liminares no faturamento das distribuidoras e transmissoras, no
pagamento das cotas à Eletrobrás e nos reembolsos da CDE aos beneficiários.
VII. Análise dos Resultados
78. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da MUX Energia - Muxfeldt Marin & Cia. Ltda conduz a
um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de -15,03%, sendo de -16,78%, em média,
para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -13,54%, em média, para os consumidores
conectados na Baixa Tensão.
Tabela 16: Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -16,78%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -13,54%
Efeito Médio AT+BT -15,03%

79. O efeito médio -15,03% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
de
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da inclusão
dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses
subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário
anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento.
80. A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de -
5,17%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A e a B na Data do Reajuste Anterior – DRA
apenas os custos estabelecidos no reajuste de 2015.
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81. Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o
efeito médio em -7,03% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 1,86%.
Tabela 17: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -8,55% | -7,03% | 79,22% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -24,67% | -5,42% | 17,46% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 5,19% | 0,01% | 0,12% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -42,87% | -5,80% | 8,15% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 5,51% | 0,00% | 0,04% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 0,91% | 0,05% | 6,26% |
| PROINFA | 25,23% | 0,40% | 2,10% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | -9,95% | -0,08% | 0,79% |
| Custos de Transmissão | 26,86% | 2,08% | 10,36% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 26,86% | 2,08% | 10,36% |
| Custos de Aquisição de Energia | -7,03% | -3,69% | 51,40% |
| PARCELA B | 10,40% | 1,86% | 20,78% |
| IRT considerando a variação tarifária do RTA 2015 | -5,17% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -5,98%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 2,19%
CVA em Processamento - Energia comprada -0,98%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,34%
Neutralidade dos Encargos -0,98%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,08%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -3,42%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -1,97%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE 0,00%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,57%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,89%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -15,03%
82. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -5,98% no atual
reajuste da MUX Energia.
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Fls. 24 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
83. O efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste tarifário anual
de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa uma redução de
-3,89% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos consumidores.
84. O Valor da Parcela A apresentou uma variação de -8,55% em relação ao Reajuste de 2015,
representando -7,03% na composição do efeito médio, com destaque para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -24,67%
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito
médio de -5,42%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, decorrente de
recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016, conforme Resolução Homologatória nº
2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -5,80% no atual reajuste da MUX
Energia.
ii) Custos de Transmissão. Variação de 26,86% em relação ao Reajuste de 2015,
correspondendo a um efeito médio de 2,08%.
iii) Compra de Energia. Variação de -7,03% em relação ao processo anterior, contribuindo
para um efeito médio de -3,69% devido ao decréscimo da tarifa de repasse da supridora Rio Grande Energia
homologada em seu reajuste de 2016. Essa redução decorre, sobretudo, da diminuição do PMIX da RGE
em relação ao valor de 2015 bem como da redução de itens financeiros que impactam na tarifa de
suprimento.
85. A Tabela a seguir demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia
em relação ao processo anterior.
Tabela 18: Comparação da variação do custo de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

Tipo de contrato Processo DRA Processo atual Variação Processo DRA Processo atual Variação
Bilateral 60.352,85 60.726,00 0,62% 210,24 192,52 -8,43%
5.579,28 129,65

Geração Própria 5.312,29 -4,79% 146,45 12,96%
Sobra (-) / Exposição (+ 0,00 0,00 - 0,00 188,81 -
TOTAL 67.562,17 67.562,17 0,0% 198,51 184,56 -7,0%
86. A atualização da Parcela B representou 1,86% na composição do efeito médio, refletindo a
variação acumulada do IGP-M no período de 13 meses entre os processos tarifários, devido à postergação
da data de reajuste, descontado o Fator X.
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Fls. 25 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
87. O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova
Receita Anual da concessionária.
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
88. O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,1% para o ICMS e 6,0%
para o PIS e COFINS (total de 30,1% por dentro), o que equivale a uma majoração de 43,12% por fora sobre
o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
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Fls. 26 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
89. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial
da MUX Energia nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (85,64%) e IPCA (76,25%)
no mesmo período.
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)
600,00
Tarifa B1 Residencial
550,00
Variação IGPM
500,00
490,27
480,88
450,00 Variação IPCA
415,00
400,00
376,90
364,97
350,00 349,43
346,65
336,08 326,09
311,67
300,00 299,75
250,00
200,00
150,00

jun/07 jun/08 jun/09 jun/10 jun/11 jun/12 jun/13 jun/14 mar/15 jun/15 jul/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Reajsute
90. Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das distribuidoras
e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação acumulada do IPCA
até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória nº 1.121, de 15/3/2011.
VIII. DO FUNDAMENTO LEGAL
91. O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 087/2000.
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Fls. 27 Nota Técnica nº 229/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
IX. DA CONCLUSÃO
92. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº. 087/2000, no que consta do
Processo nº 48500.001090/2016-17 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:
i) pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de -11,15% a ser aplicado
às tarifas da MUX Energia, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de -15,03% sendo de -16,78% em média para os consumidores
conectados em Alta Tensão (AT) e de -13,54% em média para aqueles conectados
em Baixa Tensão (BT);
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da MUX Energia;
iii) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária;
X. DA RECOMENDAÇÃO
93. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
FABIANO COSTA CAMILO RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Especialista em Regulação
De acordo:
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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