REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2108/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD referentes à Departamento Municipal de Energia de Ijuí - Demei.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-07-22
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 230/2016-SGT/ANEEL
Em 12 de julho de 2016.
Processo: 48500.001082/2016-71
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à DEMEI - Departamento Municipal
de Energia de Ijuí 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 DEMEI -
Departamento Municipal de Energia de Ijuí, 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 85/2000 e os seus termos aditivos.
II. DOS FATOS
2. A DEMEI, sediada na cidade de Ijuí/RS, atende aproximadamente 32 mil de unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de R$ 58
milhões.
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal

Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo

| Consumidoras1 | Energia (MWh) | Consumo (%) |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Residencial | 28.988 | 5.739 | 50,4% |
| Industrial | 94 | 854 | 7,5% |
| Comercial | 2.731 | 3.754 | 33,0% |

Rural 15 3 0,0%

Iluminação Pública 1 501 4,4%
Poder Público 162 492 4,3%
Serviço Público 10 33 0,3%
Demais classes 3 11 0,1%

Total 32.004 11.386 100%
1 - Fonte: SAMP - competência maio/2016
48581.002135/2016-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
3. Em 27/1/2016, a SGT solicitou 1 as informações em relação ao processo de reajuste
tarifário da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SFF e SRM).
4. No dia 25/02/2016, a SGT recebeu o Memorando n° 325/2016-SFF/ANEEL2 com os
valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária, referente ao processo tarifário de 2015.
5. Em 23/5/2016, o representante da DEMEI informou, por correspondência eletrônica, que a
reunião agendada pela SGT com os representantes da empresa poderia ser desmarcada, em função da
dificuldade de conseguir voos para Brasília e que em razões de não terem maiores alterações nos
procedimentos de cálculo as dúvidas da empresa seriam sanadas via telefone e e-mail.
6. Em 12/7/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência
de Administração e Finanças - SAF, a DEMEI encontra-se adimplente 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
7. Em 18/10/2000 foi firmado o Contrato de Concessão nº 85/2000 entre a União, por
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a DEMEI - Departamento Municipal
de Energia de Ijuí. 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.
8. Em 28/06/2005 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.
9. Em 13/04/2010, 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.
10. Por fim, em 09/12/2015, foi firmado o Quarto Termo Aditivo referente à renovação do
Contrato de Concessão nº 85/2000 nos termos do Decreto nº 8.461, de 2/6/2015, que regulamentou a
prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica de que trata o art. 7º da Lei nº 12.783, de
11/01/2013, com alteração de data de aniversário contratual de 29 de junho para 22 de julho.
1 Memorando nº 23/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 24/21015-SGT/ANEEL.
2 Documento SIC nº 48536.003822/2016-00.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 3 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
II.1.2. Aspectos Metodológicos
11. 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 DEMEI
observou-se a metodologia de cálculo prevista nos contratos de concessão originais.
12. Quando da assinatura do Contrato de Concessão, 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.
13. Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão,
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.
14. 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
15. 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:
 
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;
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 4 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
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.
16. Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, 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.
17. 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.
II.1.3 Revisão Tarifária Periódica 2013
18. Conforme consta da Resolução Homologatória n° 1.562, de 27 de junho de 2013, o
reposicionamento tarifário da DEMEI representou, em média, uma variação das tarifas homologadas no
ano anterior de -6,91%.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 5 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
19. A citada Resolução 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 X3 em 1,31% e 2,00%, 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 6,22%, que permanecerá constante em todos os reajustes anuais deste
ciclo tarifário, além do percentual de perdas não técnicas4 sobre o mercado faturado de baixa tensão,
estabelecido em 4,41% para o ano de 2015.
II.1.4. Reajuste Tarifário Anual de 2015
20. O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da DEMEI resultou, em média, em um reajuste das
tarifas em 19,14%, sendo 23,62% referentes ao reajuste econômico e -4,47% relativos aos componentes
financeiros, conforme consta na Resolução Homologatória nº 1.905, de 23/06/2015.
III. DA ANÁLISE
III.1. Período de Referência
21. O período de referência para o reajuste anual da DEMEI é de julho/2015 a junho/2016.
III.2. Receita Anual
22. 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$ 58.194.429,76, conforme demonstrado na Tabela 2.
Tabela 2: Mercado no Período de Referência

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 133.927 | 58.170.901,76 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 31.700 | 10.739.116,17 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 102.228 | 47.431.785,58 |

Geração - 23.528,00

Total 133.927 58.194.429,76
3 O Fator X é composto pelos componentes Pd (produtividade), T (trajetória) e Q (qualidade), conforme consta no Submódulo
2.5 do PRORET.
4 A metodologia de perdas técnicas regulatórias são definidas com base no Módulo 7 do Procedimentos de Distribuição –
PRODIST – e a metodologia das perdas não técnicas consta no Submódulo 2.6 do PRORET.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 6 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
III.3. Encargos Setoriais
23. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas 5 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,
 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;
5 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 7 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
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;
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.
24. Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão
demonstrados na tabela abaixo:
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 8 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
Tabela 3: Encargos Setoriais

| Encargos Setoriais | DRA (R$) | DRP (R$) | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 75.999,28 | 79.343,33 | - |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 10.221.953,26 | 7.638.963,77 | - |
| PROINFA | 821.317,45 | 1.092.486,61 | REH 2003/2015 |
| P&D e Eficiência Energética | 449.960,35 | 435.728,32 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Total de Encargos Tarifários | 11.569.230 | 9.246.522 |  |

25. 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 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 Conta-ACR foram distribuídos equitativamente a todos os
consumidores cativos do sistema interligado nacional.
26. 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".
27. 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
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 9 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da
concessionária.
III.4. Transmissão
28. 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.
29. Com relação aos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de
Uso do Sistema de Transmissão) foram obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão,
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT –
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas na
Resolução Homologatória n° 2.099, de 28/06/2016.
30. Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na
Resolução Homologatória n° 2.098, de 28/06/2015, sendo consideradas também as informações
presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.
31. Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas,
quando houver, as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT).
32. 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$) | DRP (R$) |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica | 2.273.895,00 | 1.744.557,00 |
| Rede Básica Fronteira | 753.829,00 | 1.591.727,00 |
| Conexão | 440.797,14 | 343.007,26 |
| Total dos Custos de Transporte | 3.468.521,14 | 3.679.291,26 |

Nota: O custo de conexão foi obtido da minuta de Resolução que será deliberada na 23ª Reunião Pública Ordinária da
Diretoria de 2016, atualizados pelo IPCA para a data de aniversário contratual da distribuidora acessante.
33. Em relação aos custos de transmissão é vedada a consideração de ajustes
compensatórios posteriores em decorrência do surgimento de novos custos de transmissão no Período
de Referência (Parágrafo 7 do Submódulo 3.3 do PRORET) e somente pode ser considerado no
processo tarifário os custos com conexão a partir da efetiva utilização do serviço (Parágrafo 8 do
Submódulo 3.3 do PRORET). No caso da DEMEI, a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo
referente às Demais Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória deste
processo tarifário no valor de R$ 343.007,26 é igual ao custo de conexão repassado às tarifas e
considerado na DRP, uma vez que não há Parcela de Ajuste referente a novos custos de transmissão
que não são passíveis de repasse tarifário.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 10 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
III.5 Compra de Energia
34. 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.
35. 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".
36. 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.
 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;
 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
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 11 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
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
37. 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.
38. 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.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 12 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
39. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais
Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte,
transformação de tensão e medição de energia elétrica6.
40. As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução
Homologatória nº 1.562/2013 (última revisão tarifária da DEMEI) estabeleceu o percentual regulatório de
perdas técnicas de 6,22% (sobre energia injetada da concessionária) e para as perdas não-técnicas
(sobre o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 4,41% a ser aplicado no atual reajuste.
41. Nos processos tarifários também devem ser consideradas as perdas apuradas na Rede
Básica e aquelas associadas às Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso compartilhado
atribuídas à distribuidora. No entanto, por se tratar de concessionária com contrato de suprimento e não
registrada como agente da CCEE, não foi considerado no presente cálculo tarifário qualquer valor de
perdas na Rede Básica. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário da
DEMEI.
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas
Perdas DRA DRP

| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 4,41% | 4,41% |
| --- | --- | --- |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 6,22% | 6,22% |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 0,00% | 0,00% |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 102.228 | 102.228 |

42. 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.
43. A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da DEMEI para atendimento ao
seu mercado de referência apurado na DRA e na DRP.
De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução
6
Normativa nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada
acessante da referida instalação.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 13 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
Tabela 6: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 133.927 | 133.927 |
| Fornecimento | 133.927 | 133.927 |
| Perdas Totais | 13.690 | 13.690 |

Perdas Rede B. - -

| Perdas na Distribuição | 13.690 | 13.690 |
| --- | --- | --- |
| Perda Não Técnica | 4.508 | 4.508 |
| Perda Técnica | 9.182 | 9.182 |
| Energia Requerida | 147.617 | 147.617 |

III.5.2. Valoração da Compra de energia
44. 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.
a) Na Data de Referência Anterior – DRA
45. 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$/MWh) (R$)
147.617 203,55 30.046.775,11
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP
46. 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.
47. 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.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 14 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
48. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits considerando o período de
7
referência em questão.
49. 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.
50. A DEMEI é suprida pela RGE e o preço de repasse do contrato de compra de energia
mantido com esta é estabelecido em seu próprio processo tarifário. Estão sendo consideradas as tarifas
homologadas no último processo tarifário da RGE, ocorrido em 19 de junho de 2016. Cumpre registrar que
a concessionária conta ainda com energia proveniente de geração própria, cuja valoração se dá pelo valor
definido na revisão tarifária atualizada anualmente pela variação acumulada do IGP-M.
51. A Tabela 8 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 | 141.319,73 | 141.319,73 | 192,52 | 27.206.873,80 |
| RGE | 141.319,73 | 141.319,73 | 192,52 | 27.206.873,80 |
| Energia Base | 6.297,51 | 6.297,51 | 60,41 | 380.409,46 |
| Geração Própria | 2.999,33 | 2.999,33 | 126,83 | 380.409,46 |
| PROINFA | 3.298,18 | 3.298,18 | - | - |
| Total | 147.617,24 | 147.617,24 | 186,88 | 27.587.283,26 |

52. Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA8 e na DRP
para a DEMEI, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 30.046.775,11 e R$
27.587.283,26.
III.6. Parcela B
53. O Fator X9 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
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.
O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo
8
preço médio de repasse do processo tarifário anterior.
9 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 15 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
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.
54. A Resolução Homologatória nº 1.562/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,31% e 2,00%, respectivamente, a serem aplicados na
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da DEMEI.
55. 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 1,42%.
56. Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET10, para a aferição do
componente Q (qualidade do serviço) do Fator X serão considerados indicadores dos serviços técnicos e
comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete indicadores e o
atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.
57. Os indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. No caso do atual reajuste da
DEMEI 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 0,33%.
58. À vista do disposto no Parágrafo 20 do Submódulo 2.5 do PRORET (Revisão 1.1
aprovada pela REN nº 640, de 16/12/2014), que determina o recálculo do Componente "Q" considerado
em processos tarifários anteriores quando houver retificação dos indicadores DEC e FEC utilizados
originalmente, cabe informar que após análise dos novos dados fornecidos pela Superintendência de
Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD), por meio do Memorando nº 116/2016-SRD/ANEEL, de
31/03/2016, relativos aos anos civis de 2013 e 2014, não se verificou quaisquer efeitos tarifários a
considerar no caso da DEMEI em relação aos cálculos anteriores em que tais dados tenham sido
utilizados.
10 Será aplicada a nova metodologia para os reajustes tarifários após o 4º ciclo de revisão tarifária periódica.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 16 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
Tabela 9: Fator X
Componentes Valor
Componente Pd do Fator X 1,42%
Componente T do Fator X 2,00%
Componente Q do Fator X 0,33%
Fator X 3,75%
59. 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 3,75%. A tabela abaixo
demonstra o cálculo da Parcela B na DRP.
Tabela 10: Cálculo da Parcela B
Descrição Valores
Parcela B - DRA (R$) 13.109.903,16
IGP-M 12,96%
Fator X 3,75%
Parcela B - DRP (R$) 14.317.241,65
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
60. 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.
61. 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
11 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 17 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
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.

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 | 836.548,61 | 1.046.815,99 | 1.118.611,78 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| CVA CDE Energia | 841,47 | 967,90 | 1.034,29 |  |
| CVA Rede Básica | - | 28.185,59 - | 48.345,25 - | 51.661,00 |
| CVA Compra Energia | - | 938.798,96 - | 884.605,07 - | 945.275,64 |
| CVA Proinfa | 149.143,88 | 156.540,02 | 167.276,31 |  |
| Total | 19.549,41 | 271.373,60 | 289.985,73 |  |

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.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 18 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
 A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA
relacionada aos custos de aquisição de energia representou o repasse de -R$ 945.275,64,
com efeito no atual reajuste de -1,62%. O principal componente que impactou no saldo
negativo da CVAENERGIA foi à consideração da receita de bandeiras.
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 fiscalizados pela SFF, os quais foram informados por
meio do Memorando nº 73/2016-SFF/ANEEL, de 25/2/2016.
 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) 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
refere-se 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.
iv) Reversão de financeiros pela postergação da data contratual. Em consequência da
renovação do Contrato de Concessão da DEMEI, objeto do Quarto Termo Aditivo firmado em
dezembro/2015, com alteração de data de aniversário contratual de 29 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$ 67.378,27, para a
componente TE (energia) e –R$ 223.242,87, para a componente TUSD (uso).
v) 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
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 19 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
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.
 Portanto, está sendo revertido o valor de -R$ 1.082.557,32, 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$ 2.235.263,11, 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.
62. A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros:
Tabela 12: Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 1.286.922,37 | 2,21% |  |
| CVA em Processamento - Energia comprada | - | 945.275,64 | -1,62% |
| CVA em Processamento - Transmissão | - | 51.661,00 | -0,09% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | - | 48.403,96 | -0,08% |
| Neutralidade dos Encargos | 199.913,64 | 0,34% |  |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | - | 2.235.263,11 | -3,84% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | - | 1.081.689,29 | -1,86% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | - | 868,03 | 0,00% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE | 67.378 | 0,12% |  |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD | (223.243) | -0,38% |  |
| Total | - | 3.032.189,63 | -5,21% |

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 20 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT
63. 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.
64. 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.
65. 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.
66. 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.
67. 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, contribuiu para que a tarifa da DEMEI não sofresse um aumento adicional médio de 6,19%.
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
68. 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.
69. 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.
70. 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
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 21 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
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 Carga Fonte Incentivada - - -
Subsídio Geração Fonte Incentivada - - -
Subsídio Distribuição - - -

Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 373,32 1.356,29 1.729,61
Subsídio Rural 16,57 382,26 398,83
Subsídio Irrigante/Aquicultor - - -

Total 389,88 1.738,55 2.128,44
VI. Metodologia para o cumprimento de decisões liminares relativas ao pagamento da CDE
71. 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.
72. 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.
73. 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.
74. 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.
75. 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.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 22 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
76. 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.
77. 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.
78. 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
79. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da DEMEI - Departamento Municipal de Energia de Ijuí
conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de -7,66%, sendo de -9,42%,
em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -7,26%, em média, para os
consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 16: Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -9,42%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -7,26%
Efeito Médio AT+BT -7,66%
80. O efeito médio de -7,66% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
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.
81. A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de -
5,78%, 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.
82. Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o
efeito médio em -7,86% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 2,07%.
13 Publicada em 16 de junho de 2016.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 23 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
Tabela 17: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -10,14% | -7,86% | 73,89% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -20,08% | -3,99% | 16,86% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 4,40% | 0,01% | 0,14% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -39,39% | -4,78% | 7,80% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 11,10% | 0,00% | 0,01% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 6,25% | 0,34% | 6,12% |
| PROINFA | 33,02% | 0,47% | 1,99% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | -3,16% | -0,02% | 0,79% |
| Custos de Transmissão | 6,08% | 0,36% | 6,71% |
| Rede Básica | -23,28% | -0,91% | 3,18% |
| Rede Básica Fronteira | 111,15% | 1,44% | 2,90% |
| Conexão | -22,18% | -0,17% | 0,63% |
| Custos de Aquisição de Energia | -8,19% | -4,23% | 50,31% |
| PARCELA B | 9,21% | 2,07% | 26,11% |
| IRT | -5,78% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -5,21%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 2,21%
CVA em Processamento - Energia comprada -1,62%
CVA em Processamento - Transmissão -0,09%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,08%
Neutralidade dos Encargos 0,34%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -3,84%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -1,86%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia 0,00%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE 0,12%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,38%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 3,33%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -7,66%
83. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -5,21% no atual
reajuste da DEMEI.
84. Por outro lado, 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 3,33% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos
consumidores.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 24 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
85. O Valor da Parcela A apresentou uma variação de -10,14% em relação ao Reajuste de
2015, representando -7,86% na composição do efeito médio, com destaque para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -
20,08% em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no
efeito médio de -3,99%. 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 -4,78% no atual reajuste da
DEMEI.
ii) Custos de Transmissão. Variação de 6,08% em relação ao Reajuste de 2015,
correspondendo a um efeito médio de 0,36%.
iii) Compra de Energia. Variação de -8,19% em relação ao processo anterior, contribuindo
para um efeito médio de -4,23%. A redução do custo de energia da DEMEI é explicada pela variação
negativa de -8,43% da tarifa de suprimento da RGE, esse contrato representa basicamente mais de 95%
de toda a energia utilizada pela distribuidora.
86. A Tabela 16 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 | 141.325,14 | 141.319,73 | 0,00% | 210,24 | 192,52 | -8,43% |
| Geração Própria | 2.979,87 | 2.999,33 | 0,65% | 112,28 | 126,83 | 12,96% |
| Proinfa | 3.312,23 | 3.298,18 | -0,42% | 0,00 | 0,00 | - |
| Sobra (-) / Exposição (+ | 0,00 | 0,00 - | 0,00 | 191,15 - |  |  |
| TOTAL | 147.617,24 | 147.617,24 | 0,0% | 203,55 | 186,88 | -8,2% |

87. A atualização da Parcela B representou 2,07% na composição do efeito médio, refletindo
a variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X.
88. O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova
Receita Anual da concessionária.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 25 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
Encargos
Custo de
Transmissão Setoriais
16,9%
6,7%
Custo de
Energia
50,3%
Custo de
Distribuição
26,1%
89. 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 27,6% para o ICMS e
1,1% para o PIS e COFINS (total de 28,68% por dentro), o que equivale a uma majoração de 40,21% 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
Custo de
Transmissão
4,8%
Encargos
Setoriais
12,0%
Custo de
Tributos
Energia ICMS 27,6%
35,9% 28,7%
Custo de
Distribuição
18,6%
PIS/COFINS 1,1%
90. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial
da DEMEI nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (84,33%) e IPCA (76,27%) no
mesmo período.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 26 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)
700,00
650,00 Tarifa B1 Residencial
600,00
Variação IGPM
550,00
Variação IPCA
500,00 503,59
471,32
450,00
426,30
411,22
400,00 390,24
386,04

372,17 363,39 367,64
350,00
342,95 350,04
300,00
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
91. 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
92. 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 dos Contratos de Concessão nº 85/2000.
IX. DA CONCLUSÃO
93. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº.85/2000, no que consta
do Processo nº 48500.001082/2016-71 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:
i) pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de -10,99% a ser
aplicado às tarifas da DEMEI, que corresponde a um efeito médio a ser percebido
pelos consumidores de -7,66% sendo de -9,42% em média para os consumidores
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71

Fls. 27 Nota Técnica nº 230/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
conectados em Alta Tensão (AT) e de -7,26% 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 DEMEI;
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo;e
iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária;
X. DA RECOMENDAÇÃO
94. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
ADRIANOALMEIDA TRINDADE RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO
Analista Administrativo Especialista em Regulação
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Especialista em Regulação
De acordo:
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001082/2016-71