REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2187/2016
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 Companhia de Eletricidade do Amapá - CEA.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-12-14
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 384/2016-SGT/ANEEL
Em 25 de novembro de 2016.
Processo: 48500.001078/2016-11
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à CEA - Companhia de Eletricidade
do Amapá 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 CEA - Companhia de
Eletricidade do Amapá, a vigorar a partir de 30 de novembro de 2016, calculado em conformidade com as
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas pela Portaria MME nº 442,
de 23 de agosto de 2016.
II. DOS FATOS
2. A CEA, sediada na cidade de Macapá/AP, atende aproximadamente 198 mil unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de R$ 355
milhões.
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal

Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo

| Consumidoras1 | Energia (MWh) | Consumo (%) |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Residencial | 176.006 | 55.873 | 56,7% |
| Industrial | 402 | 4.123 | 4,2% |
| Comercial | 17.972 | 23.102 | 23,4% |
| Rural | 2.053 | 395 | 0,4% |
| Iluminação Pública | 17 | 3.730 | 3,8% |
| Poder Público | 2.043 | 9.332 | 9,5% |
| Serviço Público | 117 | 1.841 | 1,9% |
| Demais classes | 31 | 147 | 0,1% |
| Total | 198.641 | 98.544 | 100% |

1 - Fonte: SAMP - competência outubro/2016

Fls. 2 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
3. Em 02/05/2016, a SGT solicitou as informações em relação ao processo de reajuste
tarifário da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SFF e SRM) 1.
4. Em 08/09/2016, a SGT recebeu o Memorando n° 491/2016-SFF/ANEEL2, com os valores
fiscalizados do saldo da CVA da concessionária referente ao processo tarifário de 2015.
5. Em 24/10/2016, a SGT realizou reunião com o representante da CEA, prestando os
esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos
a serem observados para entrega de informações e documentos.
6. Em 08/11/2016, a SGT recebeu o Memorando nº 273/2016-SRM/ANEEL 3 , com as
informações referentes aos Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica celebrados pela CEA.
II.1. Precedentes
II.1.1. Aspectos Contratuais
7. Por meio da Portaria nº 240, de 6 de julho de 1999, o Ministério de Minas e Energia
prorrogou a concessão para distribuição de energia elétrica, da qual é titular a Companhia de Eletricidade
do Amapá – CEA, pelo prazo de 20 anos, contados a partir de 8 de julho de 1995. Além disso, condicionou
a eficácia da prorrogação deste prazo, conforme Parágrafo Único do art. 1º, à assinatura do respectivo
contrato de concessão com a ANEEL. Vencido o prazo, a CEA não assinou o referido contrato.
8. Dentro desse contexto, e com amparo em posicionamento jurídico da Procuradoria
Federal junto à ANEEL4, fora calculado o reajuste tarifário anual de 2015 da CEA, mediante a utilização da
fórmula paramétrica do Índice de Reajuste Tarifário – IRT, conforme prevista na Cláusula Sétima dos
Contratos de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica, para vigência a partir de 30 de novembro de
2015, que corresponde à data de reajuste tarifário estabelecida para a CEA, de acordo com a Portaria
Interministerial MF/MME n. 152, de 17 de maio de 2000.
9. Assim, em 24/11/2015, a Diretoria da ANEEL decidiu por homologar o Índice de Reajuste
Tarifário Anual - IRT de 2015 da CEA em -26,74%, sendo -10,35% referentes ao reajuste tarifário anual
econômico e -16,39% relativos aos componentes financeiros, conforme consta da Resolução
Homologatória nº 1.989/2015.
10. Em 24/08/2016, o Ministério de Minas e Energia, por meio da Portaria MME nº442,
estabeleceu, entre outros:
1 Memorando nº 165/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 166/2016-SGT/ANEEL.
2 Documento SIC nº 48536.005517/2016-00.
Documento SIC nº 48580.003120/2016-00.
3
4 Vide Nota Técnica nº 312/2015, de 20/11/2015.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
i. que a Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA passa a ser designada como
Responsável pela Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica,
na área correspondente aos Municípios no Estado do Amapá, com vistas a garantir a
continuidade do serviço;
ii. que o Reajuste Tarifário deve ocorrer de modo ordinário com periodicidade anual, a
partir de 30 de novembro de 2016, exceto nos anos em que ocorra Revisão Tarifária;
e
iii. que a ANEEL deve adotar as providências necessárias para a licitação da Concessão
de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica no âmbito do Estado do
Amapá, conforme diretrizes a serem estabelecidas pelo Ministério de Minas e
Energia, em atendimento ao que dispõe o art. 5o do Decreto no 8.461, de 2 de junho
de 2015.
11. Por fim, registre-se que, segundo consulta ao Cadastro de Inadimplentes, administrado
pela Superintendência de Administração e Finanças - SAF, em 25/11/2016, a CEA encontra-se
inadimplente com suas obrigações intrassetoriais, o que impossibilita a aplicação de reajuste em seus
níveis de tarifas, em caso de aumento tarifário, 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.1.2. Aspectos Metodológicos
12. A Portaria MME nº 442/2016 estabeleceu: (i) em seus Art. 2º e Anexo, os termos e
condições para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica pela CEA; e (ii) em seu
Art. 5º, que, para a Prestação do Serviço de que trata esta Portaria, aplicam-se a legislação e a
regulamentação relativas ao Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, a legislação
superveniente e complementar, as normas e regulamentos expedidos pelo Poder Concedente e pela
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
13. Especificamente quanto às tarifas aplicáveis na prestação do serviço, o § 4º, do Art. 8º, do
Anexo da Portaria MME nº 442/2016, estabeleceu ainda que, para o Reajuste Tarifário de 2016 da CEA,
devem ser aplicadas as regras adotadas pela ANEEL no reajuste tarifário de 2015, consubstanciadas na
Nota Técnica n° 312/2015-SGT/ANEEL, de 20/11/2015, constante no Processo nº 48500.002377/2015-83.
Dessa forma, será aplicada a mesma fórmula paramétrica que definiu o Índice de Reajuste Tarifário – IRT
de 2015, cujo objetivo é a manutenção do poder de compra da receita da prestadora de serviço.
14. Para aplicação desta fórmula, são calculados todos os custos da Parcela A. Os outros
custos, constantes da Parcela B, são corrigidos pelo IGP-M, da Fundação Getúlio Vargas. A correção da
Parcela B ainda depende do Fator X, índice fixado pela Aneel por ocasião da revisão tarifária periódica.
Sua função é compartilhar com o consumidor os ganhos de eficiência e competitividade da prestadora de
serviço, decorrentes do crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do
mercado existente, o que contribui para a modicidade tarifária.
15. A receita inicial da prestadora de serviço (RA0) é composta da Parcela A (VPA) e da
Parcela B (VPB). 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
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Fls. 4 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e contratação de
reserva de capacidade.
16. Dessa forma, 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
17. 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:
VPA  VPB x (IVI  X)
IRT  1 0
RA
0
onde:
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da PRESTADORA DE SERVIÇO, 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
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Fls. 5 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.
18. O Fator X 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.
19. Os valores de X (Fator X) a serem subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, quando
dos reajustes anuais, são estabelecidos no momento da revisão tarifária da distribuidora. Este
procedimento regulatório não se aplica à CEA, por não ter sido realizado o processo de revisão tarifária.
II.1.3. Reajuste Tarifário Anual de 2015
20. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.989, de 24/11/2015, o
reposicionamento tarifário da CEA representou, em média, uma variação das tarifas homologadas no IRT2014 de -10,29%.
III. DA ANÁLISE
III.1. Período de Referência
21. O período de referência para o reajuste anual da CEA é de novembro/2015 a
outubro/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$ 355.307.949,66, conforme demonstrado na Tabela 2.
Tabela 2: Mercado no Período de Referência

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 1.115.093 | 355.307.949,66 |
| A3 (69 kV) | 4.784 | 1.115.104,99 |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 183 | 88.728,33 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 241.913 | 71.355.164,79 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 868.212 | 282.748.951,56 |
| Total | 1.115.093 | 355.307.949,66 |

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Fls. 6 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro 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.
A CDE tem como fonte de recursos: as multas aplicadas pela ANEEL aos agentes do
setor elétrico, o pagamento de concessões pelo Uso do Bem público (UBP), os aportes de recursos do
Tesouro Nacional, e as cotas anuais pagas por todos os agentes que comercializam energia com
5 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL.
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Fls. 7 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de usos dos sistemas de distribuição e
transmissão (CDE Uso).
A cota anual da CDE corresponde à diferença entre o total das necessidades de recursos
da Conta e as demais fontes de receita da Conta, conforme programação orçamentária do Poder
Executivo, sendo rateada entre todos os consumidores do sistema interligado nacional, observando a
proporcionalidade com o consumo de energia elétrica e com as cotas estipuladas para o ano de 2012, que
preservam a relação de 4,53 entre as regiões S/SE/CO e N/NE (em atendimento ao §3º do art. 13 da Lei
nº 10.438, de 2002, com redação dada pelas Leis n.12.783 e n. 12.839, de 2013).
Para as concessionárias de distribuição, a cota anual da CDE é convertida em
duodécimos e deve ser paga de janeiro a dezembro, até o dia 10 do mês subsequente ao da competência.
Para as transmissoras e permissionárias de distribuição, as novas quotas são fixadas apenas nos
respectivos processos de reajuste de suas receitas ou tarifas, tendo por base o custo unitário da CDE
identificado no cálculo da cota anual do ano corrente, para o subsistema correspondente, aplicado ao
mercado de referência.
A cota anual da CDE de 2016 foi fixada no valor total de R$ 11,852 bilhões, conforme
Resolução Homologatória n. 2.077/2016, resultante da Audiência Pública n. 083/2015, no âmbito do
Processo n° 48500.004731/2015-12, o que resultou nos seguintes custos unitários: R$ 7,17/MWh para os
subsistemas Norte e Nordeste; e R$ 32,46/MWh para os subsistemas Sul, Sudeste e Centro-Oeste.
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
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Fls. 8 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
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:
Tabela 3: Encargos Setoriais

| Encargos Setoriais | DRA (R$) | DRP (R$) | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 598.753,26 | 358.010,83 | - |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 13.162.936,65 | 7.697.150,63 | - |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | - | 22.602.144,27 | Previsão SGT -OUT/2016 |
| PROINFA | - | 8.778.551,17 | REH 2003/2015 |
| P&D e Eficiência Energética | 2.733.651,58 | 4.121.027,92 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Contribuição ONS | 57.325,02 | 54.778,08 | Contribuição JAN/16 - DEZ/16 |
| Total de Encargos Tarifários | 16.552.667 | 43.611.663 |  |

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, o seguinte item:
 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.
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Fls. 9 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
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
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, 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 da
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. 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 por tarifa estabelecida
pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. Esse custo não se aplica ao caso da CEA, uma vez
que ela não acessa nenhuma rede de distribuição de propriedade de outra concessionária.
32. 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).
33. No caso da CEA, não se aplicam os custos com Transporte de Itaipu.
34. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela a seguir.
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Fls. 10 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica

| Componente | DRA (R$) | DRP (R$) |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica | 365.868,60 | 6.252.410,40 |
| Rede Básica Fronteira | 635.481,60 | 3.058.844,80 |
| Conexão | 142.932,20 | 168.539,28 |
| Total dos Custos de Transporte | 1.144.282,40 | 9.479.794,48 |

III.5 Compra de Energia
35. A Lei n. 10.848, de 15/03/2004, alterou as regras de compra e venda de energia elétrica
especialmente no que diz respeito à distribuição de energia elétrica. Foram estabelecidas regras
diferenciadas em função do porte da distribuidora, ou seja, aquelas com mercado próprio maior ou igual a
500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar.
36. 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".
37. 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.
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Fls. 11 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
 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
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
38. 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.
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Fls. 12 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
39. Denomina-se Perdas na Distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas
dissipadas no sistema de distribuição de uma empresa 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.
40. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede da
distribuidora, 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.
41. Usualmente, 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. Entretanto,
o art. 4º da Lei n. 13.299/2016 introduz o art. 4º-A na Lei n. 12.111/2009, o qual estabelece novos níveis
regulatórios de perdas para as concessionárias em Estados da Federação cujas capitais não estavam
interligadas ao Sistema Interligado Nacional – SIN – na data de 9 de dezembro de 2009. Trata-se dos
Estados do Amazonas, Amapá e Roraima. Conforme o dispositivo legal, as concessionárias desses
Estados têm o reconhecimento dos custos com a compra de energia necessários para atender a diferença
entre a carga real e a regulatória, tanto para fins tarifários quanto para fins de reembolso da CCC. A
referida Lei estabelece que a carga a ser utilizada no processo tarifário de 2016 considerará as perdas
técnicas e não técnicas efetivas realizadas em 2015. Entre os anos de 2017 e 2025 esse referencial de
perdas deve ser reduzido a uma taxa de 1/10 ao ano, de forma a convergir, em 2026, para a meta
regulatória estabelecida pela ANEEL para o ano de 20157.
42. Dessa forma, foi aberta a Audiência Pública nº 63/2016, com o intuito de obter subsídios
para a regulação dos dispositivos da Lei n. 13.299/2016 que preveem flexibilização dos referencias
regulatórios de perdas, entre outros assuntos. Os novos referenciais de perdas técnicas e não técnicas
que estão sendo considerados neste processo tarifário correspondem às perdas reais de 2015 declaradas
no SAMP pelas empresas e validadas pela ANEEL, após as devidas retificações, conforme solicitado na
Nota Técnica de abertura da AP nº 63/2016.
43. A cada processo tarifário são apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado, com
base nas medições dos últimos 12 meses, que serão somadas às perdas na Rede Básica (rateadas em
regime de condomínio) entre todas as distribuidoras. Neste processo tarifário, utilizou-se como valor
6
De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução
Normativa nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada
acessante da referida instalação.
7 No caso da CEA, para o ano de 2015, foram estabelecidas as metas de 11,50% para as perdas técnicas e de 34,00% para as
perdas não-técnicas, conforme Nota Técnica nº 424/2013-SRE/ANEEL, de 12 de setembro de 2013, constante ao Processo
Administrativo nº 48500.006535/2000-35 (Vol. 5).
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Fls. 13 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
regulatório, conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica -
CCEE, a média de setembro/2015 a agosto/2016. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual
reajuste tarifário da CEA.
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas
Perdas DRA DRP

| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 34,00% | 64,72% |
| --- | --- | --- |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 11,50% | 11,62% |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 0,72% | 1,42% |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 868.212 | 868.212 |

44. Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as
perdas regulatórias, em MWh, ao mercado de venda da distribuidora.
45. A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da CEA 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 | 1.115.093 | 1.115.093 |
| Fornecimento | 1.115.093 | 1.115.093 |
| Perdas Totais | 489.948 | 809.264 |
| Perdas Rede B. | 11.499 | 26.869 |
| Perdas na Distribuição | 478.450 | 782.395 |
| Perda Não Técnica | 295.192 | 561.907 |
| Perda Técnica | 183.257 | 220.488 |
| Energia Requerida | 1.605.041 | 1.924.356 |

III.5.2. Valoração da Compra de Energia
46. 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
47. 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
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Fls. 14 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.

Energia Requerida Tarifa Média Energia Requerida
(MWh) (R$/MWh) (R$)
1.605.041 145,39 233.364.198,17
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP
48. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos
critérios estabelecidos nos contratos de concessão das distribuidoras e nas normas setoriais, em especial
a Lei nº 10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004.
49. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits8 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 CCEARs, 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. No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os
seguintes procedimentos:
i) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos
contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega
nos 12 meses subsequentes;
ii) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi
utilizado o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do
IPCA até o mês do aniversário contratual;
iii) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se,
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de
cobertura tarifária aprovada pela AP 081/2015, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de
bandeiras e definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016. O mecanismo das
bandeiras tarifárias, iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao consumidor do
custo de geração de energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma antecipação da
receita necessária para cobrir os custos adicionais com geração térmica em condições hidrológicas
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos
8
relativos ao período de referência.
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Fls. 15 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
desfavoráveis. Para o cálculo do preço de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em conta o
fato de que para patamares de geração térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28
R$/MWh, as concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias.
Portanto, os valores de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos
CCEARs por disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes.
iv) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas
pelo Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos.
v) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente das Cotas das
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, calculado pela ANEEL,
conforme as Receitas Anuais de Geração homologadas por meio das Resoluções Homologatórias nº
1.924, de 28/07/2015 e 1.936, de 18/08/2015. Especificamente para as usinas objeto do Leilão de
Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física
e Potência, foram utilizadas as receias anuais de geração homologadas por meio da Resolução
Homologatória nº 2.014, de 19/01/2016.
vi) Conforme previsto no Submódulo 3.2 do PRORET, Parágrafo 54, para valoração da
Geração Própria e dos Contratos Bilaterais originalmente destinados ao atendimento dos Sistemas
Isolados deve ser considerada a média ponderada dos respectivos ACRmédio homologados para o ano
corrente e para o ano subsequente em função do número de meses de cada ano civil. O Despacho
SGT/ANEEL nº 3.491, de 15 de outubro de 2015 e Despacho SGT/ANEEL nº 2.796, de 19 de outubro de
2016, fixaram respectivamente o ACRméd para 2016 em R$ 295,10/MWh e o ACRméd para 2017 em R$
204,84/MWh.
52. 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.
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Fls. 16 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 1.924.323,31 | 1.445.551,87 | 188,87 | 273.020.591,46 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP | 321.199,24 | 241.284,90 | 296,63 | 71.572.248,02 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra | 418.748,64 | 314.564,02 | 222,45 | 69.975.642,74 |
| 15º LEE DIS2-03ANOS | 8.243,16 | 6.192,26 | 297,98 | 1.845.180,51 |
| 15º LEE DIS3-01ANOS | 14.353,06 | 10.782,02 | 265,17 | 2.859.075,16 |
| 15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra | 577.161,36 | 433.563,68 | 147,31 | 63.868.265,03 |
| 19º LEN DIS-2017/ Nova regra | 369.085,34 | 277.256,94 | 147,53 | 40.904.162,10 |
| 19º LEN QTD-2017/ Nova regra | 180.095,86 | 135.288,03 | 137,35 | 18.581.753,11 |
| 3º LFA BIO-2016/ Nova regra | 2.383,37 | 1.790,39 | 227,56 | 407.418,68 |
| 3º LFA EOL-2017/ Nova regra | 350,56 | 263,34 | 189,46 | 49.891,06 |
| Estruturante Santo Antônio - MCSD | 1.011,37 | 759,74 | 137,23 | 104.258,54 |
| Estruturante Jirau - MCSD | 5.514,13 | 4.142,22 | 120,70 | 499.967,15 |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | 26.180,93 | 19.667,12 | 119,64 | 2.353.007,07 |
| Bilaterais | 52.700,00 | 39.588,25 | 219,88 | 8.704.795,41 |
| OIAPOQUE ENERGIA S/A | 52.700,00 | 39.588,25 | 219,88 | 8.704.795,41 |
| Energia Base | 576.008,22 | 439.216,32 | 81,84 | 35.944.840,46 |
| Geração Própria | 43.793,78 | 32.897,89 | 219,88 | 7.233.697,38 |
| Cota Angra I/Angra II | 37.987,56 | 28.536,26 | 206,29 | 5.886.744,21 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 468.025,57 | 351.580,86 | 64,92 | 22.824.398,87 |
| PROINFA | 26.201,31 | 26.201,31 | - | - |
| Total | 2.553.031,52 | 1.924.356,44 | 165,08 | 317.670.227,34 |

53. Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA9 e na DRP
para a CEA, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 233.364.198,17 e R$
317.670.227,34.
III.6. Parcela B
54. Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M10 e do Fator X. A variação
do IGP-M foi de 8,78%. No caso da CEA, por não ter passado por processo de revisão tarifária, o Fator X
é nulo. A tabela a seguir demonstra o cálculo da Parcela B na DRP.
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 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV.
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Fls. 17 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
Tabela 10: Cálculo da Parcela B
Descrição Valores
Parcela B - DRA (R$) 104.246.802,58
IGP-M 8,78%
Fator X 0,00%
Parcela B - DRP (R$) 113.398.077,62
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
55. 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.
56. 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&F11, de 12,42% a.a..
 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
11 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. 18 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
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.
 Foi incluído no cálculo da CVAENERGIA o risco financeiro decorrente de diferenças de
preços entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme critérios de
rateio previstos nas regras de comercialização vigentes. A SGT apurou, com base nos
relatórios da CCEE, o valor da exposição líquida das diferenças de preços de
submercados, atualizado pela taxa SELIC, referente ao período de agosto de 2015 a julho
de 2016.
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela a seguir:
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento
12 Meses
Delta 5° Dia Útil Anterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)

| CVA CDE | - | 1.706.367,95 - | 1.901.625,64 - | 2.024.972,06 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| CVA CDE Energia | 129.234,30 | 153.080,81 | 163.010,20 |  |
| CVA Rede Básica | 8.164.849,52 | 9.594.082,61 | 10.216.389,99 |  |
| CVA Compra Energia | - | 82.601.680,27 - | 92.243.810,78 - | 98.227.082,64 |
| CVA Proinfa | 2.926.183,72 | 3.263.089,35 | 3.474.745,29 |  |
| CVA ESS/ERR | 15.566.643,63 | 16.330.786,47 | 17.390.061,17 |  |
| Total | - | 57.521.137,04 - | 64.804.397,18 - | 69.007.848,04 |

 Com relação as CVAs apuradas, cabe destacar que houve inadimplência no pagamento
de faturas na CVA CDE, CVA PROINFA e CVA ENERGIA. Desta forma, diversos
pagamentos de competência deste Reajuste deverão ser analisados no próximo processo
tarifário. A CVA de Rede Básica, ESS e PROINFA apresentaram valores positivos devido
a não ter havido cobertura tarifária para estes itens no processo anterior. Destaca-se o
impacto negativo da CVA aos custos de aquisição de energia, que representou o repasse
de R$ -98.227.082,64, com efeito no atual reajuste de -25,85%. O cálculo do saldo da
CVA considera a diferença entre a cobertura tarifária, dada no processo tarifário anterior, e
o pagamento das faturas correspondentes. No caso da CEA, em virtude da situação de
não pagamento de algumas faturas, constatou-se que, dentre aquelas que foram pagas,
diversas delas foram de caráter parcial, de forma que, ao se retirar a cobertura tarifária
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Fls. 19 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
correspondente a estas faturas12, houve um saldo da CVA significativamente negativo.
Porém, em havendo o pagamento integral dessas faturas, tal efeito será compensado em
processos tarifários subsequentes.
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 491/2016-SFF/ANEEL, de 8/9/2016. Destaca-se que o saldo
fiscalizado da CVA_energia foi alterado pela SGT, tendo sido excluído da CVA do ano
anterior todos os pagamentos relativos anteriores a julho de 2015 com faturas do
sistema interligado, os quais estão sendo tratados em processo a parte para fins de
repasse à CCC. Dessa forma foram considerados somente as faturas
correspondentes ao SIN após agosto de 2015, data da interligação da CEA, além das
faturas anteriores relativas à geração própria e contrato bilateral do sistema
interligado.
iii) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado
conforme metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 15 de
março de 2016. Os valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao
Mercado de Curto Prazo foram:
 Para o ano civil de 2015: Não houve cálculo de sobrecontratação de energia para
a empresa, tendo em vista a interligação da mesma a partir de agosto de 2015.
No entanto, os resultados financeiros de curto prazo anteriores a julho de 2015
serão repassados à conta CCC, por um processo à parte (Processo n.
48500.005005/2015-17). Neste processo tarifário foi calculado o resultado
financeiro de curto prazo de agosto de 2015 a julho de 2016, no valor de R$
9.851.676,01, que deverá ser repassado à conta CCC, conforme disposto no art.
22 do Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010. Cabe ressaltar, no entanto, que
os meses de 2016 poderão sofrer ajuste quando do cálculo da exposição
involuntária do ano civil de 2016, o qual eventual ajuste será feito no próximo
processo tarifário.
Para o cálculo da retirada de cobertura na CVA Energia da CEA, utilizou-se relatório de inadimplência – CADIN, obtido em
12
16/11/2016.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula
Décima Oitava da Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão anteriores, 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.
v) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). A empresa foi
questionada pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF sobre os custos com
as garantias financeiras dos CCEAR, ao que foi respondido que, apesar de estarem adquirindo energia no
Ambiente de Contratação Regulado – ACR, não há informações/custos de garantias financeiras a serem
cobertos no âmbito do processo tarifário de 2016.
57. A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros:
Tabela 12: Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 19.002.844,61 | 5,00% |  |
| CVA em Processamento - Energia comprada | - | 98.227.082,64 | -25,85% |
| CVA em Processamento - Transmissão | 10.216.389,99 | 2,69% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 6.951.172,69 | 1,83% |  |
| Neutralidade dos Encargos | - | 930.791,16 | -0,24% |
| Total | - | 62.987.466,51 | -16,57% |

IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT
58. 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.
59. 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.
60. 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. Não houve
repasse de bandeiras tarifárias à CEA no período analisado.
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
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Fls. 21 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
61. 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.
62. 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.
63. Sendo assim, a tabela a seguir apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás
à distribuidora no período de competência de novembro/2016 a outubro/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 novembro/2015 a outubro/2016.
Tabela 13: 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 1.607,22 88.680,25 90.287,46
Subsídio Rural 4.831,76 42.543,92 47.375,68
Subsídio Irrigante/Aquicultor - - -

Total 6.438,97 131.224,17 137.663,15
VI. Análise dos Resultados
64. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEA - Companhia de Eletricidade do Amapá conduz
a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 46,46%, sendo de 49,75%, em
média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 45,62%, em média, para os consumidores
conectados na Baixa Tensão.
Tabela 14: Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão ( ≥ 2,3 kV) 49,75%
BT- Baixa Tensão ( < 2,3 kV) 45,62%
Efeito Médio AT+BT 46,46%
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Fls. 22 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
65. O efeito médio de 46,46% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
calculado conforme regras adotadas pela ANEEL no reajuste tarifário de 2015; (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.
66. A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de
36,26%, ao se ter como base de comparação, para as Parcela A e B, na Data do Reajuste Anterior – DRA,
apenas os custos estabelecidos no reajuste de 2015.
67. Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o
efeito médio em 33,69%, enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 2,58%.
Tabela 15: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 47,68% | 33,69% | 76,58% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 163,47% | 7,62% | 9,01% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | -40,21% | -0,07% | 0,07% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -42,17% | -1,54% | 1,55% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 3,77% | 0,00% | 0,04% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | - | 6,36% | 4,67% |
| PROINFA | - | 2,47% | 1,81% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 50,75% | 0,39% | 0,85% |
| ONS | -4,44% | -0,00% | 0,01% |
| Custos de Transmissão | 728,45% | 2,35% | 1,96% |
| Rede Básica | 1608,92% | 1,66% | 1,29% |
| Rede Básica Fronteira | 381,34% | 0,68% | 0,63% |
| Conexão | 17,92% | 0,01% | 0,03% |
| Custos de Aquisição de Energia | 36,13% | 23,73% | 65,61% |
| PARCELA B | 8,78% | 2,58% | 23,42% |
| IRT considerando a variação tarifária da RTA-2015 | 36,26% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -16,57%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 5,00%
CVA em Processamento - Energia comprada -25,85%
CVA em Processamento - Transmissão 2,69%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1,83%
Neutralidade dos Encargos -0,24%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 26,77%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 46,46%
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Fls. 23 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
68. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -16,57% no atual
reajuste da CEA.
69. Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste
tarifário anual de 2015, que contribuíram com uma redução nas tarifas estabelecidas em 2015, representa
um aumento de 26,77% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos
consumidores.
70. O Valor da Parcela A apresentou uma variação de 47,68% em relação ao Reajuste de
2015, representando 33,69% de participação no efeito médio, com a seguinte composição:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de
163,47% em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no
efeito médio de 7,62%. Em virtude da interligação da CEA ao Sistema Interligado Nacional – SIN, atestada
por meio do Despacho nº 2.411/2015, a Empresa passou a ter gastos com PROINFA e ESS/ERR que não
tinham sido previsto na cobertura econômica do processo tarifário passado. Somente o ESS/ERR e o
PROINFA contribuíram para o efeito médio em, respectivamente, 6,36% e 2,47%, no atual reajuste da
CEA.
ii) Custos de Transmissão. Variação de 728,45% em relação ao Reajuste de 2015,
correspondendo a um efeito médio de 2,35%, dada a consideração dos custos de transmissão decorrentes
da interligação da CEA ao SIN.
iii) Compra de Energia. Variação de 36,13% em relação ao processo anterior, contribuindo
para um efeito médio de 23,73%. Os fatores que mais contribuíram para o efeito positivo no custo de
aquisição de energia foram: (i) o aumento da energia requerida, em função da consideração das perdas
reais praticadas em 2015, conforme estabelecido na Lei 13.299/2016, que ocasionou um crescimento
considerável na despesa com a compra de energia; (ii) a contratação de energia no 15º Leilão de Energia
Existente – LEE (A-3 e A-1) com preços muito acima do mix da empresa; (iii) o aumento de 81% no preço
da energia proveniente das cotas da Lei 12.783/2013.
71. A tabela seguinte demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia
em relação ao processo anterior.
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Fls. 24 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
Tabela 16: 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 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 344.442,41 | 343.795,45 | -0,19% | 187,94 | 295,35 | 57,15% |
| Existente - CCEAR-QTD | 449.050,85 | 995.910,00 | 121,78% | 201,00 | 178,91 | -10,99% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 2.129,86 | 551.915,12 | 25813,16% | 205,61 | 144,58 | -29,68% |

181.058,15 92,80

| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | -3,69 | -100,00% | 100,10 | 7,87% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ajuste - CCEAR | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Madeira e Belo Monte | 29.227,66 | 32.706,43 | 11,90% | 111,58 | 120,36 | 7,87% |
| Bilateral | 0,00 | 52.700,00 | - | 0,00 | 219,88 | - |
| Cota Angra I e Angra II | 0,00 | 37.987,56 | - | 0,00 | 206,29 | - |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 622.330,05 | 468.025,57 | -24,79% | 35,82 | 64,92 | 81,24% |
| Geração Própria | 293.708,10 | 43.793,78 | -85,09% | 278,02 | 219,88 | -20,91% |
| Itaipu | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Montante de Reposição | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | - |  |
| Proinfa | 0,00 | 26.201,31 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -316.906,13 | -628.675,09 | 98,4% | 145,39 | 167,36 | 15,1% |
| TOTAL | 1.605.040,95 | 1.924.356,44 | 19,9% | 145,39 | 165,08 | 13,5% |

72. A atualização da Parcela B representou 2,58% na composição do efeito médio, refletindo
a variação acumulada do IGP-M no período de referência.
73. O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova
Receita Anual da concessionária.
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Fls. 25 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
74. 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 16,1% para o ICMS e
3,5% para o PIS e COFINS (total de 19,58% por dentro), o que equivale a uma majoração de 24,34% 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 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
75. Ressalta-se que 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.
76. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial
da CEA nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (79,86%) e IPCA (75,95%) no
mesmo período.
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)
450,00
Tarifa B1 Residencial
400,00
Variação IGPM
397,09
Variação IPCA
350,00
300,00
301,11 301,11
272,62
250,00
253,86
200,00

199,05 197,29 197,29 197,29 197,29 197,29
150,00

nov/07 nov/08 nov/09 nov/10 nov/11 nov/12 nov/13 nov/14 mar/15 nov/15 nov/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute
RTE
77. Vale tecer algumas considerações sobre o histórico tarifário da CEA, ilustrado no gráfico
III, que explicam, em grande medida, porque a tarifa desta Concessionária está entre as menores do Brasil
e que a elevação sugerida no atual processo tarifário, apesar de acima da média do setor elétrico, só visa
preservar o equilíbrio econômico-financeiro para a continuidade da prestação do serviço de distribuição.
78. Primeiramente, vale esclarecer que a situação de inadimplência da CEA com suas
obrigações intrassetoriais impossibilitou a aplicação dos reajustes tarifários homologados durante o
período compreendido entre novembro de 2004 até novembro de 2013 e, como se pode depreender do
Gráfico III, durante todo esse período, as tarifas ficaram "congeladas".
79. Para o reajuste de 2013, e uma vez regularizada a situação de inadimplência perante as
obrigações intrasetoriais, ainda ponderou-se pela pertinência de se revisitar a Parcela B da CEA, mediante
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Fls. 27 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
metodologia simplificada 13. O processo de reajuste, na ocasião, resultou em um efeito médio aos
consumidores da CEA de 28,67%.
80. Em 2014, foi homologado o reajuste anual das tarifas da CEA, que conduziu ao efeito
médio a ser percebido pelos seus consumidores de 18,56%.
81. Quando da Revisão Tarifária Extraordinária - RTE14 de 2015, a CEA não foi contemplada
por não ter assinado o Contrato de Concessão.
82. Por fim, o reajuste tarifário de novembro de 2015 da CEA resultou em uma redução
tarifária média de -10,29%, em virtude, principalmente, de uma redução considerável do custo de
aquisição de energia, por causa da interligação plena da CEA ao SIN15, e de componentes financeiros
negativos.
83. Esses foram os únicos três movimentos de alteração tarifária percebido pelos
consumidores do Estado do Amapá ao longo dos últimos 11 anos.
84. Portanto, apesar do Gráfico III apresentar uma evolução da tarifa residencial B1 nos
últimos 9 anos bem acima da evolução dos índices inflacionários no mesmo período, em grande medida
em virtude do cálculo do atual reajuste, o que se buscou nos processos tarifários foi, essencialmente,
preservar o equilíbrio econômico-financeiro para a continuidade do serviço, aplicando, quando permitido
por lei, as regras contratuais vigente no setor.
85. Importante constar que, segundo o ranking nacional das tarifas de energia elétrica das 101
distribuidoras (concessionárias e permissionárias) do serviço público de energia elétrica, estabelecido em
função das Tarifas B1-Residencial, a CEA se encontra com a tarifa mais baixa do Brasil e, com o efeito
atual, passará para o 86º lugar.
VII. DO FUNDAMENTO LEGAL
86. 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 Portaria MME nº 442, de 23/8/2016, que designou a Companhia
de Eletricidade do Amapá - CEA como Responsável pela Prestação do Serviço Público de Distribuição de
13 Nota Técnica nº 424/2013-SER/ANEEL, de 12 de setembro de 2013, constante no Processo nº 48500.000722/2012-00.
14 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.
15 Atestado por meio do Despacho nº 2.411, de 28 de julho de 2015
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001078/2016-11

Fls. 28 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016.
Energia Elétrica e estabeleceu que seu Reajuste Tarifário deveria ocorrer de modo ordinário com
periodicidade anual, a partir de 30 de novembro de 2016.
VIII. DA CONCLUSÃO
87. Com base na legislação vigente, no que consta do Processo nº 48500.001078/2016-11 e
nas informações contidas nesta Nota Técnica, caso a empresa esteja adimplente no dia da deliberação do
processo, opina-se:
i) pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de 19,69% a ser aplicado
às tarifas da CEA, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 46,46% sendo de 49,75% em média para os consumidores
conectados em Alta Tensão (AT) e de 45,62% 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 CEA;
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo;
iv) pela aprovação, para fins de cálculo do atual reajuste tarifário, da previsão anual
dos Encargos de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER; e
v) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária;
IX. DA RECOMENDAÇÃO
88. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, caso a empresa esteja adimplente na data de deliberação do reajuste,
conforme detalhado na conclusão acima.
LINCOLN JOSÉ SILVA DE ALBUQUERQUE BARROS RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo,
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001078/2016-11