REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2158/2016
Tipo de documento: voto
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 Bandeirante Energia S.A - Bandeirante.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-10-21
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.001065/2016-33
INTERESSADOS: BANDEIRANTE - Bandeirante Energia S/A.
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da BANDEIRANTE - Bandeirante Energia S/A., a vigorar a partir de 23
de outubro de 2016.
I - RELATÓRIO
1. A BANDEIRANTE é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende
cerca de 1,8 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da
ordem de R$ 4,1 bilhões.
2. No processo tarifário de 2015, as tarifas da BANDEIRANTE foram, em média, reajustadas em
16,14%, sendo esse o efeito tarifário médio percebido pelos usuários da distribuidora, conforme consta da Resolução
Homologatória – REH nº 1.973/2015.
3. A BANDEIRANTE, por meio da Carta CT-PRD-82/15, de 3 de novembro de 2015, apresentou pedido
de reconsideração contra a resolução que homologou a sua 4ª RTP, questionando:
a. Mercado dos Consumidores ABRACE;
b. Receitas Irrecuperáveis;
c. Base de Anuidades Regulatória;
d. Perdas Não Técnicas;
e. Custos Operacionais;
f. Contratação da Rede Básica
4. Em 28/09/2016, a BANDEIRANTE protocolou na ANEEL a Carta CT-PR-10/16, apresentando
aditamento ao recurso administrativo interposto em face da REH n° 1.973/2015, no qual a recorrente pleiteou
alteração do mercado do período de referência.
5. A SGT, através da Nota Técnica 342/2016, consolidou o seu posicionamento e das áreas envolvidas,
na qual recomendou o provimento parcial do recurso.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 202/1998-ANEEL.

6. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 342, de 13 de outubro de 2016,
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da BANDEIRANTE.
7. No dia 14 de outubro de 2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de
Consumidores da BANDEIRANTE as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução
Normativa nº 652 ANEEL, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do
PRORET – Procedimentos de Regulação Tarifária.
8. A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a chancelou.
9. É o relatório.
II - FUNDAMENTAÇÃO
10. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da BANDEIRANTE conduzirá a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de -23,53%, sendo de -28,64%, em média, para os consumidores conectados na Alta
Tensão e de -19,51%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -28,64%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -19,51%
Efeito Médio AT+BT -23,53%
11. O efeito médio de -23,53% 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 retirada dos componentes
financeiros estabelecidos no processo de revisão tarifária de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em
processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação
nos 12 meses subsequentes.
12. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -4,09%, composto
pela redução de custos de Parcela A (-5,85% ) e pelo aumento de custos da Parcela B (1,76%).
13. A atualização dos componentes financeiros para compensar nos 12 meses subsequentes,
contribuíram para uma redução tarifária de -7,52%, enquanto o efeito da retirada dos componentes financeiros
considerados no processo anterior, representa uma redução de -11,92% no atual reajuste.
14. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -23,53%
[-23,53% = -4,09% -7,52% -11,92%], constituiu a conjugação de três movimentos tarifários explicitados:
15. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
1,76%
0,10%
-1,73%
-4,22%
-7,52%
-11,92%
-23,53%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores

17. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -7,18% | -5,85% | 78,88% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -14,36% | -4,22% | 26,25% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 7,22% | 0,01% | 0,09% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -39,20% | -7,13% | 11,53% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 16,31% | 0,38% | 2,81% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 11,35% | 0,63% | 6,44% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 83,17% | 2,02% | 4,64% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | -14,80% | -0,12% | 0,74% |
| ONS | 6,32% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 1,90% | 0,10% | 5,46% |
| Rede Básica | -2,92% | -0,10% | 3,46% |
| Rede Básica Fronteira | 13,69% | 0,10% | 0,87% |
| Rede Básica ONS (A2) | 22,39% | 0,00% | 0,01% |
| MUST Itaipu | 10,05% | 0,05% | 0,62% |
| Transporte de Itaipu | 4,00% | 0,01% | 0,28% |
| Conexão | 16,73% | 0,03% | 0,22% |
| Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) | -3,68% | -1,73% | 47,17% |
| PARCELA B | 9,54% | 1,76% | 21,12% |
| IRT considerando a variação tarifária da RTP 2015 | -4,09% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -7,52%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE -3,54%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE 3,92%
CVA em Processamento - Transmissão 0,15%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -6,68%
Neutralidade dos Encargos 1,35%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,70%
Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014 -0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,02%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,001%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento -0,004%
Ajuste Liminar Abrace -2,07%
Ajuste Parcela B (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela B 0,001%
Ajuste Parcela A (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela A 0,05%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -11,92%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -23,53%
Fonte:
Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016.
18. A tabela 2 acima nos apresenta que os custos da Parcela A (composta pela soma dos custos com
Encargos Setoriais, Transmissão e Aquisição de Energia) representam 78,88% dos custos da Concessionária e que
a variação desses custos contribuiu com uma redução de -5,85% pontos percentuais na composição do índice de
reajuste tarifário.

19. Os custos dos encargos setoriais reduziram -14,36% em comparação com os valores referentes ao
processo tarifário anterior, contribuindo com um efeito tarifário médio de - 4,22%. Destaco principalmente a redução
do orçamento da CDE – USO, decorrente da 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 -7,13%
no atual reajuste da Bandeirante.
20. O custo de compra de energia sofreu uma redução de -3,68% em relação ao processo tarifário
anterior, contribuindo para uma redução tarifária de -1,73%. Aqui destaco o impacto da nova tarifa de repasse de
potência da Itaipu Binacional para 2016, publicada pela Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual
sofreu uma redução de - 32,3% % em relação à tarifa praticada em 2015, também influenciada pela redução da
cotação do dólar, com impacto no reajuste de -6,79%.
21. O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 demonstra a
variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao processo de revisão tarifária de 2015.
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia.
2,22% 1,94%
0,45% 0,68%
0,16% 0,38%

-0,09% -0,37% -0,30%
-1,73%
-6,79%
Total Proinfra

CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Monte Bilateral II 12.783/2013 Itaipu
Angra
Belo
e
Angra I
e º

Existente - Existente - Alternativa- Alternativa- Madeira n
Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova
Fonte:
Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016.

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

| Tipo de contrato | Processo A-1 | Processo atual | Variação | Processo A-1 Processo atual | Variação |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 84.924,25 | 88.615,61 | 4,35% | 221,63 | 307,25 | 38,63% |
| Existente - CCEAR-QTD | 151.754,56 | -0,71 -100,00% | 213,03 | 771,56 | 262,18% |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 2.985.856,35 | 3.137.735,50 | 5,09% | 229,16 | 260,28 | 13,58% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.360.120,86 | 1.417.290,47 | 4,20% | 175,40 | 190,51 | 8,61% |
| Madeira e Belo Monte | 897.110,91 | 1.304.818,65 | 45,45% | 116,92 | 124,69 | 6,65% |
| Bilateral | 433.694,81 | 12.356,04 | -97,15% | 217,55 | 177,66 | -18,33% |
| Cota Angra I e Angra II | 401.248,57 | 410.040,93 | 2,19% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 2.952.671,51 | 2.922.658,25 | -1,02% | 35,82 | 65,53 | 82,95% |
| Itaipu | 2.223.505,67 | 2.354.333,43 | 5,88% | 326,10 | 182,20 | -44,13% |
| Proinfa | 226.211,58 | 235.092,40 | 3,93% | 387,34 | 497,49 | 28,44% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -1.301.988,90 | -1.463.810,59 | 12,43% | 180,06 | 170,32 | -5,41% |
| TOTAL | 10.415.109,55 | 10.419.129,98 | 0,04% | 184,57 | 177,70 | -3,72% Fonte: |

Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016.
22. A tabela 2 mostra também que os custos da Parcela B representam 21,12% dos custos totais da
Concessionária e que seu incremento de 9,54% contribuiu com 1,76% do total do efeito médio a ser percebido pelos
consumidores.
23. A atualização da Parcela B, considerou a variação acumulada do IGP-M entre outubro de 2015 e
setembro de 2016 de 10,66%, subtraída do Fator X, de 1,12%, resultando no fator de atualização da Parcela B de
9,54%.
24. No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão
Tarifária da BANDEIRANTE, de 1,14% e - 0,24%, respectivamente. O componente Q do Fator X foi calculado
considerando os pesos dos indicadores DEC e FEC, resultando no percentual de 0,22%.
25. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento:
a) Da geração (compra de energia);
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e
c) Dos encargos setoriais2 e dos tributos3.
2 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 17,3% para o ICMS e de 5,2% para o PIS/COFINS, incidentes sobre
a fatura, contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de
29,05% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Encargos
Setoriais
Custo de
29,2%
Transmissão
5,5%
Custo de
Distribuição
21,1%
Custo de
Energia
44,2%
Gráfico 3
Custo de
Transmissão
4,2%
Encargos
Setoriais
22,7%
ICMS 17,3%
Tributos
Custo de 22,5%
Energia
34,2%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 5,2%
16,4%
Gráfico 4
26. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, destaco a
CVA energia, que contribuiu para um efeito médio de 4,33%, e o Saldo a Compensar CVA energia, com efeito negativo
de -5,48%.
27. Ressalto que, após a reversão dos recursos financeiros concedido na RTE a título de cobertura para
compra de energia, o efeito da CVAENERGIA ficou em 3,92%.
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

28. Destaco, ainda, que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias
Amarela e Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que fora deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA e
da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da Bandeirante não sofresse aumento adicional médio de 11,88%
29. Cabe destacar ainda que no último processo tarifário foi concedido componente financeiro devido a
aplicação das tarifas com efeitos das liminares que contestavam os valores da Conta de Desenvolvimento Energético
– CDE, denominado de Ajuste Liminar Abrace, e que será revertido neste processo tarifário com base no Despacho
ANEEL n. 1576 de 14 de junho de 2016, que revogou o Despacho n. 2.792/2015. No caso da Bandeirante, a reversão
do Ajuste Liminar ABRACE foi de -R$ 84.632.004,34 (oitenta e quatro milhões, seiscentos e trinta e dois mil, quatro
reais e trinta e quatro centavos).
30. A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 4 – Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | (23.884.860,12) | -0,58% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 177.334.746,10 | 4,33% |
| CVA em Processamento - Transmissão | 6.260.520,97 | 0,15% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (273.342.000,70) | -6,68% |
| Neutralidade dos Encargos | 55.160.404,30 | 1,35% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (28.824.997,31) | -0,70% |
| Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014 | (869.912,03) | -0,02% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 840.530,85 | 0,02% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | (17.098.353,73) | -0,42% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | (105.601.968,13) | -2,58% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | (15.383.704,46) | -0,38% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 43.672,33 | 0,001% |
| Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento | (170.935,16) | -0,004% |
| Ajuste Liminar Abrace | (84.632.004,34) | -2,07% |
| Ajuste Parcela B (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela B | 35.169,64 | 0,001% |
| Ajuste Parcela A (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela A | 2.217.916,63 | 0,05% |
| Total | (307.915.775,15) | -7,52% |

31. A SGT destacou, na Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016, a evolução
da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 9 anos e as variações do IGP-M (81,46%) e do IPCA
(76,02%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
32. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da CDE a
ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores mensais
a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a
diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
33. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à
BANDEIRANTE, em relação às competências entre outubro/2016 a setembro/2017, é de R$ 5.525.841,59 (cinco
milhões quinhentos e vinte e cinco mil oitocentos e quarenta e um reais e cinquenta e nove centavos). Esse valor já
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre outubro/2015 e setembro/2016.
III - DIREITO
34. Esse voto fundamenta-se nos seguintes dispositivos legais e normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002;
c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009;
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010;
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e
f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 202/1998ANEEL.
Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, a Conta
5
de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos
seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação
e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano;
classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

IV - DISPOSITIVO
35. Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.001065/2016-33, voto pela emissão de
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da BANDEIRANTE - Bandeirante
Energia S/A., a vigorar a partir de 23 de outubro de 2016, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de -23,53%, sendo -28,64% para os consumidores em alta tensão
e -19,51% para os consumidores em baixa tensão;
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica –
TE aplicáveis aos consumidores e usuários da BANDEIRANTE;
c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como
Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do Encargo
de Energia de Reserva – EER; e
e) Homologar em o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a
ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à BANDEIRANTE, de modo
a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
Brasília, 18 de outubro de 2016.
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor