REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2125/2016
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 Elektro Eletricidade e Serviços S.A.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-08-26
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 279/2016-SGT/ANEEL
Em 18 de agosto de 2016.
Processo: 48500.001080/2016-81
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à ELEKTRO - Elektro Eletricidade e
Serviços S/A. 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 ELEKTRO - Elektro
Eletricidade e Serviços S/A., vigente a partir de 27/08/2016, calculado em conformidade com as disposições
legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Oitava do Contrato de
Concessão de Distribuição nº 187/1998 e os seus termos aditivos.
II. DOS FATOS
2. A ELEKTRO, sediada na cidade de Campinas/SP, atende aproximadamente 2,5 milhões de
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de
R$ 5,7 bilhões.
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal

Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo

| Consumidoras1 | Energia (MWh) | Consumo (%) |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Residencial | 2.157.850 | 328.675 | 26,0% |
| Industrial | 22.882 | 549.661 | 43,6% |
| Comercial | 188.165 | 182.920 | 14,5% |
| Rural | 131.933 | 67.959 | 5,4% |
| Iluminação Pública | 5.455 | 39.423 | 3,1% |
| Poder Público | 18.536 | 23.535 | 1,9% |
| Serviço Público | 3.519 | 60.945 | 4,8% |
| Demais classes | 243 | 9.003 | 0,7% |
| Total | 2.528.583 | 1.262.122 | 100% |

1 - Fonte: SAMP - competência julho/2016.
48581.002506/2016-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
3. A distribuidora, por meio de Carta CT/R/205/20151, protocolada em 9/9/2015, apresentou
Pedido de Reconsideração referente ao processo de Revisão Tarifária Periódica de 2015.
4. Em 2/5/2016, por meio dos Memorandos nº 165/2016-SGT/ANEEL e nº 166/2016SGT/ANEEL2 a SGT solicitou as informações em relação ao processo de reajuste tarifário da distribuidora
às áreas técnicas responsáveis (SFF e SRM).
5. Em 28/6/2016, por meio do Despacho nº 1.702, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu dar
parcial provimento ao pedido de reconsideração da ELEKTRO referente à RTP 2015.
6. Em 6/7/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da ELEKTRO, 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.
7. Em 12/7/2016 e em 27/7/2016, a SGT recebeu os Memorandos n° 369/2016-SFF/ANEEL
e 409/2016-SFF/ANEEL3, com os valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária referente ao
processo tarifário de 2015, bem como os valores fiscalizados e validados das garantias financeiras relativas
à contratação regulada de energia (CCEAR).
8. Em 29/7/2016, a Distribuidora, por meio da Carta CT/R/143/20164, encaminhou à ANEEL
informações para o Reajuste Tarifário Anual de 2016. Na mesma data, a ELEKTRO protocolou na Agência
a Carta CT/R/144/2016, que encaminhou o pleito de reajuste tarifário contratual.
9. O Memorando nº 189/2016-SRM/ANEEL5, de 3/8/2016, apresentou informações sobre os
contratos bilaterais de compra e venda de energia.
10. Em 15/8/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência
de Administração e Finanças - SAF, a ELEKTRO 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.
11. O Memorando nº 460/2016-SFF/ANEEL 6 , de 17/8/2016, retificou o Memorando nº
409/2016-SFF/ANEEL, informando os dados definitivos validados pela SFF no que se refere aos custos
incorridos com a constituição de garantias financeiras de CCEAR.
1 Documento SICNet nº 48576.000526/2015-00.
2 Documentos SICNet nº 48581.001286/2016-00 e nº 48581.001287/2016-00.
3 Documentos SICNet nº 48536.004284/2016-00 e nº 48536.004635/2016-00.
Documento SICNet nº 48513.019642/2016-00.
4
5 Documento SICNet nº 48580.002045/2016-00.
6 Documento SICNet nº 48536.005098/2016-00.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
II.1. Precedentes
II.1.1. Aspectos Contratuais
12. Em 27/8/1998 foi firmado o Contrato de Concessão nº 187/1998 entre a União, por
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a ELEKTRO - Elektro Eletricidade e Serviços
S/A. Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos de distribuição de
energia elétrica, estabelece na Cláusula Oitava, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia
elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica.
13. Em 12/7/2005 foi assinado o Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o qual dá
nova redação à sua Cláusula Oitava – 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 30/7/2004.
14. Em 4/3/2010, foi assinado o Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando nova
redação à Cláusula Oitava – 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.
II.1.2. Aspectos Metodológicos
15. 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.
16. Segundo descrito na Subcláusula Sexta da Cláusula Oitava 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.
17. Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual,
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:
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Fls. 4 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
Referência
DRP
DRA Período de 12 meses
RA0
VPA0
VPA1
18. 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 Oitava 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;
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.
19. Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Oitava 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.
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Fls. 5 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
20. 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 Extraordinária de 2015
21. Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da ELEKTRO
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração e
CDE.
22. A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de
24,7% e 19,52%, respectivamente.
II.1.4. Revisão Tarifária Periódica de 2015
23. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.944, de 25/8/2015, o reposicionamento
tarifário da ELEKTRO representou, em média, uma variação das tarifas homologadas na RTE-2015 de
4,20%.
24. A Resolução Homologatória nº 1.944/2015 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 X7 em 1,28% e 1,38%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da
Parcela B nos reajustes tarifários anuais da concessionária. Essa Resolução ainda estabeleceu o percentual
regulatório de perdas técnicas de 5,186%, além do percentual de perdas não técnicas8 sobre o mercado
faturado de baixa tensão, estabelecido em 3,270%, que também será constante. Esses percentuais
permanecerão constantes em todos os reajustes anuais deste ciclo tarifário.
7 O Fator X é composto pelos componentes Pd (produtividade), T (trajetória) e Q (qualidade), conforme consta no Submódulo
2.5 do PRORET.
A metodologia de perdas técnicas regulatórias são definidas com base no Módulo 7 do Procedimentos de Distribuição –
8
PRODIST – e a metodologia das perdas não técnicas consta no Submódulo 2.6 do PRORET.
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Fls. 6 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
25. A distribuidora, por meio da Carta CT/R/205/2015, de 9/9/2015, apresentou Pedido de
Reconsideração referente ao processo de Revisão Tarifária Periódica de 2015 no que se refere: (i) à
inconsistência dos valores de descontos concedidos às concessionárias e permissionárias subvencionados
via CDE; e (ii) à inclusão e repasse às tarifas no próximo reajuste tarifário, dos custos incorridos com
exposições no mercado de curto prazo decorrentes de decisões judiciais e administrativas.
26. Por meio do Despacho nº 1.702/2016, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu dar parcial
provimento ao pedido de reconsideração da ELEKTRO e estabelecer o repasse, no atual reajuste, da
diferença mensal de R$ 754.618,61, referência agosto de 2015, com vistas a complementar a subvenção
relativa ao segmento Distribuição, por meio da CDE.
III. DA ANÁLISE
III.1. Período de Referência
27. O período de referência para o reajuste anual da ELEKTRO é de agosto/2015 a julho/2016.
III.2. Receita Anual
28. 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$ 5.718.226.692,99, conforme demonstrado na Tabela 2.
Tabela 2: Mercado no Período de Referência

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 12.144.819 | 5.299.005.541,05 |
| A2 (88 a 138 kV) | 673.428 | 233.881.359,26 |
| A3 (69 kV) | 1.422 | 691.892,10 |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 82.328 | 29.666.871,48 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 3.987.293 | 1.642.661.949,85 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 7.400.348 | 3.392.103.468,36 |
| Suprimento | 42.696 | 13.832.957,80 |
| Demais Livres | 3.722.574 | 355.660.517,92 |
| Distribuição | 28.344 | 684.981,48 |

Geração - 49.042.694,74

Total 15.938.433 5.718.226.692,99
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Fls. 7 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
III.3. Encargos Setoriais
29. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas9 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;
9 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL.
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Fls. 8 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto 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.
30. Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados
na tabela abaixo:
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001080/2016-81

Fls. 9 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
Tabela 3: Encargos Setoriais

Encargos Setoriais DRA (R$) DRP (R$) Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 6.207.335,77 6.715.285,83 -
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 1.277.058.334,57 1.024.876.168,54 -

| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 132.920.020,56 | 249.575.682,04 | Previsão SGT -JAN/2016 |
| --- | --- | --- | --- |
| PROINFA | 96.572.386,76 | 131.867.347,71 | REH 2003/2015 |
| P&D e Eficiência Energética | 47.594.523,21 | 43.159.389,32 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Contribuição ONS | 157.840,10 | 170.001,00 | Contribuição JAN/16 - DEZ/16 |
| Total de Encargos Tarifários | 1.560.510.441 | 1.456.363.874 |  |

31. 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 ContaACR foram distribuídos equitativamente a todos os consumidores cativos do sistema interligado
nacional.
32. 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".
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001080/2016-81

Fls. 10 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
33. 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
34. 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.
35. 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.
36. 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.
37. 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 se aplica ao caso da ELEKTRO, uma vez
que ela acessa a rede de distribuição de 5 outras concessionárias.
38. 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).
39. 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 | 134.960.731,43 | 129.704.753,38 |
| Rede Básica Fronteira | 109.494.152,74 | 121.158.106,61 |
| Rede Básica ONS (A2) | 5.604.810,24 | 6.772.705,80 |
| MUST Itaipu | 28.954.574,75 | 31.863.499,47 |
| Transporte de Itaipu | 13.692.664,98 | 14.241.022,81 |
| Conexão | 28.387.954,83 | 29.234.948,58 |
| Uso do sistema de distribuição | 19.681.602,18 | 18.763.005,48 |
| Total dos Custos de Transporte | 340.776.491,16 | 351.738.042,13 |

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40. 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 ELEKTRO, 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$
29.234.948,58 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.
III.5 Compra de Energia
2. 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.
3. 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".
4. 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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 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
5. 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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6. 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.
7. 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 elétrica10.
8. 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 1.944/2015 (última revisão tarifária da ELEKTRO) estabeleceu o percentual regulatório de
perdas técnicas de 5,186% (sobre energia injetada da concessionária) e para as perdas não-técnicas (sobre
o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 3,27% a ser aplicado no atual reajuste.
9. 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 regulatório,
conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, a média
de abril/2015 a março/2016. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário da
ELEKTRO.
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas
Perdas DRA DRP

| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 3,27% | 3,27% |
| --- | --- | --- |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 5,19% | 5,19% |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 3,78% | 3,72% |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 7.400.348 | 7.400.348 |

10. 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.
De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa
10
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida
instalação.
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11. A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da ELEKTRO 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 | 12.187.515 | 12.187.515 |
| Fornecimento | 12.144.819 | 12.144.819 |
| Suprimento | 42.696 MWh | 42.696 MWh |
| Consumidores Livres | 3.750.918 | 3.750.918 |
| Perdas Totais | 1.634.393 | 1.625.504 |
| Perdas Rede B. | 505.366 | 496.478 |
| Perdas na Distribuição | 1.129.026 | 1.129.026 |
| Perda Não Técnica | 241.991 | 241.991 |
| Perda Técnica | 887.035 | 887.035 |
| Energia Requerida | 13.821.907 | 13.813.019 |

III.5.2. Valoração da Compra de energia
12. 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
13. 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$/MWh) (R$)
13.821.907 183,98 2.542.924.090,84
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP
14. 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.
15. 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.
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Fls. 15 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
16. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 11 considerando o período de
referência em questão.
17. 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.
18. 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 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.
11 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.
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Fls. 16 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
v) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que
pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado por meio do Memorando
nº 189/2016-SRM/ANEEL, de 3/8/2016.
vi) O valor da despesa com compra de energia de Itaipu é apurado com base na tarifa de
repasse de potência da Itaipu Binacional e nos montantes de potência e energia associada para os próximos
12 meses. Para os meses de 2016 foram considerados os montantes publicados na Resolução
Homologatória nº. 2.012, de 16/12/2015, e para o restante do período de referência os valores foram
estimados a partir dos montantes da referida Resolução ajustados pela nova cota-parte de Itaipu definida
para 2017. Para valoração dessa despesa, considerou-se a tarifa de Itaipu, em dólares, publicada pela
Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, e a taxa de câmbio PTAX média de venda do período
entre o 45° e o 16° dias anteriores ao reajuste da distribuidora, conforme previsto no Submódulo 3.2, Seção
5.1, do PRORET.
vii) 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$/MWh, calculado pela ANEEL,
conforme as Receitas Anuais de Geração homologadas por meio da Resolução Homologatória nº 2.107, de
19/07/2016..
viii) Para o cálculo da despesa com aquisição de energia proveniente de Angra, adotou-se o
preço vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL na REH nº 2.006, de 15/12/2015.
19. 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$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 8.141.812,85 | 7.104.729,27 | 218,22 | 1.550.423.801,56 |
| 4º LEE 2009-08 | 33.537,79 | 29.265,83 | 178,15 | 5.213.643,36 |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | (3.454,39) | (3.014,38) | 178,15 | (537.005,71) |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) TM abril | (1.451,60) | (1.266,70) | 178,15 | (225.659,12) |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) TM maio | (1.338,57) | (1.168,07) | 178,15 | (208.088,29) |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) julho | (1.831,89) | (1.598,55) | 178,15 | (284.778,08) |
| 12º LEE 2014 36M (MCSD) TM abril/ Nova regra | (14.337,20) | (12.510,96) | 176,63 | (2.209.871,16) |
| 12º LEE 2014 36M (MCSD) TM julho/ Nova regra | (18.250,64) | (15.925,92) | 176,63 | (2.813.071,91) |
| 12º LEE 2014 36M (MCSD) TM maio/ Nova regra | (13.227,98) | (11.543,04) | 176,63 | (2.038.901,66) |
| 12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra | (38.873,89) | (33.922,23) | 176,63 | (5.991.845,74) |
| 12º LEE 2014 36M/ Nova regra | 337.585,38 | 294.584,61 | 176,63 | 52.033.886,85 |
| 13º LEE 2014-05 DISP | 521.295,24 | 454.893,97 | 370,20 | 168.401.231,88 |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) TM abril/ Regra esp. do 13º L | (57.958,49) | (50.575,88) | 320,12 | (16.190.147,92) |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) TM maio/ Regra esp. do 13º L | (53.433,97) | (46.627,68) | 320,12 | (14.926.265,99) |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) julho/ Regra esp. do 13º LEE | (72.962,05) | (63.668,33) | 320,12 | (20.381.248,00) |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE | (153.645,28) | (134.074,33) | 320,12 | (42.919.332,93) |
| 13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE | 1.333.609,21 | 1.163.737,43 | 320,12 | 372.530.932,69 |

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Fls. 17 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas (continuação)

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 8.141.812,85 | 7.104.729,27 | 218,22 | 1.550.423.801,56 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP | 106.331,36 | 92.787,14 | 296,19 | 27.482.418,22 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) TM abril/ Nova regra | (6.059,56) | (5.287,71) | 222,45 | (1.176.266,19) |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) TM maio/ Nova regra | (5.585,88) | (4.874,36) | 222,45 | (1.084.315,10) |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) julho/ Nova regra | (7.588,38) | (6.621,79) | 222,45 | (1.473.035,20) |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra | (15.968,86) | (13.934,79) | 222,45 | (3.099.831,80) |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra | 138.624,59 | 120.966,94 | 222,45 | 26.909.432,42 |
| 1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T | (2.016,97) | (1.760,05) | 299,82 | (527.691,31) |
| 1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T | (2.627,02) | (2.292,39) | 299,82 | (687.296,92) |
| 1º LEN A-3 2008-15 T | 146.529,19 | 127.864,67 | 299,82 | 38.335.896,75 |
| 1º LEN A-3 2008-30 H | 20.945,14 | 18.277,20 | 198,93 | 3.635.941,56 |
| 2º LEN A-3 2009-15 T | 114.450,51 | 99.872,09 | 314,59 | 31.418.884,20 |
| 2º LEN A-3 2009-30 H | 222.831,68 | 194.447,94 | 232,23 | 45.156.303,37 |
| 4º LEN A-3 2010-15 T | 215.190,70 | 187.780,25 | 326,05 | 61.225.220,47 |
| 6º LEN A-3 2011-15 T | 26.900,28 | 23.473,79 | 188,92 | 4.434.653,70 |
| 8º LEN A-3 2012-15 T | 9.412,30 | 8.213,39 | 312,65 | 2.567.910,18 |
| 8º LEN A-3 2012-30 H | 941,23 | 821,34 | 227,99 | 187.255,10 |
| 12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra | 21.534,54 | 18.791,53 | 137,45 | 2.582.980,41 |
| 12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T | 19.156,13 | 16.716,07 | 144,58 | 2.416.798,31 |
| 12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T | 20.701,87 | 18.064,92 | 144,58 | 2.611.813,73 |
| 12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra | 9.628,67 | 8.402,19 | 137,33 | 1.153.901,31 |
| 17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra | 25.473,40 | 22.228,66 | 147,88 | 3.287.224,20 |
| 17º LEN DIS-2016/ Nova regra | 222.910,88 | 194.517,06 | 147,88 | 28.765.621,77 |
| 19º LEN DIS-2017/ Nova regra | 19.732,25 | 17.218,81 | 147,53 | 2.540.318,53 |
| 19º LEN QTD-2017/ Nova regra | 9.628,39 | 8.401,95 | 137,35 | 1.154.004,13 |
| 1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T | (3.585,78) | (3.129,03) | 299,63 | (937.550,59) |
| 1º LEN A-4 2009-15 T | 210.485,05 | 183.673,99 | 299,63 | 55.034.218,74 |
| 1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T | (2.233,94) | (1.949,38) | 299,63 | (584.093,96) |
| 1º LEN A-4 2009-30 H | 18.232,05 | 15.909,70 | 212,57 | 3.381.882,91 |
| 01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés | (291,89) | (254,71) | 213,98 | (54.503,21) |
| 01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés | (358,58) | (312,90) | 213,98 | (66.955,34) |
| 1º LEN A-5 2010-15 T | 287.373,47 | 250.768,57 | 264,77 | 66.395.317,34 |
| 1º LEN A-5 2010-30 H | 313.202,99 | 273.307,98 | 213,98 | 58.482.722,04 |
| 01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés | (2.634,49) | (2.298,91) | 213,98 | (491.924,08) |
| 3º LEN A-5 2011-15 T | 248.782,77 | 217.093,45 | 286,24 | 62.139.969,37 |
| 3º LEN A-5 2011-30 H | 264.593,27 | 230.890,04 | 219,68 | 50.722.849,90 |
| 5º LEN A-5 2012-15 T | 361.979,33 | 315.871,31 | 247,05 | 78.036.073,85 |
| 5º LEN A-5 2012-30 H | 166.837,60 | 145.586,25 | 225,46 | 32.823.342,05 |
| 7º LEN A-5 2013-15 T | 336.330,37 | 293.489,46 | 246,75 | 72.418.108,01 |
| 10º LEN A-5 2015-30 H | 105.260,16 | 91.852,39 | 150,80 | 13.851.350,06 |
| 11º LEN A-5 2015-30 H | 305.268,48 | 266.384,15 | 99,33 | 26.458.731,90 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra | 43.970,37 | 38.369,53 | 138,63 | 5.319.321,93 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra | 103.349,15 | 90.184,80 | 138,63 | 12.502.679,76 |
| 13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra | 25.455,72 | 22.213,23 | 120,39 | 2.674.264,49 |
| 15º LEN DIS20-2017/ Nova regra | 4.083,47 | 3.563,32 | 109,68 | 390.836,86 |
| 15º LEN QTD30-2017/ Nova regra | 17.274,44 | 15.074,06 | 116,57 | 1.757.153,90 |
| 1º LFA A-3 2010-15 OF | 21.326,66 | 18.610,12 | 251,28 | 4.676.427,47 |
| 1º LFA A-3 2010-30 H | 9.168,47 | 8.000,61 | 239,15 | 1.913.379,76 |
| 3º LFA EOL-2017/ Nova regra | 308,89 | 269,54 | 189,46 | 51.066,65 |

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001080/2016-81

Fls. 18 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas (continuação)

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 8.141.812,85 | 7.104.729,27 | 218,22 | 1.550.423.801,56 |
| Estruturante Santo Antônio | 471.003,68 | 411.008,42 | 136,16 | 55.964.825,58 |
| Estruturante Santo Antônio - MCSD | 15.634,48 | 13.643,00 | 136,16 | 1.857.694,46 |
| Estruturante Jirau | 852.084,36 | 743.548,00 | 119,76 | 89.050.349,50 |
| Estruturante Jirau - MCSD | 31.365,24 | 27.370,01 | 119,76 | 3.277.944,43 |
| Estruturante Belo Monte | 574.014,53 | 500.898,01 | 118,71 | 59.463.383,63 |
| Estruturante Belo Monte | 154.858,56 | 135.133,07 | 118,71 | 16.042.126,59 |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | 48.393,59 | 42.229,34 | 118,71 | 5.013.194,99 |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | 53.942,25 | 47.071,23 | 118,71 | 5.587.992,48 |
| Bilaterais | 267.824,16 | 233.709,39 | 202,81 | 47.398.449,71 |
| BIOSEVEnergia S.A. | 41.196,96 | 35.949,40 | 203,30 | 7.308.512,04 |
| Ferrari Termoelétrica S.A. | 35.136,00 | 30.660,46 | 199,56 | 6.118.602,39 |
| Noble Brasil | 191.491,20 | 167.099,53 | 203,30 | 33.971.335,28 |
| Energia Base | 7.372.801,83 | 6.474.580,28 | 120,39 | 779.459.276,54 |
| Cota Angra I/Angra II | 528.996,59 | 461.614,34 | 206,29 | 95.226.422,24 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 3.481.180,10 | 3.037.756,16 | 66,61 | 202.330.799,76 |
| Itaipu (tirando as perdas) | 3.041.474,66 | 2.654.059,30 | 181,57 | 481.902.054,54 |
| PROINFA | 321.150,48 | 321.150,48 | - | - |
| Total | 15.782.438,84 | 13.813.018,94 | 172,10 | 2.377.281.527,81 |

20. Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA12 e na DRP
para a ELEKTRO, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 2.542.924.090,84 e
R$ 2.377.281.527,81.
III.6. Parcela B
21. O Fator X13 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:
Fator X  Pd  Q  T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
22. A Resolução Homologatória nº 1.944/2015 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,28% e 1,38%, respectivamente, a serem aplicados na
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da ELEKTRO.
O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados
12
pelo preço médio de repasse do processo tarifário anterior.
13 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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Fls. 19 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
23. Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET 14, 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.
24. 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
ELEKTRO 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 -0,13%.
25. 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 2011 e 2012, não se verificou quaisquer efeitos tarifários a considerar no caso da ELEKTRO em
relação aos cálculos anteriores em que tais dados tenham sido utilizados.
Tabela 9: Fator X
Componentes Valor
Componente Pd do Fator X 1,28%
Componente T do Fator X 1,38%
Componente Q do Fator X -0,13%
Fator X 2,53%
26. Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M15 e do Fator X. A variação
do IGP-M para o período de referência foi de 11,63%, enquanto o Fator X resultou em 2,53%. A tabela
abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP.
Tabela 10: Cálculo da Parcela B
Descrição Valores
Parcela B - DRA (R$) 1.274.015.670,02
IGP-M 11,63%
Fator X 2,53%
Parcela B - DRP (R$) 1.390.035.829,42
14 Será aplicada a nova metodologia para os reajustes tarifários após o 4º ciclo de revisão tarifária periódica.
15 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
27. 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.
28. 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&F16, de 13,34% a.a..
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzido a parcela da receita decorrente da
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e 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 janeiro de 2015 a maio de 2016, conforme estabelecido no Submódulo 6.8
do PRORET.
 Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das
Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a
cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para
a CVA ESS/EER para as competências de janeiro de 2015 a maio de 2016.
16 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. 21 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita
no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016.
Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa decorrente de
ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do repasse do resultado
financeiro das compras e vendas no MCP com o consequente desaparecimento do Fator K;
(ii) exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio dos
contratos de compra de energia, exceto para contratos de disponibilidade e (iii) utilização
dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos resultados do MCP
para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços do Sistema.
 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 janeiro de 2015 a maio de 2016. O
resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo:
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento
12 Meses
Delta 5° Dia Útil Anterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)

| CVA CDE | 33.773.724,20 | 52.481.983,53 | 56.128.840,46 |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA CDE Energia | 24.093.648,43 | 27.473.980,63 | 29.383.086,76 |
| CVA Rede Básica | 14.352.552,41 | 15.461.932,17 | 16.536.347,64 |
| CVA Compra Energia | 68.716.717,63 | 115.675.668,98 | 123.713.715,32 |
| CVA Transporte Itaipu | 3.362.436,02 | 3.716.766,48 | 3.975.036,36 |
| CVA Proinfa | 19.588.889,61 | 20.703.033,83 | 22.141.641,86 |
| CVA ESS/ERR | (71.529.415,03) | (81.403.843,90) | (87.060.416,93) |
| Total | 92.358.553,28 | 154.109.521,72 | 164.818.251,47 |

 A CVA relacionada aos custos de aquisição de energia representou o repasse de
123.713.715,32, com efeito no atual reajuste de 2,16%. Os principais componentes que
impactaram no saldo da CVAENERGIA foram os contratos de cota de garantia física, as
cotas de Itaipu e o 18° Leilão de Ajuste de 2015 (produto de 6 meses). A participação
no mix de contratação da ELEKTRO dessas modalidades foi de 15%, 21% e 2%,
respectivamente. O custo de Itaipu justifica-se pela alta do dólar ocorrida no período de
análise. Já os custos dos contratos de cotas de garantia física tiveram valores
majorados devido ao Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em
Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, já que foi incorporada
nova parcela de custo relacionado ao Retorno da Bonificação pela Outorga17.
17 Previsto na Lei n° 13.203/2015.
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Fls. 22 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
Composição do Mix da ELEKTRO na CVA
2%
CCEAR-Q
15%
CCEAR-D
2% MCSD
36%
CCEN
PROINFA
Itaipu
21%
BILATERAL
CCGF
4% 18%
CCEAR-A
2%
0%
Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT – ELEKTRO
8,00%
6,24%
5,75%
6,00% 5,49%
4,00% 3,06%
2,00%
0,42%

0,01% 0,00% 0,04% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
0,00%
(2,00%)
(2,83%)
(4,00%)
(4,45%)
(6,00%)
(8,00%)
(10,00%)
(12,00%)
(11,62%)
(14,00%)
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Fls. 23 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
CVA Energia – ELEKTRO
2.000,00
1.500,00
1.000,00
Milhões
500,00
0,00
-500,00
Cobertura tarifária (R$) Pagamento CVA após limite de repasse (R$)
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 369/2016-SFF/ANEEL, de 12/7/2016. Destaca-se que os saldos
fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, tendo sido
excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de
competência do ano de 2015, os quais foram incluídos na apuração da CVA em
processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao disposto no inciso (ii) do
Despacho nº 652, de 15 de março de 2016.
 No saldo a compensar analisado também está contemplado o financeiro de saldo a
compensar da reversão da RTE realizada no processo tarifário de 2015.
iii) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme
a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
Os valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto
Prazo foram:
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Fls. 24 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
 Para o ano civil de 2015, houve sobrecontratação de energia de 94.553 MWh e não
resultou em ajustes financeiros, já que não ocorreu ultrapassagem do limite de 5%.
Referido montante de energia foi obtido com base em dados fornecidos pela CCEE e
resultou no repasse tarifário de R$ 20.743.600,24 (preços de agosto/16),
correspondente ao ajuste financeiro das operações no mercado de curto prazo.
 Do valor descrito acima foram deduzidos os valores repassados pela Conta Bandeira à
concessionária ao longo de 2015, de R$ 121.197.989,53, a título de Exposição
Involuntária, nos termos do inciso I do Art 4º-A do Decreto 7.891/2013.

Destaca-se que a exposição involuntária de energia no processo tarifário de 2015,
referente ao ano civil de 2014, havia sido calculada provisoriamente. Assim, no atual
processo tarifário essa exposição foi recalculada em caráter definitivo, não se
observando diferença.

Foi feito o ajuste relativo ao MAC de exportação SIN Amazonas e ao MAC da UHE
Santo Antônio18 no cálculo da exposição ao mercado de curto prazo que resultou em
um valor de - R$ 480.494,35, atualizado pela taxa Selic.
 Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou
Exposição ao Mercado de Curto Prazo é de R$ 20.263.105,89, já atualizado para
preços de agosto de 2016.
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão anterior, a neutralidade dos encargos referese ao cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais
faturados no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior,
devidamente atualizadas pela taxa SELIC.
v) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de agosto de 2015 a julho de 2016,
atualizados pela taxa SELIC, conforme Submódulo 4.4 do PRORET, resultante da 4ª fase da AP ° 078/2011,
tendo sido fiscalizados19 pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF.
vi) Ajuste Financeiro CUSD. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da Portaria
Interministerial n° 25/2002 e conforme dispõe o Submódulo 4.4 do PRORET, ajustou-se financeiramente os
custos decorrentes dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSDs) firmados entre a ELEKTRO
e cinco outras concessionárias.
18 Conforme determinação no voto do Diretor Relator (parágrafo 76, alínea a) do processo tarifário 48500.006196/2014-45,
referente ao reajuste da CPFL Piratininga de 2015, foi feito recálculo do valor relativo ao ano civil de 2014, decorrente da
redução do montante contratual de Santo Antônio contabilizada pela CCEE em julho de 2014.
19 Memorandos nº 409/2016-SFF/ANEEL e nº 460/2016-SFF/ANEEL.
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Fls. 25 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
vii) Repasse de compensação DIC/FIC. Refere-se a valores pagos pelas distribuidoras
acessadas às distribuidoras acessantes decorrente do repasse aos consumidores da compensação
financeira referente à violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão dos acessos de
distribuidoras à outras distribuidoras, conforme item 6.1.5.2, Seção 8.2, do Módulo 8 dos Procedimentos de
Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST.
viii) Diferencial Eletronuclear. É a diferença20 entre a tarifa praticada e a de referência entre
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. Neste reajuste, está sendo considerado
o ajuste, de R$ 250.042,48, relativo ao descasamento entre a cobertura tarifária concedida no processo
tarifário anterior, para os 12 meses subsequentes, e o pagamento das parcelas mensais, realizado até
dezembro de 2015.

ix) Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
Concessionárias/Permissionárias menor que 500 Gwh/ano. É a receita proveniente do faturamento da
energia fora da faixa de tolerância das distribuidoras supridas com mercado inferior a 500 Gwh que deve
ser deduzida da receita requerida nos processos tarifários das supridoras, conforme determina o submódulo
11.1 do PRORET.
x) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de
fevereiro de 2015, homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de
Distribuição de Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição
de energia elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das
novas quotas de CDE. A Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e
informações adicionais para o aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na
Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de cada distribuidora.
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, as
variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na
tarifa de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros
possibilitaria a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria
o cálculo da RTE.
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A
RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de
Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual.
A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 - 1º Leilão e seu valor será repassado
20
mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear, conforme parcelas homologadas pela Resolução Homologatória 1.585/2013.
Esse ajuste será considerado até o processo tarifário de 2016.
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Fls. 26 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.

Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta a
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$ 150.686.313,20, devidamente atualizado
pela SELIC, referente à receita faturada no período remanescente de 1º de julho de
2015 a 26 de agosto 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
junho de 2015 a 26 de agosto de 2015, totalizando - R$ 64.078.145,64 (inserir link do
valor ) , 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.
29. A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros:
Tabela 12: Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 20.593.152,15 | 0,36% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 123.713.715,32 | 2,16% |
| CVA em Processamento - Transmissão | 20.511.384,00 | 0,36% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (258.641.882,87) | -4,52% |
| Neutralidade dos Encargos | 93.366.594,87 | 1,63% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | 20.263.105,89 | 0,35% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 536.951,97 | 0,01% |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | (628.014,63) | -0,01% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | (64.078.145,64) | -1,12% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | (125.221.651,73) | -2,19% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | (25.464.661,47) | -0,45% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (31.698,93) | 0,00% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 250.042,48 | 0,00% |
| Penalidade de Subrecontração/Ultrapassagem no Suprimento | (63.439) | 0,00% |
| Total | (194.894.547,22) | -3,41% |

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Fls. 27 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
III.8. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT
30. 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.
31. 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.
32. 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.
33. 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.
34. Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA
e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da ELEKTRO não sofresse um aumento adicional médio de
13,27%.
III.9. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
35. 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.
36. 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.
37. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a
distribuidora no período de competência de agosto/2016 a julho/2017, até o 10º dia útil do mês subsequente.
38. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os
realizados no período de agosto/2015 a julho/2016. Além disso, no ajuste Subsídio Distribuição foi
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Fls. 28 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
contemplado o valor anual atualizado de R$ 9.586.820,31, em cumprimento à decisão da Diretoria Colegiada
da ANEEL, por meio do Despacho nº 1.702/2016.
Tabela 15: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

| TIPO | Ajuste (R$) | Previsão (R$) | Valor Mensal (R$) |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 969.050,24 | 3.179.932,58 | 4.148.982,82 |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 54.600,20 | 539.556,47 | 594.156,67 |
| Subsídio Distribuição | 1.397.458,61 | 872.898,74 | 2.270.357,35 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (77.211,71) | 2.301.466,94 | 2.224.255,23 |
| Subsídio Rural | (1.565.509,44) | 8.752.674,66 | 7.187.165,22 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (126.278,49) | 682.988,46 | 556.709,96 |
| Total | 652.109,40 | 16.329.517,85 | 16.981.627,25 |

III.10. Metodologia para o cumprimento de decisões liminares relativas ao pagamento da CDE
39. 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.
40. 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.
41. 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.
42. 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.
43. 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.
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Fls. 29 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
44. Dessa maneira, a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº
2.083/201621, 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.
45. 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.
46. 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.
III.11. Análise do Pleito de Reajuste Tarifário Anual apresentado pela ELEKTRO
47. Em 29/7/2016, a ELEKTRO protocolou na ANEEL a Carta CT/R/144/2016 que trata do pleito
de reajuste tarifário contratual. A análise dos componentes elencados na solicitação da empresa é
apresentada nos itens a seguir.
III.11.1. Componente Financeiro para Sobrecontratação de Energia
48. A concessionária solicita a inclusão de componente financeiro a fim de antecipar um recurso
referente a sobrecontratação/exposição de energia, nos moldes da REN nº 255/2007, revogada pela REN
nº 703/2016. De acordo com a ELEKTRO, essa antecipação seria necessária para fazer frente ao
descasamento temporal entre o custo de aquisição de energia e sua correspondente receita, haja vista o
cenário de sobrecontratação conjugado com bandeira tarifária verde e PLD baixo.
49. Quanto a essa demanda, cabe destacar a análise realizada no Voto do Diretor Relator Reive
Barros dos Santos que apresentou os resultados da Audiência Pública nº 78/2011:
No que se refere à previsão de sobrecontratação de energia, relembro que a REH 255/2007, alterada pela
REN 609/2014, como resultado da 3ª fase da AP 78/2011, regulamentou a previsão de
sobrecontratação/exposição de energia, tendo em vista o cenário daquele ano de falta de lastro contratual das
distribuidoras conjugado com exposição a elevados Preços de Liquidação de Diferenças. Todavia, sua
aplicação nas tarifas foi suspensa desde 2014, quando da criação da Conta-ACR. A aplicação continuou
suspensa a partir de 2015, com o advento da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias,
mecanismo que já cumpre a função de antecipar esses custos à concessionária, além de garantir real
sinalização de preços ao consumidor. Em função das Bandeiras, essa previsão está sendo revogada, junto
com os demais dispositivos da REH 255/2007, que será substituída pelo Módulo 4 do PRORET.
21 Publicada em 16 de junho de 2016.
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Fls. 30 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
Dessa forma, entendo que eventual falta de recursos das Bandeiras para fazer frente aos custos de
sobrecontratação de energia deve ser tratada no âmbito do aperfeiçoamento do Submódulo 6.8 do PRORET
e não nesta Audiência Pública.
Todavia, explorando um pouco mais o assunto, considerando a argumentação de que em um cenário de
bandeira verde, conjugado com sobrecontratação de energia e PLD baixo, a previsão se faz necessária para
antecipar uma receita à distribuidora que cobrirá a diferença entre o custo da energia valorada ao Pmix e a
liquidação no curto prazo a um PLD baixo, pondero que esse custo pode ser compensado por uma receita
excedente proveniente de cobertura tarifária elevada para os contratos por disponibilidade, afinal, nos
processos tarifários o custo dos contratos por disponibilidade é calculado considerando o PLD de R$ 211,288
/ MWh. Portanto, num cenário de PLD baixo e sem despacho fora da ordem de mérito, a concessionária
poderá utilizar essa receita excedente para suportar a venda da energia no curto prazo. Ou seja, na avaliação
da necessidade de recursos das distribuidoras, todos itens cobertos pelas Bandeiras Tarifárias devem ser
avaliados, não apenas a expectativa de sobrecontratação de energia. Outro exemplo é a cobertura tarifária
dada para o encargo de energia de reserva e a previsão de receita da CONER
50. O cenário descrito pela ELEKTRO foi, portanto, considerado na análise realizada no âmbito
da Audiência Pública nº 78/2011, que resultou na publicação da REN nº 703/2016 e na revogação da REN
nº 255/2007. Nesse sentido, outros componentes previstos na cobertura tarifária da concessionária não
utilizados nas situações alegadas pela Elektro podem ser utilizados para fazer frente aos custos incorridos
pela empresa com sobrecontratação de energia.
51. Dessa forma, e considerando a ausência de regulamentação de um componente financeiro
de sobrecontratação para um cenário de Bandeira Verde, esse item do pleito apresentado pela ELEKTRO
não está em condições de ser incorporado ao processo tarifário.
III.11.2. Alteração no preço de energia de Itaipu:
52. Em seu pleito, a ELEKTRO solicita que a tarifa de Itaipu considerada no preço médio de
compra de energia na Parcela A incorpore os potenciais efeitos da aplicação da Medida Provisória º 735, de
22/6/2016.
53. O PRORET em seu submódulo 3.2 determina que a cobertura do custo com a aquisição de
energia de Itaipu Binacional seja obtida a partir da tarifa de repasse vigente na DRP.
54. Ocorre que a alteração na tarifa de repasse de Itaipu Binacional está sendo conduzida em
processo específico e a aplicação do novo valor somente será possível após a deliberação pela Diretoria
Colegiada da ANEEL.
55. Nesse sentido, não há possibilidade de aceitação desse item do pleito.
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Fls. 31 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
III.11.3. TUSD de consumidores Micro e Mini Geração:
56. A ELEKTRO pleiteou componente financeiro no valor de R$ 428.831,84 a título de
recomposição da receita de TUSD que a concessionária deixou de faturar devido ao sistema de
compensação de energia elétrica de micro e minigeração distribuída, de que trata a Resolução Normativa
nº 482, de 17/04/2012.
57. Cabe esclarecer que não há previsão regulamentar para a consideração desse tipo de
repasse às tarifas, por meio de componente financeiro, seja na REN nº 482/2012, que disciplina a matéria,
seja no Submódulo 4.4 do PRORET, que define, de forma exaustiva, os Demais Componentes Financeiros
(DCF) passíveis de inclusão nos processos tarifários.
58. Sobre essa questão, é importante destacar o entendimento constante do Voto que motivou
a Resolução Normativa nº 687, de 24/11/2015, a qual introduziu alterações na REN nº 482/2012, a saber
(grifos acrescidos):
31. Nesse ponto, me permito discordar da recomendação da SRD, por entender que a condição de
micro e minigeração com consumo local ou remoto não altera fundamentalmente o uso que o
consumidor fará da rede de distribuição, que continuará servindo como repositória temporária da
energia gerada pelo consumidor, produzindo os mesmos ganhos potências para a qualidade da
energia fornecida.
32. A meu ver, a questão principal diz respeito à equação econômica do negócio, visto que embora
a micro e minigeração remota deva pagar duas vezes pela disponibilidade, sua maior escala,
possibilitada pelo compartilhamento e consumo remoto, pode gerar impactos mais relevantes sobre
a remuneração do serviço de distribuição.
33. Entretanto, conforme as simulações de impacto regulatório atualizadas e fornecidas pela SRD,
por meio do Memorando nº 471/2015-SRD/ANEEL, de 23 de novembro de 2015, o cenário mais
otimista indica a existência de apenas 200 mil unidades consumidoras com capacidade instalada de
cerca de 500 MW em 2019. A grande aceleração ocorreria somente a partir de 2020, quando se
espera a conexão de mais 1 (um) milhão de unidades consumidoras e a instalação de 4.000 MW
adicionais, de modo que proponho uma nova revisão da norma, com foco no aspecto econômico, a
ser realizada até 31 de dezembro de 2019. Assim, entendo que o sistema de faturamento atual
(TE+TUSD) deve ser mantido para todos os micro e minigeradores distribuídos.
34. Por ocasião dessa nova revisão, da mesma forma como se propõe proceder na alteração da
Resolução Normativa nº 482 em deliberação, acredito que a ANEEL deve homenagear o princípio
da segurança regulatória e preservar a manutenção do regime jurídico dos consumidores que vierem
a aderir ao sistema de micro e minigeração distribuída na vigência da versão da referida Resolução
a ser aprovada na deliberação de hoje.
59. Assim, diante da ausência de amparo regulamentar, o pleito apresentado pela ELEKTRO
de recomposição de suposta perda de receita de TUSD decorrente do sistema de compensação de energia
elétrica de micro e minigeração distribuída não tem condições de ser aceito.
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Fls. 32 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
III.11.4. Risco Hidrológico associado aos CCGFs e exposição ao MCP de Angra
60. A concessionária pleiteou a inclusão de um componente financeiro referente a previsão para
cobertura dos custos com risco hidrológico relativo aos CCGF, Itaipu e às usinas que repactuaram esse
risco a partir da Lei nº 13.203/2015, além da exposição ao MCP da geração de Angra a serem incorridos no
próximo período tarifário.
61. Para esse componente do pleito da Elektro, cabem as mesmas considerações aplicadas ao
item III.11.1 (Componente Financeiro para Sobrecontratação de Energia): existem receitas previstas na
cobertura tarifária da concessionária que não são desembolsadas pela Elektro no cenário descrito e que
podem cobrir os custos com risco hidrológico e MCP, além das despesas elencadas no item III.11.1.
62. Além disso, ressalta-se que não há regulamentação de um componente financeiro para
esses custos. Assim, esse componente do pleito da Elektro não apresenta os elementos necessários para
ser considerado neste processo tarifário.
IV. Análise dos Resultados
63. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ELEKTRO - Elektro Eletricidade e Serviços S/A.
conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de -13,40%, sendo de -15,02%,
em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -12,28%, em média, para os
consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 16: Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -15,02%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -12,28%
Efeito Médio AT+BT -13,40%
64. O efeito médio de -13,40% 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.
65. A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de -
2,50%, 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.
66. Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o
efeito médio em -4,53% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 2,03%.
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Fls. 33 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto 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] | -5,82% | -4,53% | 75,07% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -6,67% | -1,82% | 26,12% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 8,18% | 0,01% | 0,12% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -37,73% | -5,51% | 9,33% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 17,68% | 0,46% | 3,12% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 12,60% | 0,65% | 5,93% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 87,76% | 2,04% | 4,48% |
| PROINFA | 36,55% | 0,62% | 2,37% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | -9,32% | -0,08% | 0,77% |
| ONS | 7,70% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 3,22% | 0,19% | 6,31% |
| Rede Básica | -3,89% | -0,09% | 2,33% |
| Rede Básica Fronteira | 10,65% | 0,20% | 2,17% |
| Rede Básica ONS (A2) | 20,84% | 0,02% | 0,12% |
| MUST Itaipu | 10,05% | 0,05% | 0,57% |
| Transporte de Itaipu | 4,00% | 0,01% | 0,26% |
| Conexão | 2,98% | 0,01% | 0,52% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | -4,67% | -0,02% | 0,34% |
| Custos de Aquisição de Energia | -6,51% | -2,90% | 42,64% |
| PARCELA B | 9,11% | 2,03% | 24,93% |
| IRT considerando a variação tarifária da RTE | -2,50% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -3,41%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 0,36%
CVA em Processamento - Energia comprada 2,16%
CVA em Processamento - Transmissão 0,36%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -4,52%
Neutralidade dos Encargos 1,63%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 0,35%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs -0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -1,12%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -2,19%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,45%
Repasse de compensação DIC/FIC 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassagem no Suprimento 0,00%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -7,49%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -13,40%
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67. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -3,41% no atual
reajuste da ELEKTRO.
68. 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 -7,49% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos
consumidores.
69. O Valor da Parcela A apresentou uma variação de -5,82% em relação ao Reajuste de 2015,
representando -4,53% na composição do efeito médio, com destaque para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -6,67%
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito
médio de -1,82%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, decorrente de
recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016, conforme Resolução Homologatória nº
2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -5,51% no atual reajuste da ELEKTRO.
ii) Custos de Transmissão. Variação de 3,22% em relação ao Reajuste de 2015,
correspondendo a um efeito médio de 0,19%. O efeito quase nulo dos custos de transmissão é resultado da
redução da TUST-RB, em função de custos financeiros associados a um superávit de arrecadação que
resultou em uma Parcela de Ajuste (PA) negativa para o segmento consumo, além da entrada prevista para
o ciclo 2016-2017 de quantidade significativa de novos geradores, as quais compensaram o aumento da
despesa com o MUST de Itaipu.
iii) Compra de Energia. Variação de -6,51% em relação ao processo anterior, contribuindo
para um efeito médio de -2,90%. Contribuíram para o efeito negativo no custo da aquisição de energia: (i) a
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; (ii)
aumento substancial dos montantes de energia contratados de projetos estruturantes (Santo Antônio, Jirau
e Belo Monte), com custo unitário inferior ao preço médio da ELEKTRO; e (iii) aumento dos montantes de
Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF), também com custo unitário abaixo da média dos demais
contratos da distribuidora.
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70. 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 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 594.152,30 | 627.626,60 | 5,63% | 297,51 | 357,66 | 20,22% |
| Existente - CCEAR-QTD | 2.351.338,55 | 1.377.388,35 | -41,42% | 232,97 | 283,81 | 21,82% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 2.322.375,85 | 2.459.146,27 | 5,89% | 234,08 | 249,58 | 6,62% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.371.187,05 | 1.476.354,94 | 7,67% | 173,59 | 187,52 | 8,02% |
| Ajuste - CCEAR | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Madeira e Belo Monte | 1.153.277,19 | 2.201.296,69 | 90,87% | 115,89 | 122,99 | 6,13% |
| Bilateral | 252.156,26 | 267.824,16 | 6,21% | 183,25 | 202,81 | 10,67% |
| Cota Angra I e Angra II | 511.345,11 | 528.996,59 | 3,45% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 2.713.147,28 | 3.481.180,10 | 28,31% | 37,27 | 66,61 | 78,71% |
| Geração Própria | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Itaipu | 2.858.876,57 | 3.041.474,66 | 6,39% | 275,37 | 181,57 | -34,06% |
| Montante de Reposição | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | - |  |

302.293,18 0,00

Proinfa 321.150,48 6,24% 0,00 -
Sobra (-) / Exposição (+) -608.242,06 -1.969.419,90 223,8% 188,09 176,20 -6,3%
TOTAL 13.821.907,27 13.813.018,94 -0,1% 183,98 172,10 -6,5%
71. A atualização da Parcela B representou 2,03% na composição do efeito médio, refletindo a
variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X.
72. O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova
Receita Anual da concessionária.
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
Encargos
Setoriais
Custo de 26,1%
Transmissão
6,3%
Custo de
Distribuição
Custo de 24,9%
Energia
42,6%
73. 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 16,8% para o ICMS e 8,7%
para o PIS e COFINS (total de 25,5% por dentro), o que equivale a uma majoração de 34,29% por fora sobre
o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
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Fls. 36 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
Custo de
Transmissão
4,7%
Encargos
Setoriais
19,5%
ICMS 16,8%
Tributos
Custo de
25,5%
Energia
31,8%
Custo de
PIS/COFINS 8,7%
Distribuição
18,6%
74. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial
da ELEKTRO nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (84,97%) e IPCA (76,25%) no
mesmo período.
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)
600,00
Tarifa B1 Residencial
550,00
Variação IGPM 506,16510,41
500,00
450,00
Variação IPCA 447,90
423,27
400,00
366,04 366,04
350,00 352,17
335,80
323,93
311,88
300,00
298,65
250,00
200,00
150,00

ago/07 ago/08 ago/09 ago/10 ago/11 ago/12 ago/13 ago/14 mar/15 ago/15 ago/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Reajsute
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Fls. 37 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
75. 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.
V. DO FUNDAMENTO LEGAL
76. 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 Oitava dos Contratos de Concessão nº 187/1998.
VI. DA CONCLUSÃO
77. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 187/1998, no que consta
do Processo nº 48500.001080/2016-81 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:
i) pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de -5,91% a ser aplicado
às tarifas da ELEKTRO, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de -13,40% sendo de -15,02% em média para os consumidores
conectados em Alta Tensão (AT) e de -12,28% 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 ELEKTRO;
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;
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Fls. 38 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016.
VII. DA RECOMENDAÇÃO
78. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
FABIANO COSTA CAMILO RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Especialista em Regulação
De acordo:
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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