REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2109/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD referentes à Hidroelétrica Panambi S.A - Hidropan.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-07-22
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 228/2016-SGT/ANEEL
Em 12 de julho de 2016.
Processo: 48500.001102/2016-11
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à HIDROPAN - Hidroelétrica Panambi
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 HIDROPAN -
Hidroelétrica Panambi S/A., vigente a partir de 22 de julho de 2016, calculado em conformidade com as
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do
Contrato de Concessão de Distribuição nº 86/2000 e os seus termos aditivos.
II. DOS FATOS
2. A HIDROPAN, sediada na cidade de Panambi/RS, atende aproximadamente 18 mil
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de
R$ 44 milhões.
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal

Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo

| Consumidoras1 | Energia (MWh) | Consumo (%) |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Residencial | 16.187 | 2.769 | 32,9% |
| Industrial | 166 | 3.244 | 38,6% |
| Comercial | 1.110 | 1.316 | 15,6% |
| Rural | 270 | 203 | 2,4% |
| Iluminação Pública | 9 | 438 | 5,2% |
| Poder Público | 147 | 198 | 2,4% |
| Serviço Público | 18 | 226 | 2,7% |

Demais classes 6 15 0,2%

Total 17.913 8.408 100%
1 - Fonte: SAMP - competência maio/2016
48581.002132/2016-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
3. Em 6/6/2016, o representante da Hidropan informou, por correspondência eletrônica, que a
reunião agendada pela SGT com os representantes da empresa poderia ser desmarcada, em função da
dificuldade de conseguir voos para Brasília.
4. O Memorando nº 154/2016-SRM/ANEEL, de 29/6/2016, apresentou informações sobre o
contrato bilateral de compra e venda de energia.
5. A SGT recebeu o Memorando n° 666/2015-SFF/ANEEL1 com os valores fiscalizados do
saldo da CVA da concessionária, referente ao processo tarifário de 2015.
6. Em 6/7/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência de
Administração e Finanças - SAF, a HIDROPAN encontra-se adimplente com suas obrigações intrassetoriais
conforme o disposto no art. 10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de
15/03/2004.
II.1. Precedentes
II.1.1. Aspectos Contratuais
7. Em 18/10/2000 foi firmado o Contrato de Concessão nº 86/2000 entre a União, por
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a HIDROPAN - Hidroelétrica Panambi S/A.
Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos de distribuição de energia
elétrica, estabelece na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia elétrica da
concessionária, mediante aplicação de fórmula específica.
8. Em 28/6/2005 foi assinado o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o qual dá
nova redação à sua Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para atender às
condições de eficácia constante do § 2º dos arts. 36 e 43 do Decreto nº 5.163, de 30/72004.
9. Em 13/4/2010, foi assinado o Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando
nova redação à Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os
procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado
pela metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da
Parcela "A", relativos aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo.
10. Por fim, em 09/12/2015, foi firmado o Quinto Termo Aditivo referente à renovação do
Contrato de Concessão nº 86/2000 nos termos do Decreto nº 8.461, de 2/6/2015, que regulamentou a
prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica de que trata o art. 7º da Lei nº 12.783, de
11/01/2013, com alteração de data de aniversário contratual de 29 de junho para 22 de julho.
1 Documento SIC nº 48536.005593/2015-00.
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II.1.2. Aspectos Metodológicos
11. No último Termo Aditivo, que tratou da renovação dos Contratos de Concessão, constou da
Subcláusula Quinta da Cláusula Sexta que: "No primeiro reposicionamento tarifário posterior à assinatura
do contrato serão aplicadas as regras de reajuste tarifário e revisão tarifária previstas no Contrato de
Concessão anterior da DISTRIBUIDORA". Assim, no processo tarifário de 2016 da HIDROPAN observouse a metodologia de cálculo prevista nos contratos de concessão originais.
12. Quando da assinatura do Contrato de Concessão Original, a empresa reconheceu que o
nível tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a manutenção
do seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir
os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o capital investido, na
medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio
econômico-financeiro inicial do contrato.
13. Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão
original, preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela
A (VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas
homologadas na "Data de Referência Anterior (DRA)" e o "Mercado de Referência", não incluindo tributos,
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e
contratação de reserva de capacidade.
14. Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual,
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:
Referência
DRP
DRA Período de 12 meses
RA0
VPA0 VPA1
15. Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do
Contrato de Concessão:
VPA  VPB x (IVI  X)
IRT  1 0
RA
0
onde:
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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.
16. Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão
Original, a ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que
deverão ser subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.
17. O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por
três componentes, conforme fórmula abaixo:
Fator X = Pd + Q + T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
II.1.3 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015
18. Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da Hidropan
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração e
CDE.
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19. 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
38,6% e 26,15%, respectivamente.
II.1.4. Reajuste Tarifário Anual de 2015
20. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.908, de 23/06/2015, o reajuste tarifário
da Hidropan representou, em média, uma variação das tarifas homologadas na RTE-2015 de 0,68%.
III. DA ANÁLISE
III.1. Período de Referência
21. O período de referência para o reajuste anual da HIDROPAN é de julho/2015 a junho/2016.
III.2. Receita Anual
22. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior,
representando um faturamento anual de R$ 44.391.287,49, conforme demonstrado na Tabela 2.
Tabela 2: Mercado no Período de Referência

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 103.810 | 44.391.287,49 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 49.486 | 17.824.651,49 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 54.325 | 26.566.636,00 |
| Total | 103.810 | 44.391.287,49 |

III.3. Encargos Setoriais
23. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas2 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:
2 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL.
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Fls. 6 Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
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;
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;
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Fls. 7 Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER.
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para
a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a
segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN;
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE).
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam
a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e
vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. Instituído pela Lei n°
9.648/1998, alterado pela Lei n° 10.848/2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se
de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a transmissão
de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN.
24. Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados
na tabela abaixo:
Tabela 3: Encargos Setoriais

| Encargos Setoriais | DRA (R$) | DRP (R$) | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 57.839,07 | 61.980,32 | - |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 8.161.826,82 | 6.606.808,97 | - |
| PROINFA | 663.361,59 | 938.595,44 | REH 2003/2015 |
| P&D e Eficiência Energética | 374.463,79 | 333.504,14 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Total de Encargos Tarifários | 9.257.491 | 7.940.889 |  |

25. O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual
(CDE Uso), homologada pela REH 2.077, de 07/06/2016, os seguintes itens:
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela
REH 2.077, de 07/06/2016. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos pelas
distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec.
7.891/2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de aquisição
de energia elétrica, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com atualização
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Fls. 8 Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
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.
26. A partir da assinatura, em 2010, dos Termos Aditivos aos contratos de concessão de serviço
público de distribuição de energia elétrica, são considerados na DRA (Data de Referência Anterior) os
valores faturados dos encargos setoriais, de modo a assegurar a neutralidade desses itens da "Parcela A".
27. Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da
concessionária.
III.4. Transmissão
28. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu
e Uso de Sistemas de Distribuição.
29. Com relação aos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de
Uso do Sistema de Transmissão) foram obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão,
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT –
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas na
Resolução Homologatória n° 2.099, de 28/06/2016.
30. Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na
Resolução Homologatória n° 2.098, de 28/06/2016, sendo consideradas também as informações presentes
no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.
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Fls. 9 Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
31. Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas,
quando houver, as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT).
32. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo:
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Nota: O custo de conexão foi obtido da Resolução Homologatória nº 2.098/2016, atualizados pelo IPCA para a data de
aniversário contratual da distribuidora acessante.
33. Em relação aos custos de transmissão é vedada a consideração de ajustes compensatórios
posteriores em decorrência do surgimento de novos custos de transmissão no Período de Referência
(Parágrafo 7 do Submódulo 3.3 do PRORET) e somente pode ser considerado no processo tarifário os
custos com conexão a partir da efetiva utilização do serviço (Parágrafo 8 do Submódulo 3.3 do PRORET).
No caso da Hidropan, 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$
228.356,24 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
34. A Lei n. 10.848, de 15/03/2004, alterou as regras de compra e venda de energia elétrica
especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica. Foram
estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com mercado
próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar.
35. Também a Lei n° 10.848/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia "deverão garantir
o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada".
36. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema
Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio de
licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações
de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei
n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes de
distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre concessionária
com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.
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Fls. 10 Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n.
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e
de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004;
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331,
de 16/9/2008;
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema 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,
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com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de
eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível).
III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida
37. Com a finalidade de calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar, a
ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e
na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é
definido como Energia Requerida.
38. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas
dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam
o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte,
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas as
demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento,
unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros.
39. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de
tensão e medição de energia elétrica3.
40. As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução
Homologatória nº 1.547/2013 (última revisão tarifária da HIDROPAN) estabeleceu o percentual regulatório
de perdas técnicas de 5,08% (sobre energia injetada da concessionária) e para as perdas não-técnicas
(sobre o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 0,00% a ser aplicado no atual reajuste.
41. Nos processos tarifários também devem ser consideradas as perdas apuradas na Rede
Básica e aquelas associadas às Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso compartilhado atribuídas
à distribuidora. No entanto, por se tratar de concessionária com contrato de suprimento e não registrada
como agente da CCEE, não foi considerado no presente cálculo tarifário qualquer valor de perdas na Rede
Básica. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário da HIDROPAN.
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas
3 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida
instalação.
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Perdas DRA DRP

| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 0,00% | 0,00% |
| --- | --- | --- |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 5,08% | 5,08% |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 0,00% | 0,00% |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 54.325 | 54.325 |

42. Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as
perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária,
ao mercado de venda da concessionária.
43. A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da HIDROPAN 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 | 103.810 | 103.810 |
| Fornecimento | 103.810 | 103.810 |
| Perdas Totais | 5.556 | 5.556 |

Perdas Rede B. - -

Perdas na Distribuição 5.556 5.556
Perda Não Técnica - -

Perda Técnica 5.556 5.556
Energia Requerida 109.366 109.366
III.5.2. Valoração da Compra de energia
44. O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 do
mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica.
a) Na Data de Referência Anterior – DRA
45. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos
montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior,
conforme a tabela a seguir:
Tabela 7: Compra de Energia na DRA

Energia Requerida Tarifa Média Energia Requerida
(MWh) (R$/MWh) (R$)
109.366 199,50 21.818.385,02
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP
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46. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o
Decreto nº 5.163/2004.
47. Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo que o
custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia requerida, líquida da energia do
PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na DRP.
48. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits4 considerando o período de
referência em questão.
49. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada disponível
corresponde ao somatório de CCEARs, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, Geração Própria,
cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos Renovados, e Contratos
de Suprimento.
50. A HIDROPAN é suprida pela RGE e o preço de repasse do contrato de compra de energia
mantido com esta é estabelecido em seu próprio processo tarifário. Estão sendo consideradas as tarifas
homologadas no último processo tarifário da RGE, ocorrido em 19 de junho de 2016. Cumpre registrar que
a concessionária conta ainda com energia proveniente de geração própria, cuja valoração se dá pelo valor
definido na revisão tarifária atualizada anualmente pela variação acumulada do IGP-M.
51. A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de
energia adquirida.
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilaterais | 97.350,19 | 97.350,19 | 192,52 | 18.741.858,13 |
| RGE | 97.350,19 | 97.350,19 | 192,52 | 18.741.858,13 |
| Energia Base | 12.015,86 | 12.015,86 | 117,01 | 1.405.945,23 |
| Geração Própria | 9.206,00 | 9.206,00 | 152,72 | 1.405.945,23 |
| PROINFA | 2.809,86 | 2.809,86 | - | - |
| Total | 109.366,05 | 109.366,05 | 184,22 | 20.147.803,36 |

As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos
4
relativos ao período de referência.
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52. Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA5 e na DRP
para a HIDROPAN, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 21.818.385,02 e R$
20.157.794,68.
III.6. Parcela B
53. O Fator X6 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.
54. A Resolução Homologatória nº 1.547/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,40% e 1,36%, respectivamente, a serem aplicados na
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da HIDROPAN.
55. Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior
(junho/2015) e do reajuste atual (julho/2016), o valor do componente Pd do Fator X foi proporcionalizado,
de modo a refletir o ganho de produtividade de todo o período, resultando em 1,52%.
56. Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, o componente Q (qualidade
do serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da variação dos
indicadores de DEC e FEC apurados nos últimos dois anos disponíveis.
57. No caso da Hidropan a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos de
2014 e 2015 foi de 11,33%, de modo que o valor de componente Q do Fator X a ser aplicado na atualização
da Parcela B é de 0,32%.
58. À vista do disposto no Parágrafo 20 do Submódulo 2.5 do PRORET (Revisão 1.1 aprovada
pela REN nº 640, de 16/12/2014), que determina o recálculo do Componente "Q" considerado em processos
tarifários anteriores quando houver retificação dos indicadores DEC e FEC utilizados originalmente, cabe
informar que após análise dos novos dados fornecidos pela Superintendência de Regulação dos Serviços
de Distribuição (SRD), por meio do Memorando nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 31/03/2016, relativos aos anos
5 O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo
preço médio de repasse do processo tarifário anterior.
6 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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civis de 2013 e 2014, não se verificou quaisquer efeitos tarifários a considerar no caso da Hidropan em
relação aos cálculos anteriores em que tais dados tenham sido utilizados.
Tabela 9: Fator X
Componentes Valor
Componente Pd do Fator X 1,52%
Componente T do Fator X 1,36%
Componente Q do Fator X 0,32%
Fator X 3,20%
59. Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M7 e do Fator X. A variação
do IGP-M para o período de referência foi de 12,96%, enquanto o Fator X resultou em 3,20%. A tabela
abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP.
Tabela 10: Cálculo da Parcela B
Descrição Valores
Parcela B - DRA (R$) 11.089.289,18
IGP-M 12,96%
Fator X 3,20%
Parcela B - DRP (R$) 12.172.056,38
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
60. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias.
61. Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do
Ministério da Fazenda (MF).
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, e a nova
metodologia de cálculo resultado da 4ª fase da Audiência Pública 78/2011, a apuração do
saldo da CVA será realizada com base nos valores devidos de pagamentos, ao invés dos
valores apresentados pelas concessionárias para o processo tarifário corrente. Os dados
considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de fiscalização,
7 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV.
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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&F8, de 13,16% a.a.
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzido a parcela da receita decorrente da
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha para o período de competência
de outubro de 2015 a abril de 2016, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do PRORET.
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita
no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016.
Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa decorrente de
ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do repasse do resultado
financeiro das compras e vendas no MCP com o consequente desaparecimento do Fator K;
(ii) exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio dos
contratos de compra de energia, exceto para contratos de disponibilidade e (iii) utilização
dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos resultados do MCP
para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços do Sistema.
 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 | 665.854,14 | 850.316,02 | 908.634,87 |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA CDE Energia | 3.835,84 | 4.412,22 | 4.714,83 |
| CVA Rede Básica | (220.613,80) | (230.736,81) | (246.561,87) |
| CVA Compra Energia | (401.026,83) | (312.495,54) | (333.928,02) |
| CVA Proinfa | 109.781,78 | 115.225,93 | 123.128,69 |
| Total | 157.831,14 | 426.721,83 | 455.988,51 |

 A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA representou o
repasse de R$ 411.067,83, com efeito no atual reajuste de 0,93%.
8 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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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 666/2015-SFF/ANEEL, de 22/10/2015. Destaca-se que os saldos
fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess não foram alterados pela SGT.
 No saldo a compensar analisado também está contemplado o financeiro de saldo a
compensar da reversão da RTE realizada no processo tarifário de 2015.
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão anterior, a neutralidade dos encargos 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.
iv) Reversão de financeiros pela postergação da data contratual. Em consequência da
renovação do Contrato de Concessão da Hidropan, objeto do Quinto Termo Aditivo firmado em
dezembro/2015, com alteração de data de aniversário contratual de 29 de junho para 22 de julho, foi
efetuada a reversão da parcela da receita correspondente aos componentes financeiros faturados nesse
período adicional de vigência das tarifas homologadas no ano anterior, totalizando R$ 11.418,61, para a
componente TE (energia) e –R$ 280.394,41, para a componente TUSD (uso).
v) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de
fevereiro de 2015, homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de
Distribuição de Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição
de energia elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das
novas quotas de CDE. A Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e
informações adicionais para o aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na
Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de cada distribuidora.
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, as
variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na
tarifa de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros
possibilitaria a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria
o cálculo da RTE.
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 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A
RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de
Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual.
 Como a apuração da CVACOMPRA e CVACDE continua levando em conta a
DE ENERGIA
cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas
CVAs e já não tenham sido revertidos no último processo tarifário.
 Portanto, está sendo revertido o valor de -R$ 946.276,45, devidamente atualizado pela
SELIC, referente à receita faturada no período remanescente de 1º de maio de 2015 a
28 de junho de 2015, proveniente dos componentes financeiros de CDE estabelecidos
na RTE. Já para o componente financeiro de Compra de Energia estabelecido na RTE,
está sendo revertida a receita faturada para o período de 1º de abril de 2015 a 28 de
junho de 2015, totalizando –R$ 1.648.256,01, atualizada pela SELIC.
 O saldo a compensar dessa reversão será apurado, no próximo reajuste tarifário,
seguindo a mesma sistemática de cálculo da CVA saldo a compensar.
62. A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros:
Tabela 12: Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 1.036.478,39 | 2,33% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | (333.928,02) | -0,75% |
| CVA em Processamento - Transmissão | (246.561,87) | -0,56% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 108.983,34 | 0,25% |
| Neutralidade dos Encargos | 1.197.708,91 | 2,70% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | (1.648.256,01) | -3,71% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | (942.404,69) | -2,12% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | (3.871,77) | -0,01% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE | 11.419 | 0,03% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD | (280.394) | -0,63% |
| Total | (1.100.827,50) | -2,48% |

IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT
63. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente
conforme previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos
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preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN.
64. Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
65. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras,
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente.
66. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses
da Conta Bandeiras foram considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de 2015.
67. Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA
e, contribuiu para que a tarifa da HIDROPAN não sofresse um aumento adicional médio de 6,19%.
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
68. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário
especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500
GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de irrigação.
69. Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. –
Eletrobras – deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os
referidos descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos
subsídios a serem repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste
processo tarifário.
70. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a
distribuidora no período de competência de julho/2016 a junho/2017, até o 10º dia útil do mês subsequente.
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no
período de junho/2015 a junho/2016.
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Tabela 15: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)
Subsídio Carga Fonte Incentivada - - -
Subsídio Geração Fonte Incentivada - - -
Subsídio Distribuição - - -

| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 207,56 | 13.719,46 | 13.927,02 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Rural | 476,20 | 27.298,00 | 27.774,20 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (2.958,10) | 929,12 | (2.028,98) |
| Total | (2.274,34) | 41.946,58 | 39.672,24 |

VI. Metodologia para o cumprimento de decisões liminares relativas ao pagamento da CDE
71. Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem ajuizando
ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas controversas no
orçamento anual da CDE.
72. A primeira decisão liminar favorável foi mediante ação ajuizada pela Associação Brasileira
de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE no Processo Judicial n. 2664839.2015.4.01.3400.
73. Para cumprir a decisão liminar favorável aos membros da ABRACE, foi preciso desenvolver
metodologia específica para o cálculo das cotas anuais da CDE e do correspondente encargo tarifário, de
forma não prevista na legislação e na regulação vigentes.
74. Para isso, foi aberta a Audiência Pública nº 57/2015 que teve como resultado final a
Resolução Homologatória nº 1.967/2015 e o Despacho nº 3.312/2015 estabelecendo, resumidamente, duas
ações para incorporar a liminar da ABRACE ao processo tarifário: (i) publicar tarifas específicas para os
associados da ABRACE, para os dois ambientes de contratação (LIVRE e CATIVO) e para as modalidades
tarifárias aplicáveis a cada subgrupo tarifário de acordo com o mercado fornecido pela distribuidora; e (ii)
reconhecer um financeiro da diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada no último processo tarifário e a
nova tarifa aprovada pela REH nº 1.967/2015, considerando o mercado faturado dos consumidores
ABRACE.
75. No entanto, com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da
CDE após a liminar concedida à ABRACE, a decisão da ANEEL quanto a metodologia de aplicação das
liminares mostrou-se impraticável do ponto de vista operacional tanto para a Agência quanto para as
distribuidoras.
76. Dessa maneira, a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº
2.083/2016 9, 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
9 Publicada em 16 de junho de 2016.
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considerando as novas tarifas publicadas, com vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus
efeitos.
77. Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à Eletrobras as cotas da CDE fixadas
pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma competência, e observando a
diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à ELETROBRAS sobre as glosas
realizadas.
78. Além disso, será realizado o estorno dos efeitos das liminares repassados às tarifas das
distribuidoras nos processos tarifários subsequentes à publicação da REH nº 2.083/2016 e a SFF ficará
responsável por fiscalizar o efeito das liminares no faturamento das distribuidoras e transmissoras, no
pagamento das cotas à Eletrobrás e nos reembolsos da CDE aos beneficiários.
VII. Análise dos Resultados
79. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da HIDROPAN - Hidroelétrica Panambi S/A. conduz a um
efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de -10,27%, sendo de -13,77%, em média, para
os consumidores conectados na Alta Tensão e de -7,89%, em média, para os consumidores conectados na
Baixa Tensão.
Tabela 16: Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -13,77%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -7,89%
Efeito Médio AT+BT -10,27%
80. Destaca-se que a elevada diferença entre o efeito para os consumidores de alta tensão e
os de baixa tensão pode ser explicada pela redução do encardo CDE Uso, que impactou mais aquele grupo.
81. O efeito médio de -10,27% 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.
82. A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de -
4,37%, 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.
83. Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o
efeito médio em -6,81% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 2,44%.
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Tabela 17: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B

DRA (R$) DRP (R$) Variação Participação no Participação na
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 33.301.998,31 | 30.280.014,49 | -9,07% | -6,81% | 71,33% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 9.257.491,28 | 7.940.888,88 | -14,22% | -2,97% | 18,71% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 57.839,07 | 61.980,32 | 7,16% | 0,01% | 0,15% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 5.658.736,01 | 3.645.165,67 | -35,58% | -4,54% | 8,59% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 21.304,21 | 26.347,61 | 23,67% | 0,01% | 0,06% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 2.481.786,60 | 2.935.295,70 | 18,27% | 1,02% | 6,91% |
| PROINFA | 663.361,59 | 938.595,44 | 41,49% | 0,62% | 2,21% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 374.463,79 | 333.504,14 | -10,94% | -0,09% | 0,79% |
| Custos de Transmissão | 2.226.122,01 | 2.181.330,93 | -2,01% | -0,10% | 5,14% |
| Rede Básica | 1.332.480,00 | 1.054.224,00 | -20,88% | -0,63% | 2,48% |
| Rede Básica Fronteira | 650.782,80 | 898.773,60 | 38,11% | 0,56% | 2,12% |
| Conexão | 242.859,21 | 228.333,33 | -5,98% | -0,03% | 0,54% |
| Custos de Aquisição de Energia | 21.818.385,02 | 20.157.794,68 | -7,61% | -3,74% | 47,48% |
| PARCELA B | 11.089.289,18 | 12.172.056,38 | 9,76% | 2,44% | 28,67% |
| IRT considerando a variação tarifária do RTA 2015 | 44.391.287,49 | 42.452.070,87 | -4,37% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -2,48%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 2,33%
CVA em Processamento - Energia comprada -0,75%
CVA em Processamento - Transmissão -0,56%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 0,25%
Neutralidade dos Encargos 2,70%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -3,71%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -2,12%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE 0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,63%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,43%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -10,27%
84. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -2,48% no atual
reajuste da Hidropan.
85. Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste
tarifário anual de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa
uma redução de -3,43% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos
consumidores.
86. O Valor da Parcela A apresentou uma variação de -9,07% em relação ao Reajuste de 2015,
representando -6,81% na composição do efeito médio, com destaque para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -14,22%
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito
médio de -2,97%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, decorrente de
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Fls. 23 Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016, conforme Resolução Homologatória nº
2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -4,54% no atual reajuste da Hidropan.
ii) Custos de Transmissão. Variação de -2,01% em relação ao Reajuste de 2015,
correspondendo a um efeito médio de -0,10%.
iii) Compra de Energia. Variação de -7,61% em relação ao processo anterior, contribuindo
para um efeito médio de -3,74%. Contribuiu para o efeito negativo no custo da aquisição de energia a
redução na tarifa de repasse da energia comprada junta a RGE, que passou de R$210,24/MWh para R$
192,52/MWh.
87. 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-DS | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Existente - CCEAR-QT | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Nova e Alternativa- CC | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Nova e Alternativa- CC | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Ajuste - CCEAR | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |

0,00 0,00

| Madeira e Belo Monte | 0,00 | - | 0,00 | - |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilateral | 98.421,58 | 97.350,19 | -1,09% | 210,24 | 192,52 | -8,43% |
| Cota Angra I e Angra II | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Cotas Lei n º 12.783/20 | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Geração Própria | 8.271,48 | 9.206,00 | 11,30% | 136,16 | 153,81 | 12,96% |
| Itaipu | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Montante de Reposição | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | - |  |
| Proinfa | 2.673,00 | 2.809,86 | 5,12% | 0,00 | 0,00 | - |
| Sobra (-) / Exposição (+ | 0,00 | 0,00 - | 0,00 | 189,18 - |  |  |
| TOTAL | 109.366,05 | 109.366,05 | 0,0% | 199,50 | 184,31 | -7,6% |

88. A atualização da Parcela B representou 2,44% na composição do efeito médio, refletindo a
variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X.
89. O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova
Receita Anual da concessionária.
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Fls. 24 Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
90. O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,7% para o ICMS e 6,4%
para o PIS e COFINS (total de 31,1% por dentro), o que equivale a uma majoração de 45,08% por fora sobre
o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
91. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial
da HIDROPAN nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (85,64%) e IPCA (76,25%) no
mesmo período.
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Fls. 25 Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)
700,00
Tarifa B1 Residencial
650,00
600,00
Variação IGPM
550,00 546,49
537,39
Variação IPCA
500,00
488,71
450,00
426,03
410,31
400,00
384,19 387,45

354,60 360,26 357,56
350,00 343,71
300,00
250,00
200,00
150,00

jun/07 jun/08 jun/09 jun/10 jun/11 jun/12 jun/13 jun/14 mar/15 jun/15 jul/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Reajsute
92. Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das distribuidoras
e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação acumulada do IPCA
até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória nº 1.121, de 15/3/2011.
VIII. DO FUNDAMENTO LEGAL
93. O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão nº 86/2000.
IX. DA CONCLUSÃO
94. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº. 86/2000, no que consta
do Processo nº 48500.001102/2016-11 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:
i) pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de -6,85% a ser aplicado
às tarifas da HIDROPAN, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de -10,27% sendo de -13,77% em média para os consumidores
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Fls. 26 Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016.
conectados em Alta Tensão (AT) e de -7,89% 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 HIDROPAN;
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; e
iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária;
X. DA RECOMENDAÇÃO
95. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO
Analista Administrativo Especialista em Regulação
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Especialista em Regulação
De acordo:
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001102/2016-11