REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2023/2016
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 Ampla Energia e Serviços S.A - Ampla.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-03-14
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 41/2016-SGT/ANEEL
Em 29 de fevereiro de 2016.
Processo: 48500.004432/2015-70
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à AMPLA - Ampla Energia 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 AMPLA - Ampla Energia
e Serviços S/A, vigente a partir de 15 de março 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 005/96 e os seus termos aditivos.
II. DOS FATOS
2. A AMPLA, sediada na cidade de Niterói - RJ, atende aproximadamente 2,6 milhões de
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de
R$ 4,6 bilhões.
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal

Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo

| Consumidoras1 | Energia (MWh) | Consumo (%) |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Residencial | 2.368.407 | 410.555 | 40,4% |
| Industrial | 4.567 | 239.167 | 23,5% |
| Comercial | 148.618 | 186.616 | 18,4% |
| Rural | 66.806 | 20.302 | 2,0% |
| Iluminação Pública | 1.691 | 48.631 | 4,8% |
| Poder Público | 14.763 | 45.887 | 4,5% |
| Serviço Público | 1.631 | 28.155 | 2,8% |
| Demais classes | 327 | 37.420 | 3,7% |
| Total | 2.606.810 | 1.016.732 | 100% |

1 - Fonte: SAMP - competência dezembro/2015
48581.000647/2016-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
3. A distribuidora, por meio de Carta AMPLA 196-DR-15, de 24 de março de 2015, protocolada
em 25/3/2015 na ANEEL, apresentou Pedido de Reconsideração referente ao processo de reajuste tarifário
de 2015 questionando dois itens: (i) as garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR);
e (ii) o valor do repasse da Sobrecontratação ou exposição ao mercado de curto prazo.
4. O Memorando nº 8/2016-SRM/ANEEL, de 15/1/2016, apresentou informações sobre os
contratos bilaterais de compra e venda de energia.
5. Em 21/1/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da AMPLA, prestando os
esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos a
serem observados para entrega de informações e documentos.
6. Em 27/1/2016, a SGT solicitou1 as informações em relação ao processo de reajuste tarifário
de 2016 da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SRM e SFF).
7. Em 17/2/2016, a Distribuidora, por meio da Carta AMPLA 028-DR-162, encaminhou à
ANEEL informações para o Reajuste Tarifário Anual de 2016.
8. Nos dias 23/2/2016 e 26/2/2016, a SGT recebeu os Memorandos n°s 64/2016-SFF/ANEEL
e 76/2016-SFF/ANEEL, 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).
9. Em 1º/03/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência
de Administração e Finanças - SAF, a AMPLA encontra-se adimplente com suas obrigações intrassetoriais,
o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei n° 8.631, de
04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004.
II.1. Precedentes
II.1.1. Aspectos Contratuais
10. Em 9/12/1996 foi firmado o Contrato de Concessão nº 005/1996 entre a União, por
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a AMPLA - Ampla Energia 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 Sétima, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia
elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica.
11. Em 31/12/2004, foi assinado o primeiro termo aditivo, que formalizou a transferência do
controle acionário da concessionária. Em 17 de janeiro de 2005, foi assinado o segundo termo aditivo, que
1 Memorando nº 23/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 24/2016-SGT/ANEEL.
2 Documento SIC nº 48513.003064/2016-00.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
teve por objeto formalizar a alteração da razão social de Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro –
CERJ para Ampla Energia e Serviços S/A.
12. Em 22/2/2010, foi assinado o Quarto 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.
13. Por fim, no dia 10/12/2014, foi assinado o Quinto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão
que assegura que os valores registrados na Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da
"Parcela A" - CVA e outros itens financeiros sejam incorporados no cálculo da indenização, quando da
extinção da concessão, correspondente às parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda
não amortizados ou não depreciados, na forma das alterações efetuadas na redação da Cláusula Décima
Primeira do Contrato de Concessão n° 005/1996-ANEEL, que trata da reversão dos bens e instalações
vinculados, estabelecidas na Cláusula Segunda do referido aditivo.
II.1.2. Aspectos Metodológicos
14. 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.
15. Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão,
preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela A
(VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas
homologadas na "Data de Referência Anterior (DRA)" e o "Mercado de Referência", não incluindo tributos,
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e
contratação de reserva de capacidade.
16. 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
RA0
VPA0 VPA
1
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Fls. 4 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
17. Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do
Contrato de Concessão:
 
VPA VPB x (IVI X)
IRT  1 0
RA
0
onde:
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses
anteriores ao reajuste em processamento;
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.
18. Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a
ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que deverão ser
subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.
19. 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:
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Fls. 5 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
II.1.3. Revisão Tarifária Periódica de 2014
20. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.703, de 07/04/2014, o reposicionamento
tarifário da AMPLA representou, em média, uma variação das tarifas homologadas no ano anterior, de
1,03%, sendo -3,49% referentes ao cálculo econômico e 4,52% relativos aos componentes financeiros.
21. A Resolução Homologatória nº 1.703/2014 também estabeleceu, para o atual ciclo tarifário,
os valores dos componentes Pd (ganhos de produtividade da atividade de distribuição) e T (trajetória de
custos operacionais) do Fator X3 em 1,66% e 0,65%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da
Parcela B nos reajustes tarifários anuais da concessionária. Ainda, essa Resolução estabeleceu o
percentual regulatório de perdas técnicas de 8,18%, que permanecerá constante em todos os reajustes
anuais deste ciclo tarifário, além do percentual de perdas não técnicas4 sobre o mercado faturado de baixa
tensão, estabelecido em 16,7% para o ano de 2016.
II.1.4. Reajuste Tarifário Anual de 2015
22. O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da AMPLA resultou, em média, num reposicionamento
das tarifas de 43,14%, sendo 37,46% referentes ao reajuste econômico e 5,68% relativos aos componentes
financeiros, conforme consta na Resolução Homologatória nº 1.869, de 7/4/2015. Essa Resolução alterou o
cálculo original do reajuste de 2015 da concessionária, homologado pela REH 1.861, de 10/03/2015, em
função da aprovação, em data posterior ao reajuste da distribuidora, da nova quota de CDE destinada à
amortização da Conta ACR.
23. A distribuidora, por meio de Carta AMPLA 196-DR-15, apresentou Pedido de
Reconsideração referente ao processo de reajuste tarifário de 2015 questionando o valor das garantias
financeiras e o repasse da Sobrecontratação.
24. Em 1º/3/2016, a Diretoria Colegiada da ANEEL, por meio do Despacho n° 533/2016, decidiu
por conceder provimento parcial ao pedido de reconsideração supracitado, de modo que os valores
referentes às garantias financeiras de 2015, no total de R$ 853.744,75, seja considerado no cálculo de
reajuste tarifário da empresa em 2016, como componente financeiro, devidamente atualizado.
O Fator X é composto pelos componentes Pd (produtividade), T (trajetória) e Q (qualidade), conforme consta no Submódulo
3
2.5 do PRORET.
4 A metodologia de perdas técnicas regulatórias são definidas com base no Módulo 7 do Procedimentos de Distribuição –
PRODIST – e a metodologia das perdas não técnicas consta no Submódulo 2.6 do PRORET.
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Fls. 6 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
25. Importante ressaltar que a AMPLA não foi abarcada pela Revisão Tarifária Extraordinária
homologada pela Resolução Homologatória nº 1.858, de 27/02/2015, uma vez que a data do reajuste da
distribuidora estava próximo à data de homologação da RTE de 2015. Dessa forma, os custos que
motivaram a realização da RTE para as demais concessionárias foram considerados no processo tarifário
ordinário de 2015 da AMPLA.
III. DA ANÁLISE
III.1. Período de Referência
26. O período de referência para o reajuste anual da AMPLA é de março/2015 a fevereiro/2016.
III.2. Receita Anual
27. 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$ 4.660.777.657,99, conforme demonstrado na Tabela 2.
Tabela 2: Mercado no Período de Referência

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 9.462.404 | 4.326.783.166,87 |
| A2 (88 a 138 kV) | 150.295 | 46.625.102,67 |
| A3 (69 kV) | 118.889 | 44.972.970,09 |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 31.276 | 12.888.493,82 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 2.433.758 | 1.078.842.927,87 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 6.728.187 | 3.143.453.672,43 |
| Suprimento | 352.840 | 114.173.648,69 |
| Demais Livres | 1.688.923 | 192.808.225,09 |
| Distribuição | 34.021 | 5.633.022,55 |

Geração - 21.379.594,80

Total 11.538.188 4.660.777.657,99
III.3. Encargos Setoriais
28. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas5 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:
5 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL.
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Fls. 7 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro 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. 8 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro 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.
29. 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 | 10.271.585,73 | 5.685.055,72 | - |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 894.521.165,41 | 749.248.963,27 | - |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 85.844.250,01 | 197.567.625,51 | Previsão SGT -JAN/2016 |
| PROINFA | 63.561.386,17 | 89.610.808,27 | REH 2003/2015 |
| P&D e Eficiência Energética | 39.231.031,44 | 42.616.891,40 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Contribuição ONS | 112.297,01 | 123.408,12 | Contribuição JAN/16 - DEZ/16 |
| Total de Encargos Tarifários | 1.093.541.716 | 1.084.852.752 |  |

30. O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual
(CDE Uso), homologada pela REH 2.018, de 02/02/2016, os seguintes itens:
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela
REH 2.018, de 02/02/2016.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.
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Fls. 9 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
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.
31. 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".
32. 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
33. 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.
34. 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° 1.917, de 23/06/2015.
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35. Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na
Resolução Homologatória n° 1.918, de 23/06/2015, sendo consideradas também as informações presentes
no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.
36. 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 AMPLA, uma vez que
a AMPLA acessa a rede de distribuição das distribuidoras Light Serviços de Eletricidade S/A - LIGHT,
Energisa Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S.A - ENF. e Elektro Eletricidade e Serviços S/A. -
ELEKTRO.
37. 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).
38. 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 | 103.937.717,85 | 80.330.159,82 |
| Rede Básica Fronteira | 10.919.849,42 | 14.466.778,10 |
| Rede Básica ONS (A2) | 899.304,00 | 82.212,00 |
| MUST Itaipu | 19.064.334,65 | 21.471.094,55 |
| Transporte de Itaipu | 8.035.889,09 | 10.142.271,46 |
| Conexão | 9.817.378,01 | 12.466.154,95 |
| Uso do sistema de distribuição | 104.909.250,56 | 104.324.491,20 |
| Total dos Custos de Transporte | 257.583.723,58 | 243.283.162,07 |

Nota: O custo de conexão foi obtido da Resolução Homologatória nº 1.918/2015, atualizados pelo IPCA para a data de
aniversário contratual da distribuidora acessante.
III.5 Compra de Energia
39. 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.
40. Também a Lei n° 10.848, de 15/03/2004 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".
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41. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema
Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio de
licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações
de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei
n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes de
distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre concessionária
com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.

Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n.
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e
de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004;
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331,
de 16/9/2008;
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema 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
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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
42. 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.
43. 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.
44. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de
tensão e medição de energia elétrica6.
45. 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 1.703/2014 (última revisão tarifária da AMPLA) estabeleceu o percentual regulatório de
perdas técnicas de 8,18% (sobre energia injetada da concessionária) a ser aplicado nos reajustes tarifários
De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa
6
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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de 2014, 2015, 2016 e 2017. Já para as perdas não-técnicas (sobre o mercado faturado de baixa tensão),
o percentual estabelecido para o ano de 2016 foi de 16,7%.
46. 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 janeiro/2015 a dezembro/2015. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário
da AMPLA.
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas
Perdas DRA DRP

| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 18,10% | 16,70% |
| --- | --- | --- |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 8,18% | 8,18% |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 1,95% | 2,10% |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 6.728.187 | 6.728.187 |

47. 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.
48. A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da AMPLA 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 | 9.815.244 | 9.815.244 |
| Fornecimento | 9.462.404 | 9.462.404 |
| Suprimento | 352.840 MWh | 352.840 MWh |
| Consumidores Livres | 1.722.945 | 1.722.945 |
| Perdas Totais | 2.595.850 | 2.509.417 |
| Perdas Rede B. | 238.258 | 254.411 |
| Perdas na Distribuição | 2.357.592 | 2.255.006 |
| Perda Não Técnica | 1.217.802 | 1.123.607 |
| Perda Técnica | 1.139.790 | 1.131.399 |
| Energia Requerida | 12.411.093 | 12.324.661 |

III.5.2. Valoração da Compra de energia
49. 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
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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
50. 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$/MWh) (R$)
12.411.093 162,59 2.017.874.263,35
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP
51. 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.
52. 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.
53. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 7 considerando o período de
referência em questão.
54. 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.
55. No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os
seguintes procedimentos:
7 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos
relativos ao período de referência.
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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.
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 8/2016-SRM/ANEEL, de 15/01/2016, obedecida a data de reajuste prevista em cada contrato.
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.
a. A empresa, no entanto, solicitou que fosse implementado no reajuste atual o que preconiza
o artigo 19 da Lei nº 12.783, com o objetivo de mitigar o risco cambial da distribuidora na
compra de energia de Itaipu. Propõe-se que os valores da taxa de câmbio constantes das
tarifas das distribuidoras e os efetivamente pagos sejam concatenados com o reajuste da
distribuidora evitando a formação de ativo/passivo regulatório e o aumento/redução da
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004432/2015-70

Fls. 16 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
necessidade de capital de giro por parte das Distribuidoras. Em contrapartida, a Eletrobrás
celebraria contratos de forma a efetuar "hedge" da variação cambial e os custos financeiros
destas operações seriam incorporados na tarifa de Itaipu. Solicita também que, caso não
seja possível, que ao menos incorporem o maior câmbio ocorrido no período de 12 meses,
de forma a mitigar os valores na CVA.
b. Esse tema ainda carece de regulação, afinal o artigo da Lei somente autoriza a celebração
de contratos entre a União e Itaipu. Para que o artigo surta efeito nos reajustes tarifários, é
necessário uma adequação do contrato com cláusula explícita da mitigação do risco
cambial da distribuidora na compra de energia de Itaipu.
c. Portanto, por hora, será mantido o câmbio previsto no Submódulo 3.2 do PRORET.
vii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente de Angra e Cotas das
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL.
Especificamente para as usinas objeto do Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em
Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, foram utilizados os preços do resultado do
leilão.
56. A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de
energia adquirida.
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Fls. 17 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 7.384.532,17 | 6.375.618,65 | 208,73 | 1.330.792.533,90 |  |
| 4º LEE 2009-08 | 271.563,31 | 234.460,90 | 173,54 | 40.687.476,77 |  |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | 819,93 | 707,91 | 173,54 | 122.847,55 |  |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | 27.705,29 | 23.920,05 | 173,54 | 4.150.996,42 |  |
| 12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra | 1.715,61 | 1.481,21 | 176,63 | 261.633,32 |  |
| 12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra | 13.753,98 | 11.874,84 | 176,63 | 2.097.510,10 |  |
| 12º LEE 2014 36M/ Nova regra | 169.149,91 | 146.039,76 | 176,63 | 25.795.701,14 |  |
| 13º LEE 2014-05 DISP | 152.167,29 | 131.377,39 | 365,18 | 47.976.097,98 |  |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE | 4.133,16 | 3.568,47 | 320,85 | 1.144.936,75 |  |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE | 29.222,36 | 25.229,84 | 320,85 | 8.094.957,78 |  |
| 13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE | 389.283,62 | 336.097,65 | 320,85 | 107.836.427,18 |  |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP | 60.284,57 | 52.048,17 | 293,78 | 15.290.830,05 |  |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra | 3.992,19 | 3.446,75 | 222,45 | 766.740,08 |  |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra | 78.593,21 | 67.855,40 | 222,45 | 15.094.622,02 |  |
| 15º LEE DIS2-03ANOS/ Nova regra | 14.121,12 | 12.191,82 | 129,25 | 1.575.792,54 |  |
| 15º LEE DIS3-01ANOS/ Nova regra | 123.298,42 | 106.452,74 | 162,47 | 17.295.376,62 |  |
| 15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra | 988.347,00 | 853.313,85 | 147,31 | 125.701.663,07 |  |
| 1º LEN A-3 2008-15 T | 96.868,01 | 83.633,39 | 296,07 | 24.761.220,76 |  |
| 1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T | - | 1.736,68 - | 1.499,40 | 296,07 - | 443.926,17 |
| 1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T | - | 1.333,38 - | 1.151,21 | 296,07 - | 340.836,77 |
| 1º LEN A-3 2008-30 H | 13.700,45 | 11.828,62 | 193,78 | 2.292.193,38 |  |
| 2º LEN A-3 2009-15 T | 70.046,58 | 60.476,45 | 308,10 | 18.632.584,00 |  |
| 2º LEN A-3 2009-30 H | 136.378,56 | 117.745,80 | 226,22 | 26.636.078,43 |  |
| 4º LEN A-3 2010-15 T | 46.423,26 | 40.080,67 | 322,59 | 12.929.709,29 |  |
| 6º LEN A-3 2011-15 T | 19.090,52 | 16.482,27 | 269,33 | 4.439.184,14 |  |
| 17º LEN A-3 2016-20 DIS/ Nova regra | 128.197,83 | 110.682,77 | 146,53 | 16.218.811,42 |  |
| 17º LEN DIS-2016/ Nova regra | 128.197,83 | 110.682,77 | 147,88 | 16.368.017,57 |  |
| 1º LEN A-4 2009-15 T | 125.292,57 | 108.174,44 | 296,03 | 32.022.785,67 |  |
| 1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T | - | 2.134,46 - | 1.842,84 | 296,03 - | 545.532,96 |
| 1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T | - | 1.329,77 - | 1.148,09 | 296,03 - | 339.866,99 |
| 1º LEN A-4 2009-30 H | 9.818,50 | 8.477,04 | 207,06 | 1.755.297,92 |  |
| 01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés | - | 192,96 - | 166,60 | 208,44 - | 34.726,44 |
| 01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés | - | 213,45 - | 184,28 | 208,44 - | 38.412,46 |
| 1º LEN A-5 2010-15 T | 275.589,01 | 237.936,59 | 259,31 | 61.699.629,96 |  |
| 1º LEN A-5 2010-30 H | 284.221,15 | 245.389,37 | 208,44 | 51.149.432,30 |  |
| 01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés | - | 2.557,67 - | 2.208,23 | 208,44 - | 460.287,40 |
| 3º LEN A-5 2011-15 T | 136.012,56 | 117.429,81 | 280,31 | 32.916.394,60 |  |
| 3º LEN A-5 2011-30 H | 144.656,35 | 124.892,64 | 214,00 | 26.726.684,81 |  |
| 5º LEN A-5 2012-15 T | 481.180,05 | 415.438,71 | 265,02 | 110.098.350,72 |  |
| 5º LEN A-5 2012-30 H | 222.537,99 | 192.133,68 | 219,62 | 42.196.436,07 |  |
| 7º LEN A-5 2013-15 T | 1.154.959,01 | 997.162,45 | 267,19 | 266.433.950,67 |  |
| 7º LEN A-5 2013-30 H (alt. pelo decreto 170/2013) | 45.592,57 | 39.363,47 | 158,90 | 6.254.926,51 |  |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra | 141.650,12 | 122.297,14 | 130,99 | 16.019.243,33 |  |
| 13º LEN A-5 2016-30 H/ Nova regra | 24.476,09 | 21.132,04 | 113,75 | 2.403.753,19 |  |
| 15º LEN DSP20-2017/ Nova regra | 14.233,89 | 12.289,18 | 109,68 | 1.347.916,55 |  |
| 15º LEN QTD30-2017/ Nova regra | 14.140,00 | 12.208,12 | 116,57 | 1.423.076,03 |  |
| 3º LFA BIO-2016/ Nova regra | 15.927,04 | 13.751,01 | 227,56 | 3.129.166,84 |  |
| Estruturante Santo Antônio | 483.234,24 | 417.212,25 | 132,64 | 55.338.998,71 |  |
| Estruturante Santo Antônio - MCSD | 1.797,54 | 1.551,95 | 132,64 | 205.850,72 |  |
| Estruturante Jirau | 751.171,49 | 648.542,50 | 116,66 | 75.661.487,68 |  |
| Estruturante Jirau - MCSD | 9.800,46 | 8.461,47 | 116,66 | 987.147,93 |  |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | 46.532,30 | 40.174,81 | 115,64 | 4.645.837,35 |  |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | 44.153,62 | 38.121,12 | 115,64 | 4.408.347,18 |  |
| Bilaterais | 350.400,00 | 302.526,51 | 173,20 | 52.397.197,85 |  |
| Enertrade | 350.400,00 | 302.526,51 | 173,20 | 52.397.197,85 |  |
| Energia Base | 6.501.136,27 | 5.646.515,66 | 120,99 | 683.145.070,07 |  |
| Cota Angra I/Angra II | 393.472,80 | 339.714,49 | 206,29 | 70.079.701,30 |  |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 3.664.214,40 | 3.163.590,21 | 60,41 | 191.115.585,19 |  |
| Itaipu (tirando as perdas) | 2.197.530,17 | 1.897.292,07 | 222,40 | 421.949.783,58 |  |
| PROINFA | 245.918,90 | 245.918,90 | - | - |  |
| Total | 14.236.068,44 | 12.324.660,83 | 167,66 | 2.066.334.801,82 |  |

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Fls. 18 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
57. Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA8 e na DRP
para a AMPLA, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 2.017.874.263,35 e R$
2.066.334.801,82.
III.6. Parcela B
58. O Fator X9 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que
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.
59. A Resolução Homologatória nº 1.703/2014 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,66% e 0,65%, respectivamente, a serem aplicados na
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da AMPLA.
60. 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.
61. No caso da AMPLA a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos de 2013
e 2014 foi de 4,41%, de modo que o valor de componente Q do Fator X a ser aplicado na atualização da
Parcela B é de 0,00%.
Tabela 9: Fator X
Componentes Valor
Componente Pd do Fator X 1,66%
Componente T do Fator X 0,65%
Componente Q do Fator X 0,00%
Fator X 2,31%
O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo
8
preço médio de repasse do processo tarifário anterior.
9 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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Fls. 19 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
62. Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M10 e do Fator X. A variação
do IGP-M para o período de referência foi de 12,08%, enquanto o Fator X resultou em 2,31%. A tabela
abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP.
Tabela 10: Cálculo da Parcela B
Descrição Valores
Parcela B - DRA (R$) 1.291.777.955,31
IGP-M 12,08%
Fator X 2,31%
Parcela B - DRP (R$) 1.417.934.998,98
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
63. 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.
64. 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, o saldo das CVAs
foram apurados a partir de dados fornecidos diretamente pela concessionária à SGT, que
procedeu à análise das informações e promoveu os ajustes cabíveis. 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 SELIC11, de 14,15% a.a..
10 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV.
11 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§
1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do
reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias
e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.

Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzido a parcela da receita decorrente da
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos custos dos
CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de competência de
janeiro de 2015 a novembro12 de 2015, 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 CVAESS/EER para as competências de janeiro a novembro de 2015.
 Ressalta-se que está sendo finalizada a 4ª fase da AP 078/2011, que visa o
aperfeiçoamento do método de apuração do saldo da CVA, da Sobrecontratação/Exposição
de Energia e das Regras de Repasse dos Preços de Contratos de Compra de Energia. Em
vista disso, optou-se por já se utilizar a nova metodologia proposta pela área técnica para a
apuração da CVA Energia. Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) a consideração
de todas as faturas pagas de contratos por disponibilidade durante o período de fiscalização,
sem a necessidade de aguardar a liquidação dos efeitos de curto prazo; (ii) consideração
dos pagamentos resultantes de MACs que afetam a compra de energia; (iii) fim da
incidência do fator K, uma vez que as glosas de ineficiência de perdas e de vendas no curto
prazo serão calculadas a parte. Salienta-se que este procedimento foi adotado em caráter
provisório, devendo ser revisto o cálculo caso essa metodologia não seja aprovada no
fechamento da quarta fase da AP 78/2011.
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo:
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento
12 Para concatenar a liquidação do Mercado de Curto prazo de dezembro de 2015, postergada pela CCEE para o dia 08/03/2016,
não serão descontadas as receitas de bandeiras da AMPLA faturadas no mês de dezembro de 2015.
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Fls. 21 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
12 Meses
Delta 5° Dia Útil Anterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)

CVA CDE 89.623.062,89 98.465.032,28 105.706.117,82
CVA CDE Energia - - -

| CVA Rede Básica | 3.960.887,63 | 5.091.883,93 | 5.466.339,37 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| CVA Compra Energia | 282.087.085,17 | 307.243.601,45 | 329.838.193,14 |  |
| CVA Transporte Itaipu | 3.184.398,26 | 3.469.992,72 | 3.725.174,83 |  |
| CVA Proinfa | 4.950.810,93 | 5.067.956,08 | 5.440.651,87 |  |
| CVA ESS/ERR | - | 47.470.261,75 - | 51.787.330,92 - | 55.595.753,91 |
| Total | 336.335.983,12 | 367.551.135,54 | 394.580.723,12 |  |

Nota: o cálculo da CVA Energia considera apenas os volumes contratados para atendimento de 100% do mercado
regulatório, além das normas regulatórias vigentes (Resolução Normativa nº 255, de 06/3/2007) e Despacho nº 4.225,
de 10/12/2013.

Cumpre ressaltar que os contratos de garantia física (risco hidrológico) e os contratos de cota de Itaipu
foram os principais que impactaram no saldo da CVA de Energia, apurado em R$
329.838.193,14. A participação no mix de contratação da AMPLA desses contratos foram de 25%
e de 18%, respectivamente e, podem se justificar, o primeiro, pelo aumento substancial da tarifa dos
CCGFs em decorrência da consideração do preço das usinas licitadas no Leilão nº 12/2015 e, o
segundo, devido à alta do dólar ocorrida no período de análise, aliada à tarifa de repasse de Itaipu,
estabelecida pela Resolução Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a partir de
janeiro/2015. Com isso, houve uma grande diferença entre a tarifa de cobertura considerada no
processo tarifário anterior e o valor realizado, o que resultou em um impacto de 3,80% e 3,97% no
efeito médio do reajuste tarifário de 2016.
Composição do Mix da AMPLA na CVA
Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT - AMPLA
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Fls. 22 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
CVA Energia – AMPLA
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 2014 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
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Fls. 23 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa
de juros SELIC verificada. A SGT ressalta que no cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior
foram utilizados os valores de CVA do 5º dia útil após os ajustes realizados pela fiscalização da SFF, os
quais foram informados por meio dos Memorandos nºs 64/2016-SFF/ANEEL e 76-SFF/ANEEL, de
23/02/2016 e 26/02/2016, respectivamente.
iii) Repasse de Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo.
Conforme a REN nº 255/2007, com redação alterada pelas REN nº 305/2008 e nº 609/2014, e de acordo
com os critérios definidos no Despacho nº 4.225/2013, os valores obtidos para o repasse da
Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo foram:
a) Para o ano civil de 2015: Exposição de energia de 586.778,39 MWh. Provisoriamente, a
totalidade deste montante está sendo considerado como exposição involuntária, pois ainda não
foi calculado o montante definitivo pela ANEEL e, portanto, não se aplica o limite do Preço de
Referência – VR ao custo de aquisição desta energia no MCP. Destaca-se que a diferença entre
o valor recalculado com o montante de exposições contratuais involuntárias a ser publicado e o
valor considerado nesse reajuste tarifário deverá ser considerada no reajuste de 2017. Referido
montante de energia foi obtido com base em dados fornecidos pela CCEE e representa,
juntamente com o ajuste financeiro das operações no mercado de curto prazo, um repasse
tarifário de R$ 99.288.002,95.

Dos valores descritos acima foram deduzidos os valores repassados pela Conta
Bandeira à concessionária ao longo de 2015, de R$ 129.149.242,38, a título de
Exposição Involuntária, nos termos do inciso I do Art 4º-A do Decreto 7.891/2013.
 Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou
Exposição ao Mercado de Curto Prazo é de R$ (30.364.555,43), já atualizado para
preços de março de 2016, somando-se o resultado do MCP com as devidas
recontabilizações.
 Ressalta-se, no entanto, que não foi considerado o resultado do MCP de dezembro,
uma vez que a data de liquidação está fora do prazo permitido em regulamento (D-30).
Dessa forma, o valor do resultado do MCP de dezembro de 2015 deve ser considerado
no próximo reajuste tarifário da AMPLA.
 Cabe destacar que o Fator K não foi aplicado sobre as compras de energia realizadas
no mercado de curto prazo, conforme decisão da Diretoria da ANEEL proferida na 27º
Reunião Pública Ordinária realizada em 29/07/2014, no âmbito do processo
48500.001107/2011-21. Tal procedimento foi adotado em caráter provisório, devendo
ser revisto o cálculo caso essa metodologia não seja aprovada após a realização da
quarta fase da AP 78/2011. Por fim, ressalta-se que a alteração da metodologia do
Fator K tem reflexos sobre a apuração da CVA de energia, na medida em que a sua
aplicação passou a ser realizada somente sobre os contratos de compra de energia.
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Fls. 24 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
iv) Correção do cálculo de Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de
Curto Prazo de 2014, considerado no Reajuste Tarifário de 2015 da AMPLA. No cálculo do custo do
MCP de 2014, etapa integrante do cálculo do financeiro de Sobrecontratação/Exposição que constou no
Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2015, houve um equívoco no momento de considerar a tarifa média de
cobertura para janeiro de 2014. Tal tarifa foi considerada indevidamente com o valor nulo ou zero. A
consideração do valor correto para essa tarifa acarretou uma alteração do valor de repasse da exposição
de energia. Adicionalmente, a SGT procedeu à correção dos Mecanismos Auxiliares de Contabilização
(MAC) para o cálculo do PLD dos meses do ano civil de 2014. Por conseguinte, considerando as duas
correções relatadas anteriormente, o resultado do custo do MCP da AMPLA para 2014 se tornou R$
9.784.659,06, descontando os repasses da CDE.
 Logo, como no RTA de 2015 foi considerado R$ 33.269.055,19 para o custo do
MCP, a SGT recomenda que a AMPLA devolva para os seus consumidores cativos
a diferença de -R$ 26.591.145,67, valor esse já atualizado para março de 2016 pela
Taxa Selic.
v) Exposição a Diferenças de Preços entre Submercados. Conforme dispõe o artigo 28 do
Decreto nº 5.163/2004, as regras de comercialização preveem mecanismos específicos para o rateio dos
riscos financeiros decorrentes de diferenças de preços entre submercados, eventualmente impostos aos
agentes de distribuição que celebrarem os CCEARs na modalidade de quantidade de energia. A SGT
apurou, com base nos relatórios da CCEE, o valor da exposição líquida, atualizado pelo IPCA, referente ao
período de janeiro a novembro de 2015.
vi) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao
cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no
período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, devidamente
atualizadas pela taxa SELIC.
vii) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de fevereiro de 2015 a janeiro de 2016,
atualizados pelo IPCA, tendo sido fiscalizados 13 pela Superintendência de Fiscalização Econômica e
Financeira – SFF.
viii) Passivo das Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) - RTA
2015. Não foram reconhecidos, no reajuste de 2015, os pagamentos efetuados pela distribuidora referente
às garantias financeiras por devido aos mesmos não terem sidos fiscalizados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF a tempo de serem incluídos no reajuste. No dia 10/3/2015, por
meio do Memorando nº 173/2015, a SFF apresentou os valores despendidos de garantias financeiras pela
AMPLA, referente aos meses de fevereiro de 2014 a janeiro de 2015, que foram considerados no atual
reajuste, devidamente atualizados pelo IPCA.
13 Memorandos nºs. 64/2016-SFF/ANEEL e 76/2016-SFF/ANEEL, de 23/2/2016 e 26/2/2016, respectivamente.
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Fls. 25 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
ix) Ajuste Financeiro CUSD. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da Portaria
Interministerial n° 25/2002, ajustou-se financeiramente os custos decorrentes dos Contratos de Uso do
Sistema de Distribuição (CUSDs) firmados entre a AMPLA e as distribuidoras LIGHT, ENF E ELEKTRO.
x) Diferença de receita referente ao recálculo do IRT 2015 da AMPLA. Conforme
determinação da Diretoria exarada no voto que conduziu à alteração do resultado do reajuste tarifário anual
de 2015 da AMPLA, por meio da Resolução nº 1.869, de 7/4/2015, foi incluído um componente financeiro
negativo correspondente à diferença entre as tarifas aprovadas pela Resolução nº 1.861, de 10 de março
de 2015 e a tarifa nova da Resolução nº 1.869/2015. Dessa forma, está sendo revertido o valor de -R$
13.141.324,78, atualizado pelo IGPM, correspondente à diferença de tarifa entre os dias 15 de março e 8
de abril de 2015.
xi) 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.
xii) Diferencial Eletronuclear. É a diferença14 entre a tarifa praticada e a de referência entre
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009.
xiii) Penalidade por descumprimento de metas de universalização. Conforme Despacho n°
294, de 10 de fevereiro de 201415 e previsto na Resolução Normativa nº 238, de 28 de novembro de 2006,
que alterou os critérios de aplicação de penalidades, estabelecidos pelo art. 14 da Resolução nº 223, de 29
de abril de 2003, referentes ao não cumprimento, por parte das concessionárias e permissionárias de serviço
público de distribuição de energia elétrica, das metas estabelecidas para o Programa de Universalização,
foi considerado no atual reajuste da Ampla o valor negativo de -R$ 709.840,05, referente ao Valor Redutor
calculado na forma dos §§ 6º e 7º do referido art. 14 da referida Resolução. Destaca-se que esta é a 3ª
parcela da penalidade, de um total de 5. As duas parcelas restantes deverão ser consideradas, devidamente
corrigidas, nos reajustes subsequentes da concessionária.
xiv) Decisão judicial em favor dos associados da ABRACE. Os associados da Associação
Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE tiveram decisão liminar
favorável no Processo Judicial n. 26648-39.2015.4.01.3400 para suspender o pagamento da parte
controversa do encargo tarifário CDE, bem como alterar a forma de rateio dos valores remanescentes da
quota, de forma proporcional ao uso dos sistemas de distribuição e transmissão.
14 A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 - 1º Leilão e seu valor será repassado
mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear nos anos de 2013 a 2015, conforme parcelas homologadas pela Resolução
Homologatória 1.585/2013.
15 Processo nº 48500.003260/2013-55
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Fls. 26 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
 A Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar por meio do Despacho
nº 3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 24 de setembro
de 2015, data da 12ª Reunião Pública Extraordinária, realizada após a análise das
contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 57/2015. Posteriormente a
REH nº 1986 de 10 de novembro de 2015 alterou a REH nº 1967 e ampliou o alcance
da liminar para novas unidades consumidoras.
 As tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e nº 1986/2015 tiveram vigência a
partir de 3 de julho de 2015. Nestes atos publicada a relação de consumidores
alcançados pela liminar para cada distribuidora e também das unidades consumidoras
que percebem o pagamento da TUST.
 Os consumidores deveriam comprovar à respectiva distribuidora acessada que é parte
afetada na Ação Ordinária do Processo Judicial por meio de documentos que vinculem
a unidade consumidora à ABRACE.
 Assim, nos processos tarifários deliberados após a REH nº 1.967/2015, faz-se
necessário a realização de procedimento extraordinário de cálculo para dar
cumprimento à decisão, conforme descrito a seguir:
O ítem III.2.1 da Nota Técnica nº 255/2015-SGT/ANEEL, disponibilizada junto
o
à REH nº 1.967/2015 detalha a metodologia de cálculo da componente tarifária
TUSD-CDE para os associados da ABRACE;
Nas REH nº 1.967/2015, 1.986/2015 e nos processos tarifários
o
(reajuste/revisão) tarifários posteriores foram publicadas tarifas específicas
para os Associados da Abrace, para os dois ambientes de contratatação
(LIVRE e CATIVO) e para as modalidades tarifárias aplicáveis a cada subgrupo
tarifário de acordo com o mercado fornecido pela distribuidora;
o A distribuidora encaminhou dados complementares no SAMP16 detalhando o
mercado de consumo (MWh) para o período de referência do processo tarifário,
associando-o aos consumidores ABRACE. As orientações foram fornecidas à
distribuidora pelos Ofícios-Circulares nº 27/2015-SGT/ANEEL e nº 37/2015SGT/ANEEL;
De acordo com a decisão proferida pela Diretoria, como não foi alterada a
o
obrigação de recolhimento da quota da CDE definida pela REH nº 1.857/2015,
a distribuidora fará jus a um reconhecimento financeiro da diferença entre a
tarifa de equilíbrio apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada
16 Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica, onde os agentes informam os dados
de faturamento.
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Fls. 27 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
pela REH nº 1.967/2015, considerando o mercado faturado nos termos do art.
4º da REH nº 1.967/2015. No presente caso o valor apurado em relação ao
período de 3/7/2015 a 14/3/2015 foi de R$ 12.482.214,83;
o Este financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da
distribuidora e não deverá incidir sobre os associados da ABRACE;
 A preservação das tarifas econômicas é adequada, pois a decisão proferida não alterou
o regulamento vigente e ainda está sendo cumprida na forma liminar, facilitando a
operacionalização do cálculo no caso de sua reversão.
65. A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros:
Tabela 12: Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 55.551.015,78 | 1,19% |  |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 329.838.193,14 | 7,08% |  |
| CVA em Processamento - Transmissão | 9.191.514,20 | 0,20% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 3.867.872,66 | 0,08% |  |
| Neutralidade dos Encargos | 21.220.794,42 | 0,46% |  |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | - | 30.364.555,43 | -0,65% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 669.247,91 | 0,01% |  |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | 840.766,84 | 0,02% |  |
| Penalidade por descumprimento de meta de universalização | - | 709.840,05 | -0,02% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | - | 4.505,30 | 0,00% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 117.652,59 | 0,00% |  |
| Ajuste Liminar Abrace | 12.482.215 | 0,27% |  |
| Passivo das Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) - R | 991.641 | 0,02% |  |
| Correção MCP 2014 (CVA 2015) | (26.591.146) | -0,57% |  |
| Diferença de receita ref. recálculo do IRT 2015 da AMPLA | (13.141.325) | -0,28% |  |
| Total | 363.959.542,14 | 7,81% |  |

66. A distribuidora pleiteou um componente financeiro referente à previsão de financeiro de
sobrecontratação ou exposição para 2016, calculado conforme as regras definidas na AP 078/11.
67. Apesar de existir a previsão deste componente financeiro, resultado da 3ª fase da AP
78/2011, sua aplicação nas tarifas está suspensa desde 2014, quando da criação da Conta-ACR e depois
com o advento da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias que cumprem, per se, a
função de antecipar esses custos à concessionária.
68. Pode existir, no entanto, a argumentação que em um cenário de bandeira verde, ou seja,
na ausência de arrecadação via bandeira tarifária, e com uma eventual situação em que a distribuidora
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Fls. 28 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
esteja sobrecontratada e um ambiente de PLD baixo, a previsão se faz necessária para antecipar uma
receita que cobrirá a diferença entre o custo da compra de energia valorada ao Pmix e a liquidação no curto
prazo a um PLD muito baixo.
69. No entanto, espera-se que esses custos sejam suportados com uma receita excedente
proveniente de cobertura tarifária elevada para os contratos por disponibilidade, afinal, a cobertura para
fazer frente ao custo com a geração térmica foi calculada considerando o PLD a um patamar 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.
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT
70. 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.
71. 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.
72. 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.
73. 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 e da CVAESS/EER da concessionária.
74. 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 AMPLA não sofresse um aumento adicional médio de
10,30%
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
75. 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
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Fls. 29 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
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.
76. 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.
77. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a
distribuidora no período de competência de março/2016 a fevereiro/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 março/2015 a fevereiro/2016.
Tabela 13: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

| TIPO | Ajuste (R$) | Previsão (R$) | Valor Mensal (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 467.105,86 | 3.167.926,89 | 3.635.032,75 |  |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | - | 52.824,50 | 889.660,39 | 836.835,88 |
| Subsídio Distribuição | 579.305,61 | 1.203.881,93 | 1.783.187,55 |  |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 6.110,86 | 1.902.303,45 | 1.908.414,31 |  |
| Subsídio Rural | - | 69.448,66 | 3.913.965,58 | 3.844.516,92 |

Subsídio Irrigante/Aquicultor - - -

Total 930.249,17 11.077.738,23 12.007.987,41
VI. Demais Considerações
78. A Distribuidora, na Carta AMPLA 028-DR-16, de 15/2/2016 apresentou informações para o
cálculo do Reajuste Tarifário Anual de 2016, além de realizar algumas considerações no processo tarifário.
Algumas dessas considerações já foram tratadas ao longo desta Nota Técnica e as demais serão analisadas
a seguir:
79. A empresa alega que sua área de concessão vem enfrentando aumento expressivo do
número de clientes nas chamadas "áreas de risco", onde o acesso das equipes é restrito e a complexidade
social e o alto nível de violência restringem a atuação da fiscalização na rede elétrica, o corte de energia e
o combate a furto e fraudes.
80. À vista disso, solicita a suspensão da trajetória de perdas não técnicas até que seja atendida
a qualidade do sistema e se possa retomar os esforços para redução das perdas. Além disso, a
concessionária reivindica uma discussão mais ampla para redefinição dos níveis de trajetória de perdas
levando-se em consideração essas novas áreas de risco.
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Fls. 30 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
81. Em relação à trajetória das perdas não técnicas, salienta-se que esse procedimento é
definido no processo de revisão tarifária, segundo critérios comparativos com outras concessionárias que
possuem as chamadas "áreas de risco" de complexidade socioeconômicas similares e, para a definição da
trajetória, parte-se de informações repassadas pela própria empresa, segundo estabelece o item 3.4, do
Submódulo 2.6.
82. Suspender a trajetória é criar uma exceção apenas para a AMPLA, em meio a outras
concessionárias com contexto socioeconômico parecido ou até mais crítico. Além do mais, por ser uma
metodologia que contou com a informação e participação da própria Distribuidora, não se acredita que o
contexto da área de concessão, em apenas 2 anos, tenha mudado drasticamente que enseje a suspensão
da aplicação da trajetória.
83. Ademais, a aplicação da trajetória tem como pressuposto a regulação por incentivo,
partindo-se de parâmetros definidos a cada 4 anos, no processo de revisão. Excepcionalizar a aplicação da
evolução das perdas não-técnicas com o fulcro de que o contexto socioeconômico da área de concessão
piorou, quando comparado à época da revisão, é estabelecer precedente para o Poder Concedente,
discricionariamente, suspender a trajetória a favor da modicidade tarifária quando as perdas não-técnicas
são menores do que as previamente estipuladas para o período.
84. Portanto, recomenda-se o não acatamento da solicitação de suspensão da trajetória das
perdas não-técnicas.
85. A concessionária também requer atualização dos valores dos serviços cobráveis de modo
que os mesmos representem os custos efetivos na prestação dos serviços, em especial no tocante à taxa
de religação.
86. No que se refere à atualização dos valores dos serviços cobráveis, o Ofício nº 328/2015SEM-SGT-SRD/ANEEL, de 23 de novembro de 2015 já tratou dessa mesma questão em resposta à
empresa controladora da AMPLA, a Enel Brasil Participações Ltda..
87. No citado Ofício, ressaltou-se que:
"(...) os valores dos serviços cobráveis, homologados pela ANEEL, não necessariamente
devem cobrir os exatos custos incorridos pela distribuidora na sua prestação.
7. Especificamente no que se refere à taxa de religação, o estabelecimento dos
valores cobráveis tem como objetivo atuar como sinal econômico para induzir o consumidor
a não incorrer na situação de inadimplência de maneira indistinta, devendo, por outro lado,
ser calibrado de modo a não se tornar um ônus excessivo ao consumidor.
8. Assim, sob o aspecto regulatório, a simples majoração da taxa de religação não
necessariamente reduzirá a inadimplência e, ainda, poderá eventualmente dificultar o
pagamento do indébito com a majoração de mais um valor a ser pago pelo consumidor."
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Fls. 31 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
88. Portanto, como o assunto já foi tratado no âmbito da Agência, envolvendo, inclusive, três de
suas Superintendências, recomendamos o não acolhimento do pleito da Distribuidora.
89. Por fim, dois outros pontos destacados pela Concessionária em seu pleito referem-se a
assuntos já tratados no pedido de Revisão Extraordinária e que foram negados pela Diretoria da ANEEL,
por meio do Despacho nº 449/2016. Trata-se do pedido de ajuste da Parcela B de forma a refletir o
percentual de receita irrecuperável definido em sua revisão tarifária; e da solicitação da incorporação do
adicional de custo de captação maior que a SELIC como financeiro nesse reajuste tarifário.
90. Uma vez que os assuntos já foram recentemente e amplamente discutidos por meio da Nota
Técnica nº 25/2016-SGT/ANEEL, de 12 de janeiro de 2016 e no voto do Diretor Relator na 5ª Reunião
Pública Ordinária, de 23 de fevereiro de 2016, opina-se pelo não acatamento do pedido da Empresa.
VII. Análise dos Resultados
91. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da AMPLA - Ampla Energia e Serviços S/A conduz a um
efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 7,38%, sendo de 7,89%, em média, para os
consumidores conectados na Alta Tensão e de 7,15%, em média, para os consumidores conectados na
Baixa Tensão.
Tabela 14: Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 7,89%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 7,15%
Efeito Médio AT+BT 7,38%
92. O efeito médio de 7,38% 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.
93. A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de
3,25%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A na Data do Reajuste Anterior – DRA apenas
os custos estabelecidos no reajuste de 2015, uma vez que, diferente das outras Distribuidoras de energia,
a AMPLA não foi abarcada pela Revisão Tarifária Extraordinária ocorrida em março de 2015.
94. Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o
efeito médio em 0,55% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 2,71%.
Tabela 15: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
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Fls. 32 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 0,76% | 0,55% | 70,54% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -0,79% | -0,19% | 22,54% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | -44,65% | -0,10% | 0,12% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -30,30% | -3,64% | 8,12% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 10,52% | 0,27% | 2,72% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 5,62% | 0,26% | 4,73% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 130,15% | 2,40% | 4,11% |
| PROINFA | 40,98% | 0,56% | 1,86% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 8,63% | 0,07% | 0,89% |
| ONS | 9,89% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | -5,55% | -0,31% | 5,06% |
| Rede Básica | -22,71% | -0,51% | 1,67% |
| Rede Básica Fronteira | 32,48% | 0,08% | 0,30% |
| Rede Básica ONS (A2) | -90,86% | -0,02% | 0,00% |
| MUST Itaipu | 12,62% | 0,05% | 0,45% |
| Transporte de Itaipu | 26,21% | 0,05% | 0,21% |
| Conexão | 26,98% | 0,06% | 0,26% |
| Uso do sistema de distribuição | -0,56% | -0,01% | 2,17% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2,40% | 1,04% | 42,94% |
| PARCELA B | 9,77% | 2,71% | 29,46% |
| Índice de Reajuste Tarifário Anual - IRT | 3,25% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 7,81%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 1,19%
CVA em Processamento - Energia comprada 7,08%
CVA em Processamento - Transmissão 0,20%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 0,08%
Neutralidade dos Encargos 0,46%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,65%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,02%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização -0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Ajuste Liminar Abrace 0,27%
Passivo das Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) - RTA 201 0,02%
Correção MCP 2014 (CVA 2015) -0,57%
Diferença de receita ref. recálculo do IRT 2015 da AMPLA -0,28%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,68%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,38%
95. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 7,81% no atual reajuste
da AMPLA.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.004432/2015-70

Fls. 33 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
96. 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 -3,68% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos
consumidores.
97. O Valor da Parcela A apresentou uma variação de 0,76% em relação ao Reajuste de 2015,
representando 0,55% na composição do efeito médio, com destaque para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em redução de -0,79%
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito
médio de -0,19%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, conforme Resolução
Homologatória nº 2.018, de 2 de fevereiro de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -3,64% no atual
reajuste da AMPLA.
ii) Custos de Transmissão. Variação de -5,55% em relação ao Reajuste de 2015,
correspondendo a um efeito médio de -0,31%. A variação dos custos de Transmissão é explicada pelos
seguintes fatores: (i) pela Parcela de Ajuste negativa que compensa déficits ou superávits de arrecadação
que ocorrem no âmbito da apuração realizada pelo ONS em relação ao Ciclo anterior, (ii) a redução da
proporção atribuída ao segmento de consumo no rateio do pagamento do montante a ser arrecadado por
meio de TUST-RB.
iii) Compra de Energia. Variação de 2,40% em relação ao processo anterior, contribuindo
para um efeito médio de 1,04%. 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, e a saída do 18º Leilão de Ajuste do portfólio de compra de energia da
concessionária em função do fim de seu período de suprimento compensaram, em grande parte, o aumento
dos demais contratos do mix da distribuidora, de modo que a tarifa média de compra de energia da
concessionária não sofreu alteração significativa em relação ao processo tarifário anterior.
98. A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em
relação ao processo anterior.
Tabela 16: Comparação da variação do custo de energia
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Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Tipo de contrato | RTA 2015 | Processo Atual | Variação | RTA 2015 | Processo Atual | Variação |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 213.033,91 | 349.871,39 | 64,23% | 320,18 | 271,92 | -15,07% |
| Existente - CCEAR-QTD | 1.336.798,31 | 1.978.279,56 | 47,99% | 194,89 | 194,24 | -0,34% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 2.451.337,94 | 2.827.133,99 | 15,33% | 252,31 | 252,10 | -0,08% |

832.672,80 193,18

| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 892.557,57 | 7,19% | 208,02 | 7,69% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ajuste - CCEAR | 298.981,08 | 0,00 -100,00% | 388,18 | 0,00 | -100,00% |  |
| Madeira e Belo Monte | 1.013.660,49 | 1.336.689,66 | 31,87% | 111,02 | 122,39 | 10,24% |
| Bilateral | 351.360,00 | 350.400,00 | -0,27% | 150,83 | 173,20 | 14,83% |
| Cota Angra I e Angra II | 402.872,62 | 393.472,80 | -2,33% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 3.461.781,31 | 3.664.214,40 | 5,85% | 33,34 | 60,41 | 81,20% |
| Itaipu | 2.244.811,68 | 2.197.530,17 | -2,11% | 231,15 | 222,40 | -3,79% |
| Proinfa | 238.106,01 | 245.918,90 | 3,28% | 0,00 | 0,00 | - |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -256.993,33 | -1.911.407,61 643,76% | 165,72 | 171,07 | 3,23% |  |
| TOTAL | 12.588.422,82 | 12.324.660,83 | -2,1% | 162,59 | 167,66 | 3,1% |

99. A atualização da Parcela B representou 2,71% na composição do efeito médio, refletindo a
variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X.
100. 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
Custo de
Setoriais
Transmissão
22,5%
5,1%
Custo de
Distribuição
Custo de 29,5%
Energia
42,9%
101. 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 24,3% para o ICMS e 6,3%
para o PIS e COFINS (total de 30,6% por dentro), o que equivale a uma majoração de 44,10% por fora sobre
o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
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Custo de
Transmissão
3,5%
Encargos
Setoriais
15,6%
Custo de ICMS 24,3%
Tributos
Energia
29,8% 30,6%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 6,3%
20,4%
102. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial
da AMPLA nos últimos dez anos, comparada com a variação do IGP-M e IPCA no mesmo período.
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)
700,00
650,00 Tarifa B1 Residencial
600,00
Variação IGPM
550,00
541,95
Variação IPCA
500,00
506,92
450,00
398,86
391,91

400,00 427,01 389,31
401,88
350,00 393,97
373,94
359,73
300,00
250,00
200,00
150,00

mar/07 mar/08 mar/09 mar/10 mar/11 mar/12 mar/13 mar/14 abr/15 mar/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute
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Fls. 36 Nota Técnica nº 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
103. 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
104. 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 do Contrato de Concessão nº 005/96.
IX. DA CONCLUSÃO
105. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº. 005/96, no que consta do
Processo nº 48500.004432/2015-70 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:
i) pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de 11,06% a ser aplicado
às tarifas da AMPLA, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 7,38% sendo de 7,89% em média para os consumidores
conectados em Alta Tensão (AT) e de 7,15% 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 AMPLA;
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;
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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X. DA RECOMENDAÇÃO
106. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
WELLINGTON CARLOS CARVALHO
Especialista em Regulação
De acordo:
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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