REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2074/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado da quarta revisão tarifária periódica e o reposicionamento tarifário a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica, e das Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Empresa Elétrica Bragantina S.A - EEB.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-05-09
Autor: ANEEL

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E
G E S T Ã O T A R I F Á R I A
Nota Técnica nº 125/2016-SGT/ANEEL
Brasília, 28 de abril de 2016
Q U A R T A R E V I S Ã O T A R I F Á R I A
P E R I Ó D I C A
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
B R A G A N T I N A - E m p r e s a E l é t r i c a B r a g a n t i n a
S / A .
FINAL
Agência Nacional de Energia Elétrica
Superintendência de Gestão Tarifária
SGAN 603 / Módulo "I" – 1º andar
CEP: 70830-030 – Brasília – DF
Tel: + 55 61 2192-8695
Fax: + 55 61 2192-8679
48581.001273/2016-00

ÍNDICE
I. OBJETIVO
.......................................................................................................................................................................... 2
III. ANÁLISE ......................................................................................................................................................................... 4
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO ................................................................................................................... 6
III.2 RECEITA VERIFICADA ...................................................................................................................................... 7
III.3 PARCELA B ........................................................................................................................................................... 7
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO) ....................................................................................................................... 7
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI) ................................................................................................................ 9
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR) .......... 10
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI). ..................................................... 16
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO
DE INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE .................................................................................................. 17
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR) ............................................................................................................................... 18
III.4 PARCELA A ......................................................................................................................................................... 20
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE) ...................................................................... 20
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT) . 28
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) ......................................................................................................................... 29
III.5 FATOR X .............................................................................................................................................................. 32
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS .............................................................................................. 36
Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT .......................................................................................................... 40
Subvenção CDE – Descontos Tarifários ................................................................................................................................. 41
III.7. RESULTADO DA REVISÃO ............................................................................................................................. 42
IV. CONCLUSÃO ........................................................................................................................................................ 43

(Fls. 2 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
Nota Técnica no 125/2016–SGT/ANEEL
Em 28 de abril de 2016.
Processo n.º 48500.004452/2015-41
Assunto: Quarta Revisão Tarifária Periódica da
BRAGANTINA- Empresa Elétrica Bragantina
S/A..
I. OBJETIVO
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da quarta revisão tarifária periódica da
BRAGANTINA- Empresa Elétrica Bragantina S/A. consolidada após análise das contribuições trazidas no
âmbito da Audiência Pública (AP) 006/2016.
2. O Módulo 2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabeleceu as
metodologias aplicáveis a quarta revisão tarifária periódica da BRAGANTINA. Uma revisão conceitual
das metodologias aplicáveis, que vai além do escopo da presente Nota Técnica, pode ser feita a partir das
seguintes referências:
 Submódulo 2.1 e Nota Técnica 065/2015-SRM/SGT/ANEEL: Procedimentos Gerais;
 Submódulo 2.2 e Nota Técnica 066/2015-SRM/SGT/ANEEL: Custos Operacionais;
 Submódulo 2.3 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Base de Remuneração Regulatória;
 Submódulo 2.4 e Nota Técnica 022/2015-SRE/ANEEL: Custo de Capital;
 Submódulo 2.5 e Nota Técnica 067/2015-SRM/SGT/ANEEL: Fator X;
 Submódulo 2.6 e Nota Técnica 106/2015-SRM/SGT/ANEEL: Perdas de Energia;
 Submódulo 2.7 e Nota Técnica 105/2015-SRM/SGT/ANEEL: Outras Receitas;
 Submódulo 2.8 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Geração Própria de Energia.
3. A Seção II apresenta uma breve descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da
BRAGANTINA. A Seção III descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo do
Reposicionamento Tarifário, Receita Verificada, Parcela B, Parcela A, Outras Receitas, Componentes
Financeiros e Fator X. A seção IV traz as conclusões.

(Fls. 3 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
II. DOS FATOS
4. Em 03 de fevereiro de 1999 foi assinado o Contrato de Concessão n°nº 12/1999, entre a União
e a empresa BRAGANTINA, por intermédio da ANEEL, para a prestação do serviço público de distribuição de
energia elétrica na área da concessionária.
5. No referido contrato, a Sétima Subcláusula da Cláusula Sétima - Tarifas Aplicáveis na
Prestação dos Serviços estabeleceu que a primeira revisão tarifária periódica dos valores das tarifas de energia
elétrica da concessionária ocorreria um ano após o quarto reajuste anual concedido. A partir desta primeira
revisão, as subsequentes seriam realizadas a cada quatro anos.
6. Em dezembro de 2015, em processo conduzido pelo Ministério de Minas e Energia, foram
assinados Termos Aditivos aos Contratos de Concessão citados, tendo por objeto formalizar a prorrogação das
concessões pelo período de 30 anos.
7. As metodologias aplicáveis a quarta revisão da concessionária são definidas nos Módulos
2 e 7 do PRORET que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária aplicável.
As alterações no Módulo 2 foram aprovadas em abril de 2015 por meio da Resolução n° 660/2015.
8. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27 de fevereiro de 2015, homologou o resultado da
Revisão Tarifária Extraordinária - RTE das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. Os custos
adicionais considerados na RTE foram alocados como componentes financeiros, não alterando as tarifas
econômicas homologadas nos processos tarifários de 2014.
9. Por meio do Ofício nº 192/2015-SGT/ANEEL, de 11/12//2015, foram solicitadas as informações
iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, que foram encaminhadas pela Carta Ref.:
BRAGANTINA/VPR-ANEEL/Nº001/2016, de 05 de janeiro de 2016.
10. Em 23/02/2016, na 5° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a AP
n° 006/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de
contribuições se estendeu de 24 de fevereiro a 28 de março, com sessão presencial em 11 de março de 2016
na cidade de Bragança Paulista - SP.
11. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando n° 0159/2016-SRD-ANEEL de 27/04/2016.
12. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 222/2016-SFF/ANEEL, de 27/04/2016.
13. No dia 12/04/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das
contribuições trazidas na AP n° 006/2016, foi encaminhada à BRAGANTINA e ao Conselho de Consumidores.
No dia 19 de abril, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da
14.
empresa, para discutir a proposta final da revisão tarifária. A reunião com o conselho de consumidores ficou
agendada para o dia 20 de abril, porém os representantes do conselho não compareceram.

(Fls. 4 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
III. ANÁLISE
15. Na Revisão Tarifária Periódica – RTP as tarifas são reposicionadas levando-se
em consideração os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e as
alterações na estrutura de custos.
16. No momento da RTP também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos reajustes
tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de produtividade obtidos pela
concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de incentivos que foram estabelecidos
pela ANEEL nos processos tarifários.
17. O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a Receita
Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos 12 (doze) meses
imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.
18. A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada dos
investimentos necessários para a prestação dos serviços dos serviços de distribuição de energia elétrica. O
cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos relacionados às atividades de
geração e transmissão e aos encargos setoriais.
19. A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem alteradas as
tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O resultado da razão entre
essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em média.
20. O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte fórmula:
𝐑𝐑 (1)
𝑹𝑻= ( 𝐑𝐕−𝟏) × 𝟏𝟎𝟎
onde:
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);RR: Receita Requerida; e
RV: Receita Verificada.
21. A Receita Requerida é dividida em duas parcelas: a primeira, denominada de Parcela A,
envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos clientes, uso dos sistemas
de transmissão e encargos setoriais. Em geral, a distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de
custos, e em razão disso estes valores são repassados para os clientes da empresa.
22. A segunda parcela, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a prestação do
serviço de distribuição de energia. São custos inerentes da atividade de distribuição, que estão sujeitos ao
controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e, por definição, são repassados por
meio de valores regulatórios.
23. Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte forma:
(2)
𝑹𝑹= 𝑽𝑷𝑨+ 𝑽𝑷𝑩

(Fls. 5 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
onde:
RR: Receita requerida;
VPA: Valor da Parcela A;
VPB: Valor da Parcela B;
24. No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita da
concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos necessários para
a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com gestão de pessoas,
infraestrutura física e materiais e serviços.
25. Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa de retorno
para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No cálculo dos custos de capital
também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa a recomposição dos investimentos
realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo da vida útil dos bens e direitos.
26. Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de forma a
assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente para o pagamento
do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL.
27. No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B também se faz necessário a atualização dos
valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da vigência das tarifas
estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do utilizado como referência para o
cálculo da revisão.
Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação dos
28.
mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão tarifária. Por fim,
são descontadas as Outras Receitas auferidas pela concessionária, que são revertidas em parte para a
modicidade tarifária.
29. A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao nível de
preços.
𝑽𝑷𝑩= (𝑪𝑨𝑶𝑴+ 𝑪𝑨𝑨) ∙(𝟏−𝑷𝒎− 𝑴𝑰𝑸) −𝑶𝑹 (3)
onde:
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;
CAA: Custo Anual dos Ativos;
𝑃𝑚: Fator de Ajuste de Mercado; e
𝑀𝐼𝑄: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade;
𝑂𝑅: Outras Receitas

(Fls. 6 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
30. Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é dado pela soma
dos componentes abaixo:
𝑪𝑨𝑶𝑴= 𝑪𝑶+ 𝑹𝑰 (4)
onde:
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção;
CO3: Custos Operacionais e
RI: Receitas Irrecuperáveis.
Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo:
31.
𝑪𝑨𝑨= 𝑹𝑪+ 𝑸𝑹𝑹+ 𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰 (5)
onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos;
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos;
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades).
32. A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A:
(6)
𝑽𝑷𝑨= 𝑪𝑬+ 𝑪𝑻+ 𝑬𝑺
onde:
VPA: Valor de Parcela A;
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria;
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica.
33. Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é semelhante ao
adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos componentes de Parcela A estão
descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET.
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
34. O reposicionamento tarifário calculado para a BRAGANTINA, para aplicação a partir
de 10 de maio de 2016, resultou no percentual total médio de -2,54%, em relação aos custos de Parcela A e B
atualmente contidos nas tarifas.
Tabela 1. Reposicionamento Tarifário Médio
Descrição Valores (R$)
VPA+VPB 330.983.825,12
Receita Verificada 339.600.227,40
Reposicionamen -2,54%

(Fls. 7 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
III.2 RECEITA VERIFICADA
35. No cálculo da Receita de Verificada foram considerados os dados de mercado disponíveis
no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP para o
período de maio de 2015 a abril de 2016 e as tarifas de base econômica homologadas no último processo
tarifário, resultando em faturamento anual de R$ 339.600.227,40.
36. O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo tarifário e
nível de tensão:
Tabela 2 – Receita Verificada

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 710.769 | 306.687.120,72 |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 1.601 | 638.276,82 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 272.328 | 102.926.988,74 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 436.841 | 203.121.855,16 |
| Demais Livres | 346.197 | 32.692.906,69 |

Geração - 220.200,00

Total 1.056.967 339.600.227,40
III.3 PARCELA B
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO)
37. A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Sumódulo 2.2 do PRORET,
estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente dos custos
operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.
38. A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras levando-se
em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo
de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos ao longo
do ciclo tarifário.
39. No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data
da revisão observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado, perdas não
técnicas ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.
40. Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com
a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos operacionais
presente na tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking, parte da diferença é
incorporada no momento da revisão e a parcela remanescente é considerada para fins de cálculo do
Componente T do Fator X.

(Fls. 8 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
41. Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite superior
do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator T são calculados de
forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite superior.
Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do intervalo, o valor de custos operacionais
reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma criar uma trajetória de aumento da Parcela B ao
longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim, se os valores estiverem contidos no intervalo de custos
eficientes, o custo reconhecido na revisão corresponderá o custo já contido nas tarifas e o Fator T será igual a
zero.
42. Um passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior é
compatível com a restrição de variação de ±5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação anual
de ±5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir:
√𝑪𝑶𝒆𝒇
𝑵
∆𝑪𝑶= 𝐦𝐢𝐧( | −𝟏| ; 𝟓%)
𝑪𝑶𝑨𝒕
(7)
𝑪𝑶𝑨𝒕(𝟏± ∆𝑪𝑶)𝑵
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂 =
onde:
∆𝐶𝑂, é a trajetória dos custos operacionais regulatórios;
±5%, é a variação máxima admissível;
, é a meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual;
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
43. Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a aplicação
da metodologia conforme descrita nos passos anteriores resultar em uma meta de custo operacional superior
a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado em 50% com o consumidor.
44. Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a levar em
consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir:
𝟏, 𝟐∙𝑶𝒑𝒆𝒙𝒎é𝒅𝒊𝒐+ 𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
′ (8)
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂 =
𝟐
onde:
′ , é a meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento;
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜, média dos custos operacionais reais.
45. A tabela a seguir resume o cálculo de definição dos Custos Operacionais regulatórios para a
BRAGANTINA no valor de R$ 50.554.278,49.

(Fls. 9 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
Tabela 3 – Custos operacionais regulatórios no reposicionamento

Descrição Limite Inferior Centro Limite Superior
1. Eficiência 64,73% 69,16% 71,42%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 41.378.998 39.142.090 45.656.311
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição Valor
3. OPEX nas tarifas - R$ 51.778.770
4. Meta estudo de eficiência - R$ 45.656.311
5. Variação Anual (%) -2,49%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a. 45.656.311
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição Reais
7. OPEX Real - R$ 49.074.275
8. Meta OPEX 45.656.311
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX 93,04%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento 45.656.311
11. Número de anos no ciclo 5
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.] 50.554.278
46. No caso BRAGANTINA, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa é maior do que
o intervalo superior definido pelo método de benchmarking. Como resultado, é estabelecida uma trajetória de
diminuição da Parcela B ao longo do ciclo, para que, ao final do ciclo, os custos operacionais regulatórios
alcancem o limite superior do intervalo.
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI)
47. O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no processo de revisão tarifária
é composto por duas parcelas: (1) uma associada aos encargos setoriais e (2) outra relativa aos demais itens
da receita da distribuidora.
48. O valor da parcela relativa aos encargos setoriais é feito a partir do nível de receitas
irrecuperáveis da própria concessionária. O objetivo é calcular os custos com encargos setoriais
da forma mais precisa possível considerando, inclusive, o montante que é faturado e não recebido pelas
concessionárias. Os níveis de receitas irrecuperáveis de cada concessionária são reconhecidos desde que não
superem os limites estabelecidos no Submódulo 2.2 do PRORET. A equação a seguir sintetiza o cálculo das
receitas irrecuperáveis associadas aos encargos setoriais.
𝑬𝑺 {∑(𝝆𝒄× 𝑹𝑰𝒊) } (9)
𝑽𝒊= ×
(𝟏−𝑰𝑪𝑴𝑺−𝑷𝑰𝑺−𝑪𝑶𝑭𝑰𝑵𝑺) 𝑪
onde:

(Fls. 10 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
𝑉𝐼: Parcela de receitas irrecuperáveis associada aos encargos setoriais;
ES: Valor dos encargos setoriais a ser considerado na revisão tarifária;
𝜌𝑐: Participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; e
𝑅𝐼𝑖: Mediana dos percentuais de receitas irrecuperáveis, relativa à classe C, verificados nos três anos
anteriores ao da revisão tarifária.
49. Para a parcela de receitas irrecuperáveis relativa aos demais itens da receita, são definidos
percentuais regulatórios específicos para cada empresa, por classe de consumo. Os percentuais regulatórios
são baseados no desempenho das distribuidoras, que são comparadas conforme sua posição no ranking de
complexidade socioeconômica das áreas de concessão. O valor de receitas irrecuperáveis dessa parcela
da receita, acrescido dos valores previstos de faturamento de bandeiras tarifárias, é então definido pela seguinte
equação:
𝑹𝑹 +𝑹𝒆𝒄𝒆𝒊𝒕𝒂 𝒅𝒆 𝑩𝒂𝒏𝒅𝒆𝒊𝒓𝒂𝒔−𝑬𝒏𝒄𝒂𝒓𝒈𝒐𝒔 𝑺𝒆𝒕𝒐𝒓𝒊𝒂𝒔

𝑽𝑹𝑰= × {∑(𝝆𝒄× 𝑹𝑰𝒄) } (10)
𝑪
(𝟏−𝑰𝑪𝑴𝑺−𝑷𝑰𝑺−𝑪𝑶𝑭𝑰𝑵𝑺)
Onde:
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis;
𝑅𝑅: receita requerida
Receita de Bandeiras: receita prevista de bandeiras tarifárias;
𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠 𝑆𝑒𝑡𝑜𝑟𝑖𝑎𝑖𝑠: valores de encargos setoriais definidos na revisão tarifária;
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à
empresa.
50. A tabela a seguir resume o cálculo do valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no
processo de revisão tarifária, segregado em suas duas parcelas, uma relacionada aos encargos setoriais e
outra relativa ao restante da receita.
Tabela 4 – Receitas Irrecuperáveis

| Descrição | Receita Base (R$) | % RI | RI (R$) |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 118.418.399 | 0,06% | 75.764 |
| Restante da Receita | 327.944.542 | 0,04% | 129.951 |
| Total | 446.362.941 | 0,05% | 205.715 |

III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR)
51. A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos realizados
pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e do custo de capital,
conforme formulação a seguir:
𝑹𝑪= (𝑩𝑹𝑹𝒍−𝑹𝑮𝑹) ∙𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é + 𝑹𝑮𝑹∙𝒓𝒓𝒈𝒓+ 𝑹𝑪𝑶𝑬 (11)
onde:
RC: Remuneração do Capital;

(Fls. 11 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida;
RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR;
rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real Antes dos Impostos;
rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais.
A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais -
52.
– é calculado conforme equação abaixo.
RCOE
𝒓𝒑−𝒓𝒇 𝑪𝑨𝑶𝑴
𝑹𝑪𝑶𝑬 = 𝟏−𝒕× 𝟎, 𝟓× 𝑷× 𝑪𝑨𝑶𝑴+𝑪𝑨𝑨−𝑹𝑪𝑶𝑬× 𝑶𝑬𝑺𝒃 (12)
onde:
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações
Especiais;
𝑟𝑝: Custo de Capital Próprio (nominal);
𝑟𝑓: Remuneração do Ativo Livre de Risco (nominal);
𝑡: Impostos e Contribuições sobre a Renda;
𝑃: Participação do Capital Próprio no Capital Total;
𝐶𝐴𝑂𝑀: Custos de Administração, Operação e Manutenção;
𝐶𝐴𝐴: Custo Anual dos Ativos;e
𝑂𝐸𝑆𝑏: Obrigações Especiais Bruta.
53. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor
os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil.
54. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base
de Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a seguir:
(13)
𝑸𝑹𝑹= 𝑩𝑹𝑹𝒃∙𝜹
onde:
QRR: Quota de Reintegração Regulatória;
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e
:
Taxa média de depreciação das instalações.
55. Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as taxas anuais
de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico –
MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 02 de junho de 2009.

(Fls. 12 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
III.3.3.1 CUSTO DE CAPITAL
56. Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado
de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda, sendo
expresso pela seguinte fórmula:
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪= (𝑷𝑽 ⁄ ) ∙𝒓𝒑+ (𝑫𝑽 ⁄ ) ∙𝒓𝒅 (14)
onde:
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais;
rP: custo do capital próprio real depois de impostos;
rD: custo da dívida real depois de impostos;
P: capital próprio;
D: capital de terceiros ou dívida;
V: soma do capital próprio e de terceiros;
57. A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor
em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro.
58. Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada, partiu-se do levantamento
de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, nos anos de 2011, 2012 e 2013,
resultando no percentual de participação de capital de terceiros (D/V) de 48,76%.
59. Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno CAPM (Capital
Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de ativos de distribuição de
energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte equação:
𝒓𝑷= 𝒓𝒇+ 𝜷∙(𝒓𝒎−𝒓𝒇) + 𝒓𝑩 (15)
onde:
rP: custo de capital próprio;
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;
:
beta do setor regulado;
rm-rf: prêmio de risco do mercado de referência; e
rB: prêmio de risco país.
60. Para o custo de capital de terceiros adota-se uma abordagem similar à do capital próprio, ou
seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos para se emprestar
recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de terceiros é calculado então pelo
método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão:
𝒓𝒅= 𝒓𝒇+ 𝒓𝑪+ 𝒓𝑩 (16)
onde:
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;
rc: prêmio de risco de crédito; e
rB: prêmio de risco país.

(Fls. 13 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
61. A tabela a seguir ilustra o cálculo do custo médio ponderado de capital para
uma concessionária que tenha alíquota de 34% a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e
Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL).
Tabela 5: Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC
CUSTO DE CAPITAL
Proporção de Capital Próprio 51,24%
Proporção de Capital de Terceiros 48,76%
Taxa livre de risco 5,64%
Prêmio de risco de Mercado 7,56%
Beta médio alavancado 0,70
Prêmio de risco do negócio 5,31%
Inflação americana considerada 2,41%
Prêmio de risco país 2,62%
Custo de capital próprio real 10,90%
Prêmio de risco de crédito 3,37%
Custo de dívida real 5,14%
CUSTO MÉDIO PONDERADO
WACC real antes de impostos* 12,26%
WACC real depois de impostos 8,09%
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%
62. Para aplicação tarifária considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos impostos
do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às tarifas dos consumidores
como se segue abaixo:
(𝑷𝑽 ⁄ )∙𝒓𝒑+(𝑫𝑽 ⁄ )∙𝒓𝒅
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é =
(17)
𝟏−𝑻
Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal diferenciado,
63.
de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas finais inferiores ao valor de
34%, seriam consideradas as seguintes alíquotas:
a) para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as alíquota de IRPJ
e CSSL somam 0,00% (zero);
b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as alíquotas de IRPJ
e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na área de concessão sujeita ao
benefício fiscal;

(Fls. 14 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
c) para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as alíquotas de
IRPJ e CSLL somam 24%;
d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%.
64. Para aplicação tarifária considerar-se-ia o WACC conforme tabela abaixo:
Tabela 6: WACC antes de Impostos
Alíquota de Taxa
WACC
IRPJ e CSLL (rwacc-pré)

| WACC real antes dos impostosa | Isento | 9,97% |
| --- | --- | --- |
| WACC real antes dos impostosb | 15,25% | 10,77% |
| WACC real antes dos impostosc | 24% | 11,45% |
| WACC real antes dos impostosd | 34% | 12,26% |

a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda;
b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM;
c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e
d) todas as demais.
65. Também será deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor
de recursos da RGR junto a Eletrobrás, referente ao terceiro mês anterior à data base do laudo de avaliação
da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR
serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da empresa ao custo de capital regulatório (WACC).
66. O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será
remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário contempla
atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário são
corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória.
67. Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) serão remunerados pelo
custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 0,73% a.a., e os recursos da RGR não destinados ao PLpT
serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros disponíveis às distribuidoras de
energia elétrica, de 2,88% a.a. em termos reais.
III.3.3.2 BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA
68. Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público de
distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser observadas as
seguintes diretrizes:
a) A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP) deve ser
"blindada". Entende- se como base blindada os valores aprovados por laudo de avaliação
ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e as
respectivas atualizações;

(Fls. 15 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
b) As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde que ainda
em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão tarifária;
c) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de
remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base do
terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b);
d) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês anterior
ao mês da atual revisão tarifária;
e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IGP-M, entre a data-base do
laudo de avaliação e a data da revisão tarifária;
69. Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica
somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente utilizados no
serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de remuneração aqueles
ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR.
70. As tabelas a seguir resumem o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como da
remuneração e quota de reintegração.
Tabela 7 – Remuneração do Capital e Quota de Reintegração
Descrição
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) 352.910.091
(2) Índice de Aproveitamento Integral 726.597
(3) Obrigações Especiais Bruta 91.812.722
(4) Bens Totalmente Depreciados 92.918.574
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 167.452.198
(6) Depreciação Acumulada 151.390.442
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 201.519.649
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado 1.416.578
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) 200.103.071
(10) Almoxarifado em Operação 477.866
(11) Ativo Diferido -
(12) Obrigações Especiais Líquida 66.065.534
(13) Terrenos e Servidões 5.410.943
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13) 139.926.347
(15) Saldo RGR PLPT -
(16) Saldo RGR Demais Investimentos -
(17) Taxa de Depreciação 3,87%
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) 6.480.400
(19) Remuneração de Obrigações Especiais 1.769.826
(20) Remuneração do Capital 18.924.796

(Fls. 16 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
71. O valor da Base de Remuneração Regulatória foi informado pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF por meio do Memorando nº 222/2016-SFF/ANEEL, de 27 de abril
de 2016.
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI).
72. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, refere-se
aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos,
e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.
73. Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no Ativo
Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são determinados como uma
relação do AIS. A BAR será determinada pela formulação a seguir:
(18)
𝑩𝑨𝑹= 𝟐, 𝟕𝟏𝟓𝟗∙(𝑨𝑰𝑺−𝑰𝑨)−𝟎,𝟏𝟔𝟕+𝟏∙(𝑰𝑷𝑪𝑨𝟏/𝑰𝑷𝑪𝑨𝟎)𝟎,𝟏𝟔𝟕
onde:
𝐵𝐴𝑅: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos não
elétricos (instalações móveis e imóveis);
𝐴𝐼𝑆: Ativo imobilizado em serviço aprovado na quarta revisão;
𝐼𝐴: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na quarta revisão;
𝐼𝐺𝑃𝑀1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e
𝐼𝐺𝑃𝑀0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011.
74. Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade é necessário
segregar em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:
Tabela 8: Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos
Grupo de Ativos (% da BAR)
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅𝐴) 45%
Veículos (𝐵𝐴𝑅𝑉) 12%
Sistemas (BARI) 43%
75. Uma vez segregado, as Anuidades são dadas por:
𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰= 𝑪𝑨𝑳+ 𝑪𝑨𝑽+ 𝑪𝑨𝑰 (19)
onde:
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades);
CAL: Custo Anual de Aluguéis;
CAV: Custo Anual de Veículos; e
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática.
76. As Anuidades serão calculadas em regime, com depreciação linear na vida útil e com
remuneração sobre 50% do investimento.

(Fls. 17 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é
𝟏 (20)
𝑪𝑨(𝑳/𝑽/𝑰) = 𝑩𝑨𝑹𝑨/𝑽/𝑰 ∙[ 𝑽𝑼𝑨/𝑽/𝑰+ ]
𝟐
onde:
CA(L/V/I): Custo Anual de: A: Aluguéis / V:Veículos / I:Sistemas de Informática;
BARA/V/I: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para
infraestrutura de: A:imóveis de uso administrativos / V: veículos / I: Sistemas de informática; e
VUA/V/I: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle
Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE: A: 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade de Cadastro)
"Edificação – outras" e 15% referente ao TUC "Equipamento Geral" / V: referente ao TUC "Veículos" /
I:referente ao TUC "Equipamento Geral de Informática"..
A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI
77.
Tabela 9: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI
Descrição Valores (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR) 36.483.824
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA) 16.417.721
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV) 4.378.059
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI) 15.688.045
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL) 1.848.341
(6) Anuidade - Veículos (CAV) 893.812
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI) 3.921.686
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7) 6.663.838
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO DE
INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE
78. Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção - CAOM e ao Custo Anual dos Ativos -
CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.
79. O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, considera os
ganhos potenciais de produtividade entre o ano anterior à revisão tarifária, período de referência, e o período
em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze meses posteriores à revisão.
80. O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm) a ser aplicado na revisão tarifária periódica de
cada concessionária no ajuste do Valor da Parcela B é definido a partir da produtividade média do setor
de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do número de unidades consumidoras da
concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme equação a seguir:

𝑷𝒎(𝒊): (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊) ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅) (∆𝑼𝑪(𝒊) ̅̅̅̅̅̅) (21)
= 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟏𝟒× −∆𝑴𝑾𝒉 −𝟎, 𝟎𝟒× −∆𝑼𝑪
onde:

(Fls. 18 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.;
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a
revisão tarifária em processamento;
∆𝑀𝑊ℎ ̅̅̅̅̅̅̅̅̅: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.;
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i,
entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e
̅̅̅̅̅̅ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a.
∆𝑈𝐶
O Fator de Ajuste de Mercado calculado para aplicação na atual revisão tarifária é de 1,21%.
81.
82. Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, são considerados os indicadores
Duração Equivalente de Interrupção (DEC) e Frequência Equivalente de Interrupção (FEC). O mecanismo
busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho relativo entre as
distribuidoras.
83. A BRAGANTINA situa-se no período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, quanto à
aplicação da metodologia definida pelo Submódulo 2.5 do PRORET, descrita na seção III.5.3 desta Nota
Técnica. Para os processos de revisão tarifária de concessionárias cujas datas situam-se no período de abril
de 2016 e março de 2017 apenas os indicadores de qualidade técnica DEC e FEC são considerados. Após
este período indicadores de qualidade comercial serão adicionados de forma gradativa até o fim do período de
transição em março de 2019.
84. O Fator de Ajuste de Qualidade calculado para aplicação na atual revisão tarifária foi definido
em 0,73% de forma provisória até que se estabeleça o ranking de qualidade das concessionárias em 2015.
85. As tabelas a seguir resumem o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária
da concessionária.
Tabela 11: Cálculo da Parcela B ajustada
Descrição Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) 50.759.994
Custos Operacionais (CO) 50.554.278,49
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi) 75.764,34
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse) 129.951,14
Custo Anual dos Ativos (CAA) 32.069.034
Remuneração do Capital (RC) 18.924.795,79
Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 6.480.400,06
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI) 6.663.838,23
Parcela B (VPB) 82.829.028
Índice de Produtividade da Parcela B 1,21%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade 0,73%
Parcela B com ajustes 81.220.188
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR)

(Fls. 19 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
86. As outras receitas podem ser classificadas em duas categorias, conforme sua natureza:
em "receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica", que são as relativas aos serviços
cobráveis, e "receitas de atividades acessórias", que são atividades de natureza econômica acessória ao objeto
do contrato de concessão, exercida por conta e risco das concessionárias. As atividades acessórias
subdividem-se em 2 subgrupos:
a) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade regulada,
prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como: arrecadação de convênios
ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de faturas de terceiros por meio de
estrutura própria de arrecadação; veiculação de propaganda ou publicidade em fatura de energia
elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos;
compartilhamento de infraestrutura; serviços de avaliação técnica e de aferição de medidores em
laboratório próprio; e operacionalização de serviço de créditos tributários.
b) Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como atividade não
regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de distribuição de energia
elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por terceiros, observando-se
a legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da concorrência. São elas:
elaboração de projeto, construção, expansão, operação, manutenção ou reforma de: (1) redes de
distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao
atendimento dos empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia
elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de
energia; (4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: (6)
padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas
de medição de energia elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e
minigeração distribuída; e (9) sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do consumo
de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis
nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em
lei; serviços de comunicação de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades
acessórias previstas.
87. O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será de 60%
da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins de estimular
a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço de
distribuição de energia elétrica.
88. Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias complementares
também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens: a) (8) geradores, incluindose unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de iluminação pública, b) eficientização
do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos
projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços
de comunicação de dados, os quais o percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta.
Desse modo, para cada natureza de receita há um percentual que deve ser revertido
89.
à modicidade tarifária, nos termos do Submódulo 2.7 do PRORET. A tabela a seguir sintetiza o cálculo de
"Outras Receitas".

(Fls. 20 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
Tabela 12: Outras Receitas
Descrição das atividades Compartilhamento Receita Regulatória

| Serviços Cobráveis | 60% | 428.427,20 |
| --- | --- | --- |
| Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros | 60% | 144.623,06 |
| Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D | 50% | 0,00 |
| Veiculação de publicidade | 60% | 0,00 |
| Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos | 60% | 0,00 |

60%
Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses) 748.844,62
60%
Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores. 0,00

Operacionalização de serviço de créditos tributários 60% 0,00
Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:
(1) redes de distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos
60% 0,00
empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras;

(2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; 60% 0,00
(3) subestações de energia; 60% 0,00
(4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; 60% 0,00
60%
(5) banco de capacitores: 0,00

| (6) padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; | 60% | 0,00 |
| --- | --- | --- |
| (7) sistemas de medição de energia elétrica; | 60% | 0,00 |
| (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; | 30% | 0,00 |
| (9) sistemas de iluminação pública. | 60% | 0,00 |

Eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de
30% 0,00
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei

Serviços de comunicação de dados 30% 0,00
60%
Serviços de consultoria 0,00
III.4 PARCELA A
90. O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as condições
vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de energia elétrica (CE),
os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão (CT) e os custos com Encargos
Setoriais (ES).
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE)
III.4.1.1 TIPOS DE CONTRATOS E REGRAS DE PRECIFICAÇÃO
91. 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.
Também a Lei n° 10.848, de 15/03/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no
92.
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".

(Fls. 21 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
93. 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;

Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio da
concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que atendem
os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho de 1995,
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004;

(Fls. 22 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
 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.4.1.2 ENERGIA REQUERIDA
94. Além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores há que se considerar que
nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Perdas de energia são inerentes à natureza
do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica. Cabe à ANEEL definir a cada
revisão tarifária um referencial regulatório de perdas que leve em consideração o desempenho da
concessionária nos segmentos de perdas que tenha maior gestão.
As perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema
95.
de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as Perdas na Distribuição
que podem ser de natureza técnica ou não técnica.
As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de
96.
transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária. As perdas
não técnicas, por sua vez, representam todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica,
tais como furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem
equipamento de medição, etc. São medidas pela diferença entre as Perdas na Distribuição e as Perdas
Técnicas.
97. As Perdas Técnicas são calculadas levando-se em consideração as características do sistema
de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos condutores,
tipo de transformadores, etc. São calculadas as perdas nas redes de distribuição em alta, média e baixa tensão,
subestações, transformadores de distribuição, além dos ramais de ligação e medidores.
O Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição - PRODIST detalha a metodologia empregada para o cálculo
das perdas técnicas. O nível de perdas técnicas calculado, como percentual da energia injetada, é mantido
constante em todos os processos tarifários até a revisão subsequente.
98. O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela
Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 0047/2016 – SRD/ANEEL,
no percentual de 5,02% sobre a energia injetada.
99. O referencial regulatório para as Perdas Não Técnicas é redefinido a cada revisão tarifária e
pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor de perdas não técnicas
a cada reajuste tarifário, ou na forma de uma meta fixa, em que o nível de perdas não técnicas reconhecido

(Fls. 23 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
nas tarifas, sempre referenciado em termos de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, se
mantém constante ao longo do ciclo tarifário.
100. A abordagem adotada pela ANEEL para a definição dos limites de perdas não técnicas é o da
comparação do desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão com certo grau de
semelhança. Essa comparação se dá essencialmente a partir da construção de um ranking de complexidade
no combate às perdas não técnicas que busca mensurar de forma objetiva o nível de dificuldade enfrentado
por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as fraudes e furtos de energia em sua área de atuação.
101. A partir da formulação do ranking é possível afirmar que distribuidoras que atuam em áreas mais
complexas, e que ainda assim tenham alcançado níveis mais baixos de perdas não técnicas, sejam referencias
de eficiência e possam, portanto, ser utilizadas para se definir trajetórias de redução de perdas não técnicas
para as demais. Cabe ressaltar que além da análise de eficiência comparativa das distribuidoras, a avaliação
também considera o desempenho passado da própria distribuidora, que pode servir de referencial regulatório
quando os níveis de perdas não técnicas tiverem crescido.
102. O ponto de partida para o referencial regulatório de perdas não técnicas é definido, regra geral,
pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada
pela distribuidora, considerando eventuais ajustes e exceções previstas no Submódulo 2.6 do PRORET, se for
o caso. A meta para o final do ciclo, por sua vez, considera o desempenho de distribuidoras que atuem em
áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não técnicas, e que tenham
desempenho melhores. Caso a concessionária em processo de revisão possua patamares reais de perdas não
técnicas superiores aos considerados adequados pela ANEEL, o nível médio de perdas não técnicas das
empresas benchmarks passa a ser referencial para a definição da meta, que deve observar a velocidade
potencial de redução.
103. A tabela a seguir sintetiza o cálculo das perdas não técnicas para a concessionária.
Tabela 13: Perdas Regulatórias

(Fls. 24 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
1 - Cálculo do Ponto de Partida
Perdas Não
Descrição
Técnica (% BT)
1. Meta 3º Ciclo (Faturada) 0,00%
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos anos) 1,97%
3. Meta 3º Ciclo (Medida) [1. + 2.] 1,97%
4. Média Histórico (Medida) 2,32%
5. Ponto de Partida [ = Média Histórica ] 2,32%
6. Ponto de Partida (faturado) 0,36%
2 - Cálculo do Ponto de Chegada

| Descrição | Modelo C | Modelo G | Modelo K |
| --- | --- | --- | --- |
| Empresa Benchmark | UHENPAL | UHENPAL | UHENPAL |
| 5. Perda Benchmark (PNT/BT) | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| 6. Perda BRAGANTINA (PNT/BT) | 2,44% | 2,44% | 2,44% |
| 7. Probabilidade de Comparação | 76,75% | 75,94% | 86,09% |
| 8. Meta baseada em cada Benchmark [ 7. x 5. + ( 1.- 7.) x 6. ] | 0,57% | 0,59% | 0,34% |

9. Meta média dos Benchmarks [média( 8 ) ] 0,50%
10. Ponto de Partida (PNT/BT) 2,32%
2,32%
11. Ponto de Chegada [ = Ponto de Partida ]
12. Meta (Faturado) 0,36%

| Descrição | Ponto Partida | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) | 2,32% | 2,32% | 2,32% | 2,32% | 2,32% |
| Velocidade de Redução (a.a) | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |  |
| Limite de Redução (a.a) | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |  |
| Referencial Regulatório PNT/BT (medido) | 2,32% | 2,32% | 2,32% | 2,32% | 2,32% |
| Diferença entre medido e faturado | 1,97% | 1,97% | 1,97% | 1,97% | 1,97% |
| Referencial Regulatório PNT/BT (faturado) | 0,36% | 0,36% | 0,36% | 0,36% | 0,36% |
| Referencial Regulatório PT/Einj | 5,02% | 5,02% | 5,02% | 5,02% | 5,02% |

104. No caso da BRAGANTINA, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, a média dos
últimos 4 anos, de 0,36% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do ciclo,
propõe-se que seja mantido o mesmo percentual de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão,
tendo em vista que não foi identificada um referencial de perdas por benchmarking inferior ao ponto de partida
da trajetória.
105. A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo de revisão
tarifária.
Tabela 14: Energia Requerida

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 710.769 | 710.769 |
| Fornecimento | 710.769 | 710.769 |
| Consumidores Livres | 346.197 | 346.197 |
| Perdas Totais | 82.777 | 83.141 |
| Perdas Rede B. | 28.201 | 25.667 |
| Perdas na Distribuição | 54.577 | 57.475 |

Perda Não Técnica - 1.555

Perda Técnica 54.577 55.920
Energia Requerida 793.547 793.911

(Fls. 25 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
106. A Energia Vendida representa toda energia faturada pela concessionária de seu mercado cativo,
consumo próprio e energia suprida a outras distribuidoras. As perdas na Rede Básica são apuradas em cada
processo tarifário com base nas medições dos últimos 12 meses das perdas apuradas na Rede Básica e nas
Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso compartilhada, contabilizadas pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.
III.4.1.3 VALORAÇÃO DA COMPRA DE ENERGIA
107. O cálculo dos custos de aquisição de energia 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.
108. Também é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225,
de 10/12/2013, que estabelece 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
data da revisão.
109. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-se o Balanço
Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica considerando
o período de referência em questão.
110. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e
a 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.
111. No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os seguintes
procedimentos:
a) 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;
b) 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;
c) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se, além
da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculada a partir das informações de previsão
de valores do CMO fornecidas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG. 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

(Fls. 26 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
conta o fato de que para patamares de CMO acima de 200,00 R$/MWh, as concessionárias obterão receita
adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, foi utilizado o valor de 200 R$/MWh como
previsão de CMO e PLD mensal para se obter o custo de geração da parcela variável dos CCEARs por
disponibilidade, conforme Submódulo 6.8 do PRORET.
d) 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.
e) 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 - SRM por meio do
Memorando nº 2/2016-SRM/ANEEL, de 06/01/2016, obedecida a data de reajuste prevista em cada contrato;
f) 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.
112. A tabela a seguir resume o custo com compra de energia.
Tabela 15: Custo com Compra de Energia

(Fls. 27 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 363.391,57 | 311.277,75 | 213,10 | 66.334.790,96 |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | 41,95 | 35,93 | 175,12 | 6.292,37 |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | 1.793,57 | 1.536,35 | 175,12 | 269.045,17 |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | 22.567,44 | 19.331,05 | 175,12 | 3.385.241,29 |
| 12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra | 197,56 | 169,23 | 176,63 | 29.892,25 |
| 12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra | 890,32 | 762,64 | 176,63 | 134.708,17 |
| 12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra | 14.382,48 | 12.319,90 | 176,63 | 2.176.121,95 |
| 12º LEE 2014 36M/ Nova regra | 4.129,29 | 3.537,11 | 176,63 | 624.777,38 |
| 13º LEE 2014-05 DISP | 3.948,61 | 3.382,34 | 366,65 | 1.240.134,82 |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE | 594,54 | 509,28 | 319,89 | 162.914,04 |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE | 2.362,68 | 2.023,85 | 319,89 | 647.414,14 |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE | 42.757,56 | 36.625,72 | 319,89 | 11.716.311,14 |
| 13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE | 10.101,57 | 8.652,91 | 319,89 | 2.768.004,62 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP | 6.852,25 | 5.869,57 | 294,30 | 1.727.392,20 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra | 322,46 | 276,22 | 222,45 | 61.445,41 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra | 4.485,12 | 3.841,91 | 222,45 | 854.643,81 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra | 8.933,30 | 7.652,18 | 222,45 | 1.702.249,49 |
| 15º LEE DIS2-03ANOS/ Nova regra | 61,32 | 52,53 | 129,25 | 6.789,00 |
| 15º LEE DIS3-01ANOS/ Nova regra | 446,88 | 382,79 | 162,47 | 62.192,40 |
| 15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra | 4.485,12 | 3.841,91 | 147,31 | 565.951,91 |
| 2º LEN A-3 2009-15 T | 6.580,90 | 5.637,14 | 309,20 | 1.742.997,45 |
| 2º LEN A-3 2009-30 H | 12.812,82 | 10.975,34 | 228,28 | 2.505.455,34 |
| 4º LEN A-3 2010-15 T | 2.880,36 | 2.467,29 | 323,49 | 798.143,17 |
| 6º LEN A-3 2011-15 T | 8.677,51 | 7.433,07 | 257,07 | 1.910.819,25 |
| 12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra | 6.460,36 | 5.533,89 | 137,45 | 760.657,53 |
| 12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T | 5.746,84 | 4.922,69 | 141,88 | 698.428,44 |
| 12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T | 5.189,65 | 4.445,40 | 141,88 | 630.711,40 |
| 12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra | 2.888,60 | 2.474,35 | 137,33 | 339.810,44 |
| 17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra | 993,85 | 851,32 | 147,88 | 125.895,56 |
| 17º LEN DIS-2016/ Nova regra | 8.720,81 | 7.470,17 | 147,88 | 1.104.705,06 |
| 19º LEN DIS-2017/ Nova regra | 2.252,46 | 1.929,43 | 147,53 | 284.652,16 |
| 19º LEN QTD-2017/ Nova regra | 1.099,09 | 941,47 | 137,35 | 129.310,46 |
| 1º LEN A-4 2009-15 T | 7.774,45 | 6.659,52 | 297,02 | 1.978.012,58 |
| 1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T | (132,44) | (113,45) | 297,02 | (33.697,03) |
| 1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T | (82,51) | (70,68) | 297,02 | (20.993,15) |
| 1º LEN A-4 2009-30 H | 609,24 | 521,87 | 208,95 | 109.046,88 |
| 01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés | (13,24) | (11,34) | 210,34 | (2.386,31) |
| 1º LEN A-5 2010-15 T | 20.294,18 | 17.383,80 | 261,07 | 4.538.459,36 |
| 1º LEN A-5 2010-30 H | 20.929,84 | 17.928,30 | 210,34 | 3.771.100,26 |
| 01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés | (188,34) | (161,33) | 210,34 | (33.935,65) |
| 7º LEN A-5 2013-15 T | 33.601,07 | 28.782,35 | 265,43 | 7.639.786,60 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra | 2.237,08 | 1.916,26 | 138,63 | 265.659,15 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra | 3.918,50 | 3.356,55 | 138,63 | 465.332,20 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra | 18.582,18 | 15.917,32 | 138,63 | 2.206.681,29 |
| 13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra | 3.812,02 | 3.265,34 | 120,39 | 393.116,75 |
| Estruturante Santo Antônio - MCSD | 336,14 | 287,93 | 133,85 | 38.540,00 |
| Estruturante Jirau | 47.521,90 | 40.706,81 | 117,73 | 4.792.335,65 |
| Estruturante Jirau - MCSD | 1.832,69 | 1.569,86 | 117,73 | 184.816,83 |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | 8.701,54 | 7.453,66 | 116,70 | 869.807,75 |

| Bilaterais | 200.616,00 | 171.845,75 | 186,35 | 32.023.455,80 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Lajeado | 200.616,00 | 171.845,75 | 186,35 | 32.023.455,80 |  |  |
| Energia Base | 359.757,93 | 310.787,32 | 136,40 | 42.392.068,50 |  |  |
| C t A | I/A | II | 29 489 91 | 25 260 78 | 206 29 | 5 211 046 09 |

(Fls. 28 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT)
113. 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:
114. Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição
às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado
com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base
nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes da
atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas de
TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de
fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída
à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotaspartes.
115. O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações
de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e têm
reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia
elétrica.
116. O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A despesa
com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda
de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW.
117. 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.
Os valores dos custos relacionados à transmissão de energia a serem considerados nesta
118.
revisão tarifária são detalhados na tabela a seguir:

(Fls. 29 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
Tabela 16: Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)
Descrição Valor (R$)
Rede Básica 6.489.832
Rede Básica Fronteira 5.429.850
MUST Itaipu 1.820.666
Transporte de Itaipu 861.260
Conexão 549.210
Uso do sistema de distribuição 6.668.525
Total 21.819.343,69
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES)
119. Os Encargos Setoriais são definidos em legislação própria, têm destinação específica e resultam
de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. A ANEEL não tem competência para criar ou extinguir
encargos setoriais e os mesmos não representam ganhos de receita para a concessionária que recolhe os
valores e os repassa aos gestores dos recursos.
120. A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, criada pela Lei n.º 10.438/2002 e alterada
pela Lei 12.783/2013, tem a finalidade de prover recursos para: i) universalização; ii) subvenção à subclasse
residencial baixa renda; iii) Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; iv) amortização de operações
financeiras vinculadas à reversão de ativos ao final das concessões; v) a competitividade da energia produzida
a partir de fonte eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral.
As quotas da CDE foram definidas originalmente com base nos valores da CCC dos Sistemas Interligados de
2001, cujos valores foram reajustados anualmente, a partir de 2002, na proporção do crescimento
de mercado de cada agente, e em 2004 também pelo Índice de Preço ao Consumidor Amplo – IPCA (IBGE). A
partir da Lei 12.783/2013, a sistemática fica alterada e as cotas passam a ser definidas em função dos recursos
necessários para atingir suas finalidades e das demais receitas relacionadas à CDE.
121. A cobertura tarifária referente ao encargo CDE considerada nesta revisão tarifária incorpora os
seguintes valores:
a) quota anual da CDE – USO de R$ 38.873.347,10, paga por todos os agentes que atendem
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário
incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica.
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual,
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438,
de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013.
b) quota anual CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) de R$ 17.571.719,88, paga por todos as
concessionárias de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado
Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica.

(Fls. 30 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta no Ambiente de Contratação
Regulada – CONTA-ACR, em atendimento ao Decreto nº 8.222, de 1º de abril de 2014, e nos termos
na Resolução Normativa nº 612, de 16 de abril de 2014.
A CONTA-ACR tem 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 de energia
elétrica.
O valor da quota anual CDE – ENERGIA (CONTA-ACR) deverá ser recolhido mensalmente à CCEE,
diretamente na CONTA-ACR, no período de competência de maio de 2015 a abril de 2016, até o
dia 12 do mês subsequente.
c) quota anual CDE – ENERGIA (DEC 7.895) de R$ 5.543.778,74, paga por todos as concessionárias
de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado Nacional - SIN,
mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica.
Essa quota é destinada à devolução dos recursos recebidos pelas concessionárias de distribuição,
no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, para a cobertura de parcela dos custos com a
exposição involuntária no mercado de curto prazo, o risco hidrológico das usinas contratadas em
regime de Cotas, e o despacho de termoelétricas por razão de segurança energética, em
atendimento aos Decretos 7.895/2013 e Decreto 8.203/2014.
122. A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH foi criada pela
Lei n.º 7.990, de 28 de dezembro de 1989. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas
hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula: CFURH = TAR x GH x 6,75%, em que TAR refere-se à Tarifa
Atualizada de Referência estabelecida anualmente pela ANEEL (em R$/MWh) e GH é o montante (em MWh)
da geração mensal da usina hidrelétrica, conforme determina a Resolução ANEEL nº 67/2001.
123. A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE foi instituída pela
Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, posteriormente alterada pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro
.de 2013. Esta última reduziu o valor da TFSEE de 0,5% para 0,4% do benefício econômico anual auferido pela
concessionária. O valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita
e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades.
124. A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, instituiu o Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, com o objetivo de aumentar a participação de fontes alternativas
renováveis na produção de energia elétrica (energia eólica, biomassa e pequena central hidrelétrica). O custeio
do PROINFA é estabelecido em conformidade com o Plano Anual do PROINFA – PAP, elaborado pela
ELETROBRÁS, conforme o disposto no art. 12 do Decreto no 5.025/2004, sendo suas quotas determinadas
em função do mercado relativo aos consumidores cativos, livres e autoprodutores (caso o consumo seja maior
que a geração própria) de cada distribuidora, conforme estabelece a Resolução Normativa ANEEL n° 127/2004.

(Fls. 31 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
125. O Encargo de Serviços do Sistema – ESS, previsto no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de
2004, representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços
ancilares, prestados aos usuários do Sistema Interligado Nacional - SIN, que compreenderão, dentre outros:
I - custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições de
transmissão dentro de cada submercado; II - a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos
geradores para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; III - a reserva de
capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior aos valores de referência estabelecidos para
cada gerador em Procedimentos de Rede do ONS, necessária para a operação do sistema de transmissão; e
IV - a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte
de geração e alívio de cargas.
126. O Encargo de Energia de Reserva – EER, conforme previsto no Decreto nº 6.353, de 16 de
janeiro de 2008, 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 Sistema Interligado Nacional
- SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os custos
administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica do SIN.
127. O encargo referente à Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D) foi criado pela
Lei nº. 9.991, de 24 de julho de 2000, que estabelece que as concessionárias e permissionárias de serviços
públicos de distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar anualmente o montante de,
no mínimo, 0,75% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no
mínimo, 0,25% em programas de eficiência energética no uso final, conforme determinam a Resolução ANEEL
nº 271/2000 e a Resolução Normativa ANEEL nº 316/2008.
128. As distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades do Operador
Nacional do Sistema – ONS. Este tem como atividades a coordenação e o controle da operação dos sistemas
elétricos interligados e a administração e coordenação da prestação dos serviços de transmissão de energia
elétrica por parte das transmissoras aos usuários acessantes da rede básica.
129. Os valores dos encargos setoriais considerados nesta revisão tarifária estão demonstrados na
tabela abaixo:
Tabela 17: Encargos Setoriais
Descrição Valor (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 352.990
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 61.988.846
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 14.203.837
PROINFA 9.185.056
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 2.763.107
ONS 22.037
Total 88.515.873

(Fls. 32 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
III.5 FATOR X
130. O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes,
estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo tarifário.
É empregado no cálculo tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é corrigido pelo IGP-M
menos o Fator X. Dessa forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste tarifário anual.
131. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária periódica busca
defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível de crescimento do mercado,
do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além de promover uma transição dos custos
operacionais eficientes.
132. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme a
formulação a seguir:
(24)
𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑿= 𝑷𝒅+ 𝑸+ 𝑻
onde:
= Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
𝑃𝑑
𝑄 = Qualidade do serviço; e
𝑇 = Trajetória de custos operacionais.
133. Os componentes Pd e T são definidos "ex-ante", ou seja, no momento da revisão tarifária.
O componente Q será especificado "ex-post", ou seja, em cada reajuste tarifário posterior à atual revisão
tarifária, embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida.
III.5.1 COMPONENTE DE GANHOS DE PRODUTIVIDADE DA ATIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO – Pd
O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de
134.
energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da variação observada, no curto prazo,
do mercado e das unidades consumidoras.
O componente Pd a ser aplicado nos reajustes tarifários de cada concessionária é definido
135.
a partir da produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do
número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme
equação a seguir:
̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅) ̅̅̅̅̅̅)
𝑷𝒅(𝒊): = 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟏𝟒× (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊) −∆𝑴𝑾𝒉 −𝟎, 𝟎𝟒× (∆𝑼𝑪(𝒊) −∆𝑼𝑪 (25)
onde:
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.;
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a
revisão tarifária em processamento;
̅̅̅̅̅̅̅̅̅:
∆𝑀𝑊ℎ Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.;
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i,
entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e
̅̅̅̅̅̅ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a..
∆𝑈𝐶

(Fls. 33 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
136. O valor do componente Pd do Fator X a ser considerado nos reajustes subsequente é
de 1,21%.
III.5.2 TRAJETÓRIA DE EFICIÊNCIA PARA OS CUSTOS OPERACIONAIS – T
137. O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos custos
operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo de custos operacionais, bem como o cálculo
do Componente T, são descritos na seção III.3.1 da presente Nota Técnica. O valor do componente T do Fator
X a ser considerado nos reajustes subsequentes da concessionária é de 1,59%.
III.5.3 COMPONENTE DE QUALIDADE DO SERVIÇO – Q
138. O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço
prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo com o comportamento
de indicadores de qualidade.
139. Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, serão considerados indicadores dos
serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete
indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.
140. As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme equação
abaixo:
𝐐= 𝟎, 𝟕𝟎. 𝐐𝐓é𝐜𝐧𝐢𝐜𝐨+ 𝟎, 𝟑𝟎. 𝐐𝐂𝐨𝐦𝐞𝐫𝐜𝐢𝐚𝐥 (𝟐𝟔)
141. A parcela técnica do componente Q é calculada por meio dos indicadores DEC e FEC, enquanto
a parcela comercial é aferida por outros cinco indicadores, todos apresentados na tabela 16
a seguir1:
1 Considera-se, por simplicidade de apresentação, que o IASC é um componente de qualidade comercial, mesmo sabendo-se que a
satisfação mensurada por esse índice compreende todas as dimensões de qualidade.

(Fls. 34 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
Tabela 18 – Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Mecanismo de Incentivos
Padrões
Sigla Distribuidoras

Indicador Definição Estabelecidos para Regulamentação
Indicador Avaliadas
Atendimento
Comerciais
Frequência equivalente de Valor máximo
Frequência Equivalente

FER reclamações a cada mil unidades definido para cada Todas REN nº 574/2012
de Reclamação
consumidoras Distribuidora
Índice ANEEL de Resultado de pesquisa de avaliação

IASC Satisfação do do grau de satisfação do consumidor Valor mínimo de 70 Todas
Consumidor residencial com os serviços prestados

Indicador de Nível de Relação das chamadas atendidas Aquelas com
Valor maior ou igual Art. 188 da REN

INS Serviço do Atendimento pelas chamadas recebidas menos mais de 60 mil
a 85% nº 414/2010

Telefônico abandonadas unidades
Indicador de Abandono Relação das chamadas Aquelas com
Valor menor ou igual Art. 188 da REN

IAb do Atendimento abandonadas sobre recebidas menos mais de 60 mil
a 4% nº 414/2010

Telefônico abandonadas unidades
Indicador de Chamadas Valor menor ou igual Aquelas com
Relação das chamadas ocupadas Art. 188 da REN

ICO Ocupadas do a: 4% até 2014; 2% a mais de 60 mil
sobre oferecidas nº 414/2010

Atendimento Telefônico partir de 2015 unidades
Técnicos
Duração Equivalente de Valor máximo
Tempo que uma UC ficou sem Módulo 8 do

DEC Interrupção por Unidade definido para cada Todas
energia elétrica para certo período PRODIST
Consumidora Distribuidora
Freqüencia Equivalente Número de vezes que uma UC ficou Valor máximo
Módulo 8 do

FEC de Interrupção por sem energia elétrica para certo definido para cada Todas
PRODIST

Unidade Consumidora período Distribuidora
Os sete indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus
142.
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. Após período de transição, a equação
do componente de qualidade será a seguinte:
𝐐= 𝟎, 𝟓𝟎. 𝐐𝐃𝐄𝐂+ 𝟎, 𝟐𝟎. 𝐐𝐅𝐄𝐂+ 𝟎, 𝟏𝟎. 𝐐𝐅𝐄𝐑+ 𝟎, 𝟏𝟎. 𝐐𝐈𝐀𝐒𝐂+ 𝟎, 𝟎𝟒. 𝐐𝐈𝐍𝐒+ 𝟎, 𝟎𝟑. 𝐐𝐈𝐀𝐛+ 𝟎, 𝟎𝟑. 𝐐𝐈𝐂𝐎(26)
143. As distribuidoras com menos de 60 mil Unidades Consumidoras são avaliadas por quatro
indicadores. Como elas não possuem a obrigação de implantar Central de Teleatendimento – CTA, essas
concessionárias são dispensadas da observância dos limites para os indicadores INS, IAb e ICO. A equação,
após período de transição, passa a ser:
𝐐= 𝟎, 𝟓𝟎. 𝐐𝐃𝐄𝐂+ 𝟎, 𝟐𝟎. 𝐐𝐅𝐄𝐂+ 𝟎, 𝟏𝟓. 𝐐𝐅𝐄𝐑+ 𝟎, 𝟏𝟓. 𝐐𝐈𝐀𝐒𝐂 (27)
144. Durante o período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, os pesos dos indicadores de
qualidade comercial serão incrementados de forma gradativa. Conjuntamente, a amplitude dos valores de cada
indicador será elevada de +-1% para +-2%. O efeito conjunto desses dois processos de transição resulta nos
valores finais apresentados nas tabelas 17 e 18, a serem aplicados aos indicadores técnicos e comerciais nos
períodos considerados.

(Fls. 35 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
Tabela 19 – Valores finais dos pesos para concessionárias com mais de 60 mil unidades consumidoras
Metodologia
Nova Metodologia
3º CRTP

abr/15 a abr/16 a abr/17 a abr/18 a abr/19 a
Indicador

| mar/16 | mar/17 | mar/18 | mar/19 | mar/20 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| DEC | 50% | 30% | 37,5% | 45% | 50% |
| FEC | 50% | 30% | 30,0% | 27% | 20% |
| INS | 0,75% | 1,8% | 4% |  |  |
| ICO | 0,375% | 0,9% | 3% |  |  |
| IAb | 0,375% | 0,9% | 3% |  |  |
| FER | 3,0% | 7,2% | 10% |  |  |
| IASC | 3,0% | 7,2% | 10% |  |  |
| Total | 100% | 60% | 75% | 90% | 100% |

Tabela 20 – Valores finais dos pesos para concessionárias com menos de 60 mil unidades consumidoras
Metodologia
Nova Metodologia
3º CRTP

abr/15 a abr/16 a abr/17 a abr/18 a abr/19 a
Indicador

| mar/16 | mar/17 | mar/18 | mar/19 | mar/20 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| DEC | 50% | 30% | 37,5% | 45% | 50% |
| FEC | 50% | 30% | 30,0% | 27% | 20% |
| FER | 3,75% | 9% | 15% |  |  |
| IASC | 3,75% | 9% | 15% |  |  |
| Total | 100% | 60% | 75% | 90% | 100% |

145. Os modelos a serem aplicados para obtenção de cada parcela da qualidade depende da classe
que pertence cada concessionária. Com o objetivo de aplicar grau de incentivo na medida da qualidade
prestada, as concessionárias foram divididas entre as que atendem ao padrão e aquelas que não atendem ao
padrão estabelecido. Por sua vez, cada um desses dois grupos foi dividido em duas classes de distribuidoras:
a composta por 25% das melhores (ou piores) e a dos demais 75%. Há, portanto, quatro classes de
concessionárias de acordo com seu desempenho: 25% melhores do grupo que atende ao padrão (azul); 75%
restantes do grupo que atende ao padrão (verde); 25% piores do grupo que não atende ao padrão (vermelha);
e 75% restantes do grupo que não atende ao padrão (roxa).
146. A divisão das classes é precedida pela separação das concessionárias em dois grupos pelo
critério de porte. Assim, concessionárias de maior porte terão seus desempenhos comparados entre si.
Igualmente para as concessionárias de menor porte. O critério para divisão dos dois grupos é estabelecido no
âmbito da avaliação anual do ranking de continuidade dos serviços, que deve incorporar também a divulgação
dos indicadores comerciais.
147. O Anexo II do Submódulo 2.5 do PRORET mostra os modelos a serem aplicados para obtenção
de cada parcela da qualidade. O Componente Q será aplicado a partir dos reajustes tarifários do ano de 2016.

(Fls. 36 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS
148. O valor da tarifa de fornecimento de energia elétrica encerra um conceito de custo econômico.
Entretanto, foram criados na legislação diversos componentes tarifários financeiros que não fazem parte da
base tarifária, ou seja, não integram a tarifa econômica, pois se referem a valores a serem pagos pelos
consumidores em cada período de 12 meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias.
i) Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, para
compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme
disposto na Portaria Interministerial n° 025, de 24 de janeiro de 2002, dos Ministros de Estado de Minas e Energia
e da Fazenda, que resultou em R$ 35.061.517,18. Tabela abaixo indica os valores calculados para cada item
da CVA.
Tabela 21: Valores apurados das CVA´s
12 Meses
Delta 5° Dia Útil Anterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)

| CVA CDE | 9.808.853,22 | 11.143.224,65 | 11.936.519,41 |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA CDE Energia | 538.618,65 | 611.000,84 | 654.498,46 |
| CVA Rede Básica | 1.365.754,82 | 1.518.573,88 | 1.626.682,33 |
| CVA Compra Energia | 20.527.422,25 | 23.203.968,02 | 24.855.876,41 |
| CVA Transporte Itaipu | 312.583,96 | 337.101,75 | 361.100,28 |
| CVA Proinfa | 787.190,36 | 815.109,26 | 873.137,52 |
| CVA ESS/ERR | (4.500.457,33) | (4.897.631,10) | (5.246.297,23) |
| Total | 28.839.965,92 | 32.731.347,30 | 35.061.517,18 |

ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, verifica-se se o Saldo da CVA em Processamento considerado no
processo tarifário de 2015 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o
mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado nos
12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC
verificada.
Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os valores de CVA
do 5º dia útil fiscalizados pela SFF. Destaca-se que o saldo fiscalizado da CVA_energia e da CVA_ess foi(ram)
alterado(s) pela SGT, por terem sido excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos
meses de competência do ano de 2015, os quais foram incluídos na apuração da CVA em processamento do
atual cálculo tarifário, em atendimento ao disposto no inciso (ii) do Despacho nº 652, de 15 de março de 2016.
O resultado final foi um financeiro de -R$ 7.073.035,73.
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com a redação dada à Subcláusula
Décima - Oitava do Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, procedeu-se ao cálculo das diferenças
mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e os

(Fls. 37 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
respectivos valores contemplados no reajuste anterior. O total das diferenças, atualizadas pela SELIC para maio
de 2016, totalizou o valor de R$ 4.713.343,03.
iv) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Está sendo
considerado no atual cálculo tarifário os pagamentos efetuados para constituir garantias financeiras na
contratação dos CCEAR, totalizando o valor de R$ 384.576,80.
v) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016. Os
valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo foram:
a) Para o ano civil de 2015: Exposição de energia de em 27.310 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$ 1.080.883,23, já atualizado para preços de maio de 2016.
b) Para o ano civil de 2014: A exposição involuntária de energia no processo tarifário de 2015,
referente ao ano civil de 2014, havia sido calculada provisoriamente. Assim, no atual processo
tarifário essa exposição foi recalculada em caráter definitivo, não observando-se diferença.
Foram feitos ajustes relativos ao MAC de exportação SIN Amazonas e à UHE Santo Antônio ,
que tiveram impacto de R$ 61.437,86, a preços de maio de 2016.
vi) Diferencial Eletronuclear. É a diferença2 entre a tarifa praticada e a de referência entre Furnas
e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. Neste reajuste, está sendo considerado o ajuste, de
R$ 19,65, relativo ao descasamento entre a cobertura tarifária concedida no processo tarifário anterior, para os
12 meses subsequentes, e o pagamento das parcelas mensais, realizado até dezembro de 2015.
vii) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de fevereiro
de 2015 homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de Distribuição de
Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição de energia elétrica,
em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das novas quotas de CDE.
Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o
aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na Revisão Tarifária Extraordinária –
RTE de cada distribuidora.
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015,
as variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na tarifa
2 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.

(Fls. 38 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros possibilitaria
a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria o cálculo da
RTE.
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior.
A RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade
de Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual.
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta
a cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas
CVAs.
 Dessa forma, para o presente processo tarifário, está sendo revertido o valor negativo de
-R$ 6.955.289,09 referente à receita faturada dos componentes financeiros de CDE, para
a competência abril/15 a maio/15, e o valor negativo de R$ (8.736.949,22), referente à
receita faturada dos componentes financeiros de Energia, referente à março/15 a maio/15,
devidamente atualizados pela SELIC.
viii) Conselho de Consumidores. Conforme dispõe o art. 18, §4º e §6º da Resolução Normativa
451/2011, os valores disponibilizados aos Conselhos de Consumidores devem ser levados em consideração na
definição da Parcela B da receita da distribuidora e eventual saldo remanescente deverá ser revertido à
modicidade tarifária subsequente. Portanto, está sendo considerado o valor total de -R$ 199.956,94, atualizado
por IGP-M.
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 no valor total de R$ 24.952,49.
Resumo dos Componentes Financeiros
A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros.
149.
Tabela 22: Componentes Financeiros

(Fls. 39 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq. De financ. RTE) | 1.262.569,06 | 0,37% |
| CVA em Processamento - Energia comprada (Líq. De financ. RTE) | 16.118.927,19 | 4,75% |
| CVA em Processamento - Transmissão (Líq. De financ. RTE) | 1.987.782,61 | 0,59% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (7.073.035,73) | -2,08% |
| Neutralidade dos Encargos | 4.713.343,03 | 1,39% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (1.080.883,23) | -0,32% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 384.576,80 | 0,11% |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | 24.952,49 | 0,01% |
| Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE | 3.512.505,00 | 1,03% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 19,65 | 0,00% |
| Conselho de Consumidores | (199.956,94) | -0,06% |
| Total | 19.650.799,92 | 5,79% |

150. O componente financeiro mais expressivo considerado foi a CVA Energia.
151. O impacto de 4,75% da CVA energia é devido principalmente ao descasamento entre a despesa
incorrida e a cobertura de Itaipu, que teve a sua tarifa reajustada em janeiro de 2015, influenciada pelo aumento
do dólar. Destaca-se ainda o impacto nas faturas de energia por disponibilidade e nos leilões de ajuste.
152. Na Tabela abaixo é apresentada a diferença entre a cobertura e a despesa de energia no cálculo
da CVA energia.
70,00
Milhões
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00

CCEAR-Q CCEAR-D MCSD CCEN PROINFA Itaipu BILATERAL CCGF CCEAR-A Bandeiras CUSTOS
-10,00 Energia
-20,00
DEMAIS
de Alocada
Receita
Cobertura tarifária (R$) Pagamento CVA após limite de repasse (R$)
Gráfico 1 – CVA energia por modalidade de aquisição de energia

(Fls. 40 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
Gráfico 2 – Participação no efeito médio da CVA energia por modalidade de aquisição de
energia
Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT
153. 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.
154. 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.
155. 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.
156. 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 para o período de competência de março a dezembro de 2015 foram considerados na apuração da
CVA Energia e CVA ESS da concessionária.
157. Na tabela abaixo são apresentados os valores que foram repassados à e, consequentemente,
descontados dos valores apurados da CVA Energia e ESS.

(Fls. 41 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
Tabela 23 – Valores de repasse da conta CCBRT (R$)
Competência CVA energia CVA ESS

mar/15 929.854,01 746.811,02
abr/15 891.149,76 293.194,19
mai/15 1.125.667,33 253.891,80

jun/15 2.169.563,43 13.977,22
jul/15 706.942,54 1.143.654,88

ago/15 480.583,65 278.880,99
set/15 903.417,73 1.128.961,12
out/15 3.274.730,23 712.401,06
nov/15 1.951.651,16 597.378,58
dez/15 1.631.837,34 736.287,27

jan/16 693.576,33 897.869,93
fev/16 547.148,50 707.626,09
Total 15.306.122,01 7.510.934,15
Subvenção CDE – Descontos Tarifários
158. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário
especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500
GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de irrigação.
159. 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.
160. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a
distribuidora no período de competência de maio2015 a abril/2016, 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
maio/2014 a abril/2015.

(Fls. 42 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
Tabela 24: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)
Subsídio Carga Fonte Incentivada 27.344,41 353.884,85 381.229,26
Subsídio Geração Fonte Incentivada 2.313,11 7.629,92 9.943,03
Subsídio Distribuição - - -

| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 1.241,12 | 120.097,45 | 121.338,57 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Rural | (164.800,49) | 781.218,65 | 616.418,16 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (261,59) | - | (261,59) |
| Total | (134.163,44) | 1.262.830,87 | 1.128.667,43 |

III.7. RESULTADO DA REVISÃO
161. A Revisão Tarifária da BRAGANTINA conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos
consumidores de 1,15% sendo de 1,52%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
0,89%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
162. O efeito médio nas tarifas de 1,15% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos
de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em -2,54%, ao se ter como base de comparação, além dos
custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos que foram acrescidos na RTE mediante
componente financeiro; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário para
compensação nos 12 meses subsequentes, com efeito de 5,79%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data do reajuste em processamento, que
contribuíram para a um efeito de -2,10% no atual processo tarifário da BRAGANTINA.
163. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 1,15%, representa
a conjugação dos três movimentos tarifários acima explicitados [1,15% = + (-2,54%) + (5,79%) +(-2,10%)].
164. A Tabela 25 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação entre
o cálculo da RTE de 2015 e a revisão de 2016; a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e da
Parcela B na composição da revisão ajustada pelos custos acrescidos na RTE; a distribuição da receita para
cobrir os custos da Parcela A e da Parcela B; a contribuição de cada componente financeiro, para formar o
índice de reajuste final, e a da retirada dos componentes tarifários considerados no último processo.

(Fls. 43 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
Tabela 25: Resumo da revisão
Participação Participação
Receita Verificada (R$) Receita Requerida (R$) Variação
na Revisão na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 261.088.906 | 251.085.532 -3,83% | -2,95% | 75,86% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 91.501.461 | 88.515.873 -3,26% | -0,88% | 26,74% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 375.815 | 352.990 -6,07% | -0,01% | 0,11% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 55.116.995 | 38.873.347 -29,47% | -4,78% | 11,74% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 4.821.593 | 5.543.779 14,98% | 0,21% | 1,67% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 15.984.419 | 17.571.720 9,93% | 0,47% | 5,31% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 6.110.821 | 14.203.837 132,44% | 2,38% | 4,29% |
| PROINFA | 6.474.437 | 9.185.056 41,87% | 0,80% | 2,78% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 2.598.401 | 2.763.107 6,34% | 0,05% | 0,83% |
| ONS | 18.980 | 22.037 16,11% | 0,00% | 0,01% |
| Custos de Transmissão | 21.211.100 | 21.819.344 2,87% | 0,18% | 6,59% |
| Rede Básica | 8.211.976 | 6.489.832 -20,97% | -0,51% | 1,96% |
| Rede Básica Fronteira | 4.021.726 | 5.429.850 35,01% | 0,41% | 1,64% |
| MUST Itaipu | 1.590.452 | 1.820.666 14,47% | 0,07% | 0,55% |
| Transporte de Itaipu | 673.293 | 861.260 27,92% | 0,06% | 0,26% |
| Conexão | 427.239 | 549.210 28,55% | 0,04% | 0,17% |
| Uso do sistema de distribuição | 6.286.414 | 6.668.525 6,08% | 0,11% | 2,01% |
| Custos de Aquisição de Energia | 148.376.345 | 140.750.315 -5,14% | -2,25% | 42,52% |
| PARCELA B | 78.511.321,45 | 79.898.293,04 1,77% | 0,41% | 24,14% |
| Custos Operacionais | 51.778.770 | 49.572.331 -4,26% | -0,65% | 14,98% |
| Anuidades | 5.487.744 | 6.534.402 19,07% | 0,31% | 1,97% |
| Remuneração | 12.651.424 | 18.557.208 46,68% | 1,74% | 5,61% |
| Depreciação | 8.536.528 | 6.354.527 -25,56% | -0,64% | 1,92% |
| Receitas Irrecuperáveis | 1.744.239 | 201.720 -88,44% | -0,45% | 0,06% |
| Outras Receitas | -1.324.941 | -1.321.895 -0,23% | 0,00% | -0,40% |
| Ajuste Investimentos 2CRTP | -362.444 | 0 -100,00% | 0,11% | - |
| Reposicionamento Tarifário | 339.600.227,40 | 330983825,1 | -2,54% | 100,00% |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 5,79%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq. De financ. RTE) 0,37%
CVA em Processamento - Energia comprada (Líq. De financ. RTE) 4,75%
CVA em Processamento - Transmissão (Líq. De financ. RTE) 0,59%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -2,08%
Neutralidade dos Encargos 1,39%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,32%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,11%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,01%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 1,03%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores -0,06%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,10%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 1,15%
IV. CONCLUSÃO
165. O reposicionamento tarifário da BRAGANTINA é de -2,54%, considerando o efeito da RTE,
sendo o efeito médio percebido pelo consumidor de 1,15%. O efeito consolidado por nível de tensão pode ser
observado na tabela a seguir.

(Fls. 44 da Nota Técnica no 125/2016-SGT/ANEEL, de 28/04/2016).
Tabela 26 – Efeito médio ao consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 1,52%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 0,89%
Efeito Médio AT+BT 1,15%
RAFAEL DOS SANTOS GONÇALVES NÁDIA MAKI
Especialista em Regulação – SGT Especialista em Regulação – SGT
De acordo
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária