REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2075/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Usina Hidroelétrica Nova Palma Ltda - Uhenpal.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-05-20
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005430/2015-06
INTERESSADOS: UHENPAL - Usina Hidroelétrica Nova Palma Ltda.
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da UHENPAL - Usina Hidroelétrica Nova Palma Ltda., a vigorar a
partir de 22 de maio de 2016.
I. RELATÓRIO
1. A UHENPAL é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende
cerca de 15 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual na ordem de
R$ 31,9 milhões.
2. No processo tarifário de 2015, as tarifas da UHENPAL foram, em média, reajustadas em 46,69%,
sendo 40,66% referentes ao reajuste tarifário econômico e 6,02% relativos aos componentes financeiros pertinentes,
representando um efeito tarifário médio de 4,96%, conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.881, de
14/04/2015.
3. A Resolução Homologatória nº 2.052, de 05/04/2016, prorrogou até 21 de maio de 2016 a vigência
das tarifas de aplicação homologadas em 2015, em consequência da alteração da data de aniversário contratual da
UHENPAL, conforme consta do Quinto Termo Aditivo, firmado em 09/12/2015, referente à renovação do Contrato de
Concessão nº107/2001.
4. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11
de maio de 2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da UHENPAL.
5. No dia 10/05/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de
Consumidores da UHENPAL as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa
nº 652, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET – Procedimentos
de Regulação Tarifária.
6. A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a chancelou.
7. É o relatório.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 10/1997-ANEEL.

II. FUNDAMENTAÇÃO
8. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da UHENPAL conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido
pelos consumidores de 1,31%, sendo de 5,07%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
0,50%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 5,07%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 0,50%
Efeito Médio AT+BT 1,31%
9. O efeito médio de 1,31% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculado
conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada dos componentes
financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em
processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação
nos 12 meses subsequentes.
10. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 0,45% ao se adotarem
como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo -2,31% referente à
variação de custos de Parcela A e 2,76% à variação de custos da Parcela B.
11. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 5,00%. Já o efeito da retirada
dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução de -4,15% no atual
reajuste.
12. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 1,31% [1,31% =
0,45%+5,00%-4,15%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados:
a) IRT de 0,45%resultante da atualização dos custos de Parcela A e B;
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário: 5,00%; e
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior ; -4,15%.

13. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
5,00%
2,76%
1,09% 1,31%
-0,75%
-2,65%
-4,15%

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

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -3,00% | -2,31% | 74,47% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -16,74% | -2,65% | 13,13% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 8,29% | 0,01% | 0,12% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -31,12% | -3,24% | 7,13% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 12,41% | 0,55% | 4,98% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 2,87% | 0,03% | 0,90% |
| Custos de Transmissão | 13,33% | 1,09% | 9,25% |
| Uso do sistema de distribuição | 13,33% | 1,09% | 9,25% |
| Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) | -1,42% | -0,75% | 52,09% |
| PARCELA B | 12,07% | 2,76% | 25,53% |
| IRT considerando a variação tarifária da RTE | 0,45% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 5,00%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade 0,88%
CVA em Processamento - Energia comprada 2,60%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 0,20%
Neutralidade dos Encargos 0,91%
Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TUSD) 0,82%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,28%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,11%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,15%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 1,31%
15. Os custos da Parcela A representam 74,47% dos custos da Concessionária. A variação desses custos
representou -2,31 pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário.
16. O valor total dos encargos setoriais diminuiu -16,74% em comparação com os valores referentes ao
reajuste anterior, correspondendo a um efeito tarifário médio de -2,65%. Destaca-se, principalmente, a redução do
orçamento da CDE – USO, conforme Resolução Homologatória nº 2.018, de 2 de fevereiro de 2016, que contribuiu
para um efeito médio de -3,24% no atual reajuste da UHENPAL.
17. Os custos com transmissão sofreram a variação de 13,33% em relação ao reajuste tarifário anterior,
correspondendo ao efeito médio de 1,09%. Esse aumento é explicado pela elevação da TUSD (tarifas de uso do
sistema de distribuição) da supridora AES SUL no reajuste de 2016.
18. O custo de compra de energia sofreu uma variação de -1,42% em relação ao processo anterior,
contribuindo para um efeito médio de -0,75%, devido ao decréscimo da tarifa de energia da supridora AES SUL, no
seu reajuste de 2016. Esse decréscimo decorre da nova tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional para 2016,
publicada pela Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma redução de 21,69% em relação
à tarifa praticada em 2015. Decorre também da saída do 18º Leilão de Ajuste do portfólio de compra de energia da

AES SUL, em função do fim de seu período de suprimento, e, ainda, do aumento considerável na quantidade de
contratos de garantia física, cuja tarifa é relativamente baixa.
19. A Tabela 3 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao
reajuste tarifário anterior.
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Tipo de contrato | Processo A-1 | Processo atual | Variação | Processo A-1 Processo atual | Variação |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilateral | 74.690,86 | 69.110,82 | -7,47% | 239,96 | 234,60 | -2,23% |
| Proinfa | 1.568,49 | 1.616,19 | 3,04% | 239,44 | 319,76 | 33,55% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -5.532,34 | 0,00 | -100,0% | 239,96 | 234,60 | -2,2% |
| TOTAL | 70.727,01 | 70.727,01 | 0,0% | 239,95 | 236,55 | -1,4% |

Fonte: Nota Técnica no 135 /2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016.
20. Os custos da Parcela B representam 25,53% dos custos da Concessionária. Seu incremento
correspondeu a 2,76% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
21. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,92%, no
período de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (abril/2015) e do reajuste atual (maio/2016), descontado o
Fator X, de -0,15%.
22. A Resolução Homologatória nº 1.515/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os valores dos
componentes Pd e T do Fator X em 0,78% e 0,00%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da Parcela
B nos reajustes tarifários da UHENPAL.
23. Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior e do reajuste
atual, o valor do componente Pd do Fator X foi proporcionalizado, de modo a refletir o ganho de produtividade de todo
o período.
24. Assim, no cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T, de 0,85% e 0,00%,
respectivamente. No caso da UHENPAL, a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi de -
33,79%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de -1,00%. Dessa maneira, para atualizar a Parcela B,
adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,92% e o Fator X, de -0,15%, resultando no fator de atualização da
Parcela B de 12,07% e um impacto tarifário de 2,76%.
25. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento:
a) Da geração (compra de energia);
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e
c) Dos encargos setoriais2 e dos tributos3.
2 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais
de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 21% para o ICMS e de 3,6% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a fatura,

Gráfico 3
Custo de
Encargos
Transmissão
Setoriais
9,3%
14,7%
Custo
de
Energi
a Custo de
50,5% Distribuição
25,5%
Fonte: Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016.
Gráfico 4
Custo de
Transmissão
7,0%
Encargos
Setoriais
11,1%
Custo de ICMS 21,0%
Tributos
Energia
38,0% 24,6%
Custo de
Distribuição
PIS/COFINS 3,6%
19,2%
Fonte: Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016.
26. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressalta-se:
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA afeta aos
custos de aquisição de energia, que representou o repasse de R$ 1.789.717,97 com efeito
no atual reajuste de 5,60% (ao reverter o financeiro da RTE-2015 o impacto representou
2,60%);
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 32,7% (por fora) sobre
o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

b) O passivo financeiro referente à aplicação da REN nº 243/2006, decorrente da alteração da
metodologia de definição das tarifas de suprimento para as concessionárias de distribuição
com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano. A aplicação de tal regulamento deu origem a
um passivo financeiro a ser pago pela UHENPAL à AES SUL, assegurado o respectivo
repasse tarifário. No presente reajuste tarifário está sendo considerado o valor de R$
261.352,63, que corresponde ao passivo total remanescente, representando um impacto
tarifário de 0,82%.
c) A área técnica destaca que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais
apurados de CVAENERGIA, contribuiu para que a tarifa da UHENPAL não sofresse um
aumento adicional médio de 4%.
27. A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 4 – Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 837.786,99 | 2,62% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 1.789.717,97 | 5,60% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 64.303,81 | 0,20% |
| Neutralidade dos Encargos | 292.532,28 | 0,91% |
| Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TUSD) | 261.352,63 | 0,82% |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | 3.802,71 | 0,01% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | (956.973,85) | -2,99% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | (557.212,64) | -1,74% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (10.705,35) | -0,03% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE | (90.333,98) | -0,28% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD | (35.861,71) | -0,11% |
| Total | 1.598.408,87 | 5,00% |

28. A SGT destacou, na Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016, que o efeito
médio a ser percebido pelos consumidores da UHENPAL, de 1,31% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da
Concessionária evoluísse nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (81,2%) e do IPCA (75,1%) no mesmo
período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
850,00
700,15 707,02
800,00 Tarifa B1 Residencial
791,31
685,36 764,95
750,00
Variação IGPM
700,00
638,73
Variação IPCA

572,59 591,11 695,07
650,00 642,82
686,02

600,00 516,09 605,56
583,39
568,13 572,41
550,00 506,25
476,36 539,84
589,08
500,00 507,85
436,62 482,90

450,00 457,26 460,79
420,86 423,41

400,00 436,62 444,79
436,62
413,97
350,00 347,06
436,62
300,00
250,00
200,00
150,00

abr/07 abr/08 abr/09 abr/10 abr/11 abr/12 abr/13 abr/14 mar/15 abr/15 mai/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Reajsute
Fonte: Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de11 de maio de 2016.
29. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da CDE
a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores
mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo
tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
30. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
UHENPAL, em relação às competências entre maio/2016 a abril/2017, é de R$ 205.423,86. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre abril/2015 e abril/2016.
III. DIREITO
31. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: (i) Lei nº 9.427, de 26
de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; (iii) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; (iv)
Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; (v) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e (vi) Contrato de Concessão
do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 107/2001-ANEEL.
Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, a Conta
5
de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos
seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação
e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano;
classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

IV. DISPOSITIVO
32. Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005430/2015-06, voto pela emissão de
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da UHENPAL - Usina Hidroelétrica
Nova Palma Ltda., a vigorar a partir de 22 de maio de 2016, que conduz ao efeito médio a
ser percebido pelos consumidores de 1,31%, sendo 5,07% para os consumidores em alta
tensão e 0,50% para os consumidores em baixa tensão;
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica
– TE aplicáveis aos consumidores e usuários da UHENPAL;
c) Homologar em R$ 205.423,86 o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
UHENPAL, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
d) Fixar o valor anual de R$ 261.352,63, já atualizado pelo IGP-M e inclusos PIS/PASEP e
COFINS, que deverá ser repassado à AES SUL pela UHENPAL, em 12 parcelas mensais
iguais, a partir do mês subsequente ao do reajuste, referente à parcela final do passivo
financeiro de que trata o art. 5º da Resolução Normativa nº 243, de 19 de dezembro de 2006.
Brasília, 17 de maio de 2016.
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor