REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2161/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado da quarta revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à CEB Distribuição S.A - CEB-DIS.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-10-21
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 340/2016-SGT/ANEEL
Brasília, 11 de outubro 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
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
CEB-DIS - CEB Distribuição 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
48581.002953/2016-00

ÍNDICE
I. OBJETIVO
.......................................................................................................................................................................... 2
II. DOS FATOS ...................................................................................................................................................................... 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) .................................... 11
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) ..................................................................................................................................... 19
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) .......................... 27
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) ............................................................................................................................... 28
III.5 FATOR X ................................................................................................................................................................... 30
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS ............................................................................................................ 34
III.7. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT ............................................................................................................ 39
III.8. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS ....................................................................................................... 40
III.9. RESULTADO DA REVISÃO ........................................................................................................................................ 40
IV. DO PEDIDO DE RECONSIDERAÇÃO INTERPOSTO PELA CEB ....................................................................................... 42
V. CONCLUSÃO
.................................................................................................................................................................. 42
48581.002953/2016-00

(Fls. 2 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
Nota Técnica no 340/2016–SGT/ANEEL
Em 11 de outubro de 2016.
Processo n.º 48500.000021/2016-96
Assunto: Quarta Revisão Tarifária Periódica da
CEB-DIS - CEB Distribuição S/A.
I. OBJETIVO
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da quarta revisão tarifária periódica da CEB-DIS -
CEB Distribuição S/A consolidada após análise das contribuições trazidas no âmbito da Audiência Pública (AP)
049/2016.
2. O Módulo 2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabeleceu as
metodologias aplicáveis a quarta revisão tarifária periódica da CEB. 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.
A Seção II apresenta uma breve descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da CEB. A
3.
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.
II. DOS FATOS
Em 24 de junho de 1999 foi assinado o Contrato de Concessão n°66/1999, entre a União e a
4.
empresa CEB, por intermédio da ANEEL, para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica

(Fls. 3 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
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, efetivada em 24 de junho de 2004, 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. A assinatura dos Termos Aditivos implicou na alteração do período do ciclo de revisões, de 4
para 5 anos, conforme Subcláusula Décima Terceira da Cláusula Sexta:
"Subcláusula Décima Terceira – As revisões tarifárias ordinárias obedecerão ao seguinte
cronograma: a primeira revisão será procedida em 22 de outubro de 2016 e as subsequentes
serão realizadas a cada cinco anos a partir desta data".
8. 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.
9. Por meio do Ofício nº 37/2016-SGT/ANEEL, de 03/03/2016, foram solicitadas as informações
iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, que foram encaminhadas pela Carta nº 242/2016-DD, de
30 de maio de 2016.
10. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando n° 418/2016-SRD/ANEEL, de 07/10/2016.
11. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 530/2016-SFF/ANEEL, de 03/10/2016.
12. Em 09/08/2016, na 29° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a
AP n° 049/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de
contribuições se estendeu de 10 de agosto a 12 de setembro de 2016.
13. Nos dias 22 de setembro e 03 de outubro de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária,
após avaliação das contribuições trazidas na AP n° 049/2016, foi encaminhada, respectivamente, à CEB e ao
Conselho de Consumidores.
14. Nos dias 22 de setembro e 03 de outubro de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária,
após avaliação das contribuições trazidas na AP n° 049/2016, foi encaminhada, respectivamente, à CEB e ao
Conselho de Consumidores. Em 29 de setembro e 10 de outubro, na sede desta Agência, foi realizada reunião
com os representantes da empresa e do conselho de consumidores, nessa ordem, para discutir a proposta final
da revisão tarifária, momento em que foram apresentadas as suas contribuições finais.

(Fls. 4 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
15. Por fim, cumpre observar que, em 04/09/2015, a distribuidora impetrou pedido de
reconsideração contra a REH nº 1.937/2015, que homologou o resultado de seu reajuste tarifário de 2015, no
qual pleiteou a integralidade da receita diferida no IRT de 2014, o qual será instruído brevemente nesta nota
técnica.
III. ANÁLISE
16. 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.
17. 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.
18. 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.
19. 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.
20. 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.
21. O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte fórmula:
𝐑𝐑
𝑹𝑻= ( 𝐑𝐕−𝟏) × 𝟏𝟎𝟎 (1)
onde:
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);RR: Receita Requerida; e
RV: Receita Verificada.
22. 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.
23. 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.

(Fls. 5 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
24. Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte forma:
𝑹𝑹= 𝑽𝑷𝑨+ 𝑽𝑷𝑩 (2)
onde:
RR: Receita requerida;
VPA: Valor da Parcela A;
VPB: Valor da Parcela B;
25. 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.
26. 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.
27. 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.
28. 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.
29. Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação dos
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.
30. 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;

(Fls. 6 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
𝑂𝑅: Outras Receitas
31. 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.
32. Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo:
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).
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A:
33.
𝑽𝑷𝑨= 𝑪𝑬+ 𝑪𝑻+ 𝑬𝑺 (6)
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.
34. 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
35. O reposicionamento tarifário calculado para a CEB, para aplicação a partir
de 22 de outubro de 2016, resultou no percentual total médio de 1,34%, o qual reflete os custos das Parcelas
A e B.

(Fls. 7 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
Tabela 1. Reposicionamento Tarifário
Descrição Valores (R$)
VPA+VPB 2.388.215.196,79
Receita Verificada 2.356.560.941,68
Reposicionamento Tarifário 1,34%
III.2 RECEITA VERIFICADA
36. No cálculo da Receita de Verificada, foram considerados os dados de mercado disponíveis
no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP para o
período de outubro de 2015 a setembro de 2016 e as tarifas de base econômica homologadas no processo de
reajuste de 2015, resultando em um faturamento anual de R$ 2.356.560.941,68.
37. 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 | 6.099.384 | 2.316.418.898,89 |
| A2 (88 a 138 kV) | 143.722 | 43.094.461,25 |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 50.592 | 17.615.356,23 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 1.320.336 | 470.180.982,20 |

As 550.759 222.366.804,52

BT (menor que 2,3 kV) 4.033.975 1.563.161.294,69
Demais Livres 492.278 29.692.256,36
Distribuição 201.228 5.862.846,43
Geração - 4.586.940,00

Total 6.792.890 2.356.560.941,68
III.3 PARCELA B
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO)
38. 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.
39. 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.

(Fls. 8 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
40. 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.
41. 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.
42. 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.
43. O 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:
𝑵 √𝑪𝑶𝒆𝒇
∆𝑪𝑶= 𝐦𝐢𝐧( | −𝟏| ; 𝟓%)
𝑪𝑶𝑨𝒕
(7)
∆𝑪𝑶)𝑵
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂 = 𝑪𝑶𝑨𝒕(𝟏±
onde:
∆𝐶𝑂, é a trajetória dos custos operacionais regulatórios;
±5%, é a variação máxima admissível;
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 , é a meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual;
44. 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.
45. 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
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂 ′ = (8)
𝟐
onde:
′
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 , é a meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento;
𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜, média dos custos operacionais reais.

(Fls. 9 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
46. A tabela a seguir resume o cálculo de definição dos Custos Operacionais regulatórios para a
CEB no valor de R$ 274.991.454,27.
Tabela 3 – Custos operacionais regulatórios no reposicionamento

Descrição Limite Inferior Centro Limite Superior
1. Eficiência 49,73% 53,36% 56,08%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 299.797.133 318.937.450 338.077.768
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição Valor
3. OPEX nas tarifas - R$ 268.790.035
4. Meta estudo de eficiência - R$ 299.797.133
5. Variação Anual (%) 2,21%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a. 299.797.133
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição Reais
7. OPEX Real - R$ 362.532.104
8. Meta OPEX 299.797.133
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX 82,70%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento 299.797.133
11. Número de anos no ciclo 5
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.] 274.991.454
47. No caso da CEB, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa é menor do que o
intervalo inferior definido pelo método de benchmarking. Como resultado, é estabelecida uma trajetória de
aumento da Parcela B ao longo do ciclo, para que, ao final do ciclo, os custos operacionais regulatórios alcance
o limite inferior do intervalo.
Uma vez que a aplicação direta da metodologia resultou em uma trajetória de 2,21% a.a., não
48.
foi necessário ajustar a meta regulatória para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%.
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI)
49. 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.
50. 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

(Fls. 10 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
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.

𝑽𝒊= 𝑬𝑺 × {∑(𝝆𝒄× 𝑹𝑰𝒊) } (9)
(𝟏−𝑰𝑪𝑴𝑺−𝑷𝑰𝑺−𝑪𝑶𝑭𝑰𝑵𝑺) 𝑪
onde:
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.
51. 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.
52. 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 | 822.140.836 | 0,33% | 2.677.037 |
| Restante da Receita | 2.368.944.457 | 0,39% | 9.125.646 |
| Total | 3.191.085.293 | 0,37% | 11.802.683 |

(Fls. 11 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR)
53. 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;
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.
54. A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais -
RCOE – é calculado conforme equação abaixo.
𝒓𝒑−𝒓𝒇
𝑹𝑪𝑶𝑬 = 𝟏−𝒕× 𝟎, 𝟓× 𝑷× 𝑪𝑨𝑶𝑴+𝑪𝑨𝑨−𝑹𝑪𝑶𝑬× 𝑪𝑨𝑶𝑴 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.
55. 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.
56. 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:
𝑸𝑹𝑹= 𝑩𝑹𝑹𝒃∙𝜹
(13)
onde:
QRR: Quota de Reintegração Regulatória;
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e

(Fls. 12 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
: Taxa média de depreciação das instalações.
57. 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 674, de 11 de agosto de 2015.
III.3.3.1 CUSTO DE CAPITAL
58. 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;
59. 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.
60. 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%.
61. 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.
62. 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:

(Fls. 13 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
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.
63. 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%
Para aplicação tarifária considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos impostos
64.
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
65. Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal diferenciado,
de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas finais inferiores ao valor de
34%, seriam consideradas as seguintes alíquotas:

(Fls. 14 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
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;
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%.
66. 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.
67. 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).
68. 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.
69. 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
Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público de
70.
distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser observadas as
seguintes diretrizes:

(Fls. 15 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
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;
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;
71. 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.
72. 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) 3.633.750.086
(2) Índice de Aproveitamento Integral 53.849
(3) Obrigações Especiais Bruta 654.257.311
(4) Bens Totalmente Depreciados 1.157.506.626
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 1.821.932.300
(6) Depreciação Acumulada 2.287.429.905
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 1.346.320.181
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado 3.746
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) 1.346.316.436
(10) Almoxarifado em Operação 6.331.457
(11) Ativo Diferido -
(12) Obrigações Especiais Líquida 565.462.304
(13) Terrenos e Servidões 93.359.192
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13) 880.544.781
(15) Saldo RGR PLPT -
(16) Saldo RGR Demais Investimentos -
(17) Taxa de Depreciação 3,67%
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) 66.864.915
(19) Remuneração de Obrigações Especiais 11.362.244
(20) Remuneração do Capital 119.317.034

(Fls. 16 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
73. O valor da Base de Remuneração Regulatória foi informado pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF por meio do Memorando nº 530/2016-SFF/ANEEL, de 03 de
outubro de 2016.
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI).
74. 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.
75. 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:
𝑩𝑨𝑹= 𝟐, 𝟕𝟏𝟓𝟗∙(𝑨𝑰𝑺−𝑰𝑨)−𝟎,𝟏𝟔𝟕+𝟏∙(𝑰𝑷𝑪𝑨𝟏/𝑰𝑷𝑪𝑨𝟎)𝟎,𝟏𝟔𝟕 (18)
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.
76. 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%
77. 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.
78. 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 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é
𝟏
𝑪𝑨(𝑳/𝑽/𝑰) = 𝑩𝑨𝑹𝑨/𝑽/𝑰 ∙[ 𝑽𝑼𝑨/𝑽/𝑰+ ] (20)
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"..
79. A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI
Tabela 9: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI
Descrição Valores (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR) 255.877.532
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA) 115.144.889
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV) 30.705.304
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI) 110.027.339
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL) 12.963.248
(6) Anuidade - Veículos (CAV) 6.268.707
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI) 27.504.551
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7) 46.736.506
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO DE
INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE
80. 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.
81. 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.
82. 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): = 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟏𝟒× (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊) −∆𝑴𝑾𝒉 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅) −𝟎, 𝟎𝟒× (∆𝑼𝑪(𝒊) −∆𝑼𝑪 ̅̅̅̅̅̅) (21)
onde:

(Fls. 18 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
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
∆𝑈𝐶 ̅̅̅̅̅̅ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a.
O Fator de Ajuste de Mercado calculado para aplicação na atual revisão tarifária é de 1,20%.
83.
84. 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.
85. A CEB 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 esse período,
indicadores de qualidade comercial serão adicionados de forma gradativa, até o final do período de transição,
em março de 2019.
86. O Fator de Ajuste de Qualidade calculado para aplicação na atual revisão tarifária foi definido
em 0,07%.
87. A tabela a seguir resume o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária
da concessionária.
Tabela 10: Cálculo da Parcela B ajustada
Descrição Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) 286.794.137
Custos Operacionais (CO) 274.991.454,27
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi) 2.677.037,05
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse) 9.125.645,56
Custo Anual dos Ativos (CAA) 232.918.455
Remuneração do Capital (RC) 119.317.033,96
Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 66.864.915,40
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI) 46.736.506,09
Parcela B (VPB) 519.712.592
Índice de Produtividade da Parcela B 1,20%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade 0,07%
Parcela B com ajustes 513.134.683

(Fls. 19 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR)
88. 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.
89. 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.
90. 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.

(Fls. 20 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
91. Desse modo, para cada natureza de receita há um percentual que deve ser revertido
à modicidade tarifária, nos termos do Submódulo 2.7 do PRORET. A tabela a seguir sintetiza o cálculo de
"Outras Receitas".
Tabela 11: Outras Receitas
Descrição das atividades Compartilhamento Receita Regulatória

Serviços Cobráveis 60% 1.421.470,91
60%
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros 0,00
50%
Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D 0,00

| Veiculação de publicidade | 60% | 0,00 |
| --- | --- | --- |
| Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos | 60% | 9.235,87 |
| Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses) | 60% | 17.026.398,11 |
| Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores. | 60% | 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%
empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras; 0,00

| (2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; | 60% | 1.404.257,51 |
| --- | --- | --- |
| (3) subestações de energia; | 60% | 0,00 |
| (4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; | 60% | 0,00 |
| (5) banco de capacitores: | 60% | 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 |

60%
(9) sistemas de iluminação pública. 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
Serviços de consultoria 60% 0,00
III.4 PARCELA A
92. 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
93. 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.
94. Adicionalmente, a Lei n° 10.848, de 15/03/2004, estabeleceu dois ambientes de contratação
no Sistema Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente
de Contratação Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia
"deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada".

(Fls. 21 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
95. 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;
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que

(Fls. 22 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
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
96. 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.
97. As perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema
de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as Perdas na Distribuição
que podem ser de natureza técnica ou não técnica.
98. As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de
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.
99. 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.
100. 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° 418/2016 – SRD/ANEEL,
de 07 de outubro de 2016, no percentual de 7,46% sobre a energia injetada.
101. 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
nas tarifas, sempre referenciado em termos de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, se
mantém constante ao longo do ciclo tarifário.

(Fls. 23 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
102. 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.
103. 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.
104. 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.
105. A tabela a seguir sintetiza o cálculo das perdas não técnicas para a concessionária.
Tabela 12: Perdas Regulatórias
1 - Cálculo do Ponto de Partida
Descrição Perdas Não Técnica (% BT)
1. Meta 3º Ciclo (Faturada) 4,45%
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos anos) 0,45%
3. Meta 3º Ciclo (Medida) [1. + 2.] 4,90%
4. Média Histórico (Medida) 7,52%
5. Ponto de Partida [ = máximo (7,5% e Mínimo (3. e 4.) ] 7,50%
6. Ponto de Partida (faturado) 7,05%
2 - Cálculo do Ponto de Chegada

Descrição Modelo C Modelo G Modelo K
Empresa Benchmark CPFL PIRATININGA CPFL ESE
PIRATININGA

| 5. Perda Benchmark (PNT/BT) | 2,11% | 2,11% | 4,74% |
| --- | --- | --- | --- |
| 6. Perda CEB (PNT/BT) | 8,61% | 8,61% | 8,61% |
| 7. Probabilidade de Comparação | 70,39% | 56,59% | 89,06% |
| 8. Meta baseada em cada Benchmark [ 7. x 5. + ( 1.- 7.) x 6. ] | 4,03% | 4,93% | 5,16% |

9. Meta média dos Benchmarks [média( 8 ) ] 4,71%
10. Ponto de Partida (PNT/BT) 7,50%
11. Meta = Mínimo (9 e 10) 4,71%
12. Meta (Faturado) 4,26%

| Descrição | Ponto Partida | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) | 7,50% | 6,94% | 6,38% | 5,83% | 5,27% | 4,71% |
| Velocidade de Redução (a.a) | -0,56% | -0,56% | -0,56% | -0,56% | -0,56% |  |
| Limite de Redução (a.a) | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |  |
| Referencial Regulatório PNT/BT (medido) | 7,50% | 7,50% | 7,50% | 7,50% | 7,50% | 7,50% |
| Diferença entre medido e faturado | 0,45% | 0,45% | 0,45% | 0,45% | 0,45% | 0,45% |
| Referencial Regulatório PNT/BT (faturado) | 7,05% | 7,05% | 7,05% | 7,05% | 7,05% | 7,05% |
| Referencial Regulatório PT/Einj | 7,46% | 7,46% | 7,46% | 7,46% | 7,46% | 7,46% |

(Fls. 24 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
106. No caso da CEB, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida e meta o limite de 7,5%
sobre o mercado de baixa tensão medido, que, quando ajustado para o valor faturado, resulta em 7,05% sobre
o mercado de baixa tensão faturado. Nesse caso, não há trajetória de redução porque o ponto de partida já é
considerado de referência para empresas do porte da distribuidora, mantendo-se este patamar até o final do
ciclo (2020).
107. A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo de revisão
tarifária.
Tabela 13: Energia Requerida

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 6.099.384 | 6.099.384 |
| Fornecimento | 6.099.384 | 6.099.384 |
| Consumidores Livres | 693.506 | 693.506 |
| Perdas Totais | 851.507 | 1.009.606 |
| Perdas Rede B. | 135.887 | 154.754 |
| Perdas na Distribuição | 715.620 | 854.851 |
| Perda Não Técnica | 179.512 | 284.253 |
| Perda Técnica | 536.108 | 570.598 |
| Energia Requerida | 6.950.891 | 7.108.990 |

108. 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
109. 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.
110. 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.
111. 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.
112. 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

(Fls. 25 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
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.
113. 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
conta o fato de que para patamares de geração térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28
R$/MWh, as concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto,
os valores de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por
disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes.
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 17/2016-SRM/ANEEL, de 1º de fevereiro de 2016, obedecida a data de reajuste prevista no
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.
114. A tabela a seguir resume o custo com compra de energia.

(Fls. 26 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
Tabela 14: Custo com Compra de Energia

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 3.339.773,89 | 2.709.865,59 | 193,17 | 523.464.765,11 |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | 3,99 | 3,24 | 179,07 | 579,75 |
| 12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra | (8.926,94) | (7.243,25) | 176,63 | (1.279.409,92) |
| 12º LEE 2014 36M/ Nova regra | 8.926,87 | 7.243,19 | 176,63 | 1.279.399,61 |
| 13º LEE 2014-05 DISP | 27.963,03 | 22.688,97 | 371,03 | 8.418.238,96 |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE | (71.534,16) | (58.042,24) | 320,12 | (18.580.247,76) |
| 13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE | 71.536,72 | 58.044,32 | 320,12 | 18.580.912,13 |
| 2º LEN A-3 2009-15 T | 145.924,40 | 118.401,88 | 315,27 | 37.328.684,23 |
| 2º LEN A-3 2009-30 H | 284.110,39 | 230.524,88 | 233,44 | 53.812.956,90 |
| 4º LEN A-3 2010-15 T | 143.177,77 | 116.173,28 | 326,64 | 37.947.350,42 |
| 6º LEN A-3 2011-15 T | 9.545,26 | 7.744,95 | 171,18 | 1.325.808,13 |
| 17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra | 5.607,21 | 4.549,64 | 147,88 | 672.811,29 |
| 17º LEN DIS-2016/ Nova regra | 95.043,96 | 77.117,90 | 147,88 | 11.404.369,05 |
| 1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T | (2.793,69) | (2.266,78) | 300,28 | (680.661,91) |
| 1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T | (1.740,47) | (1.412,20) | 300,28 | (424.052,33) |
| 1º LEN A-4 2009-15 T | 163.989,44 | 133.059,71 | 300,28 | 39.954.857,15 |
| 1º LEN A-4 2009-30 H | 12.850,96 | 10.427,17 | 213,67 | 2.228.009,00 |
| 01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés | (279,37) | (226,68) | 215,09 | (48.757,12) |
| 5º LEN A-5 2012-15 T | 490.264,73 | 397.796,84 | 243,10 | 96.703.163,05 |
| 5º LEN A-5 2012-30 H | 226.739,51 | 183.974,61 | 226,63 | 41.694.075,94 |
| 7º LEN A-5 2013-15 T | 204.236,51 | 165.715,86 | 242,09 | 40.117.941,06 |
| 10º LEN A-5 2015-30 H | 82.380,36 | 66.842,76 | 151,58 | 10.132.346,55 |
| 11º LEN A-5 2015-30 H | 315.981,96 | 256.385,21 | 99,84 | 25.598.094,61 |
| 1º LFA A-3 2010-15 OF | 284,35 | 230,72 | 252,60 | 58.280,41 |
| 1º LFA A-3 2010-30 H | 122,25 | 99,19 | 240,40 | 23.845,15 |
| Estruturante Santo Antônio | 492.357,71 | 399.495,07 | 136,87 | 54.680.173,11 |
| Estruturante Santo Antônio - MCSD | 9.768,74 | 7.926,28 | 136,87 | 1.084.895,06 |
| Estruturante Santo Antônio - MCSD | (10.551,43) | (8.561,34) | 136,87 | (1.171.818,41) |
| Estruturante Jirau | 217.571,81 | 176.536,01 | 120,39 | 21.252.692,53 |
| Estruturante Jirau - MCSD | (31.255,71) | (25.360,63) | 120,39 | (3.053.097,23) |
| Estruturante Jirau - MCSD | 14.520,55 | 11.781,86 | 120,39 | 1.418.386,07 |
| Estruturante Belo Monte | 765.115,20 | 620.808,30 | 119,33 | 74.081.855,22 |
| Estruturante Belo Monte | 96.384,85 | 78.205,89 | 119,33 | 9.332.409,38 |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | (220.992,87) | (179.311,83) | 119,33 | (21.397.511,92) |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | (196.560,00) | (159.487,20) | 119,33 | (19.031.813,05) |
| Bilaterais | 1.924.269,56 | 1.561.336,79 | 218,21 | 340.692.180,67 |
| CEB Lajeado | 812.625,56 | 659.357,82 | 177,06 | 116.745.920,25 |
| Corumbá Concessão S.A | 665.760,00 | 540.192,29 | 244,95 | 132.320.101,81 |
| Energética Corumbá III S/A | 445.884,00 | 361.786,68 | 253,26 | 91.626.158,61 |
| Energia Base | 3.462.065,02 | 2.837.787,41 | 118,50 | 336.274.910,03 |
| Cota Angra I/Angra II | 244.053,47 | 198.023,01 | 206,29 | 40.850.167,20 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 1.668.331,99 | 1.353.671,11 | 65,53 | 88.703.772,45 |
| Itaipu (tirando as perdas) | 1.397.534,49 | 1.133.948,21 | 182,30 | 206.720.970,39 |
| PROINFA | 152.145,08 | 152.145,08 | - | - |
| Total | 8.726.108,48 | 7.108.989,79 | 168,86 | 1.200.431.855,82 |

(Fls. 27 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT)
115. 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:
116. 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.
117. 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.
118. 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$/MW.
119. O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição
– CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com
base nos valores de demanda de potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em
resolução da distribuidora acessada.
120. Os valores dos custos relacionados à transmissão de energia a serem considerados nesta
revisão tarifária são detalhados na tabela a seguir:
Tabela 15: Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)
Descrição Valor (R$)
Rede Básica 40.647.969
Rede Básica Fronteira 15.724.812
Rede Básica ONS (A2) 534.252
MUST Itaipu 14.382.270
Transporte de Itaipu 6.418.074
Conexão 1.510.648
Total 79.218.025,06

(Fls. 28 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES)
121. Os Encargos Setoriais são definidos em legislação própria, têm destinação específica e resultam
de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. Logo, 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.
122. Na presente revisão, os Encargos Setoriais considerados foram os seguintes:
123. 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.
124. A cobertura tarifária referente ao encargo CDE considerada nesta revisão tarifária incorpora os
seguintes valores:
a) quota anual da CDE – USO de R$ 216.148.488,59, 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$ 156.377.563,23, 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 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 outubro de 2016 a setembro de 2017,
até o dia 12 do mês subsequente.

(Fls. 29 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
c) quota anual CDE – ENERGIA (DEC 7.895) de R$ 45.871.436,80, 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.
A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE foi instituída pela
125.
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.
126. 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.
127. 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.
128. 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.
129. 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.

(Fls. 30 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
130. 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.
131. Os valores dos encargos setoriais considerados estão demonstrados na tabela abaixo:
Tabela 16: Encargos Setoriais
Descrição Valor (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 2.136.548
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 418.397.489
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 117.808.591
PROINFA 54.661.785
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 22.202.583
ONS 85.001
Total 615.291.996
III.5 FATOR X
132. 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.
133. 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.
134. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme a
formulação a seguir:
𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑿= 𝑷𝒅+ 𝑸+ 𝑻 (24)
onde:
𝑃𝑑 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
𝑄 = Qualidade do serviço; e
𝑇 = Trajetória de custos operacionais.
135. 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
136. O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de energia

(Fls. 31 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da variação observada, no curto prazo, do
mercado e das unidades consumidoras.
137. O componente Pd a ser aplicado nos reajustes tarifários de cada concessionária 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:
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
∆𝑈𝐶 ̅̅̅̅̅̅ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a..
138. O valor do componente Pd do Fator X a ser considerado nos reajustes subsequente é
de 1,20%.
III.5.2 TRAJETÓRIA DE EFICIÊNCIA PARA OS CUSTOS OPERACIONAIS – T
139. O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos custos
operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo dos custos operacionais, bem como o cálculo
do Componente T, estão 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 -1,21%.
III.5.3 COMPONENTE DE QUALIDADE DO SERVIÇO – Q
O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço
140.
prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo com o comportamento
de indicadores de qualidade.
Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, serão considerados indicadores dos
141.
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.
As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme equação
142.
abaixo:
𝐐= 𝟎, 𝟕𝟎. 𝐐𝐓é𝐜𝐧𝐢𝐜𝐨+ 𝟎, 𝟑𝟎. 𝐐𝐂𝐨𝐦𝐞𝐫𝐜𝐢𝐚𝐥 (𝟐𝟔)

(Fls. 32 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
143. 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
a seguir1:
Tabela 17 – 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
144. Os sete indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus
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)
As distribuidoras com menos de 60 mil Unidades Consumidoras são avaliadas por quatro
145.
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)
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. 33 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
146. 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 seguinte, a serem aplicados aos indicadores técnicos e comerciais nos
períodos considerados.
Tabela 18 – 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 19 – 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% |

147. 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).
148. 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.

(Fls. 34 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
149. 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 vem sendo aplicado a partir dos reajustes tarifários do ano de
2016.
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS
150. 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.
151. Nesta revisão, foram considerados os seguintes componentes financeiros:
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$ 235.798.216,38.
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, o saldo das CVAs
foram apurados a partir de dados fornecidos diretamente pela concessionária à SGT, que
procedeu à análise das informações e promoveu os ajustes cabíveis. Os dados considerados
no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e
Financeira – SFF, que apresentará relatório final de fiscalização, ratificando as informações ou
indicando eventuais diferenças, que serão incorporadas no processo tarifário subsequente,
com a devida atualização pela Taxa Selic.
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados
pela taxa média anual BMF2, de 13,88% a.a..
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzida a parcela da receita decorrente da aplicação
dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos
Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos custos dos CCEARs-D e do risco
hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de competência de janeiro/15 a julho/16,
conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do PRORET.
 Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das
Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a
cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para a
CVAESS/EER para as competências de janeiro/15 a julho/16.
2 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 1° e
2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do reajuste
tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos financiamentos diários
apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a projeção de variação indicada
no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para o prazo de 12
meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste.

(Fls. 35 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita no
Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016. Dentre
as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa decorrente de ineficiência
na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do repasse do resultado financeiro das
compras e vendas no MCP com o consequente desaparecimento do Fator K; (ii) exclusão do
risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio dos contratos de compra
de energia, exceto para contratos de disponibilidade e (iii) utilização dos montantes
contabilizados dos contratos de energia bem como dos resultados do MCP para o saldo da
CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços do Sistema.
 Foi incluído no cálculo da CVAEnergia o risco financeiro decorrente de diferenças de preços
entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme critérios de rateio
previstos nas regras de comercialização vigentes. A SGT apurou, com base nos relatórios da
CCEE, o valor da exposição líquida a diferenças preços de submercados, atualizado pela taxa
SELIC, referente ao período de janeiro/15 a julho/16.
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo:
Tabela 20: Valores apurados das CVA´s
12 Meses
Delta 5° Dia Útil Anterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)

| CVA CDE | 2.223.901,46 | 10.420.088,86 | 11.105.420,60 |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA CDE Energia | 6.239.440,37 | 7.259.059,82 | 7.736.489,92 |
| CVA Rede Básica | 2.636.019,24 | 2.775.954,13 | 2.958.529,30 |
| CVA Compra Energia | 155.978.628,45 | 190.204.981,48 | 202.714.808,58 |
| CVA Transporte Itaipu | 934.276,62 | 1.027.709,20 | 1.095.301,88 |
| CVA Proinfa | 11.475.716,96 | 12.244.390,29 | 13.049.706,77 |
| CVA ESS/ERR | (5.074.643,71) | (2.685.419,95) | (2.862.040,66) |
| Total | 174.413.339,39 | 221.246.763,84 | 235.798.216,38 |

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. O resultado, final foi um financeiro de -R$ 92.362.776,34.
 Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os valores
de CVA do 5º dia útil fiscalizados pela SFF, os quais foram informados por meio do
Memorando no 385/2016-SFF/ANEEL, de 18/07/2016. Destaca-se que os saldos
fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados 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

(Fls. 36 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao disposto no inciso II do
Despacho nº 652, de 15 de março de 2016.
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com a redação dada à Subcláusula
Décima - Oitava da Cláusula Sétima do Terceiro 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 respectivos valores contemplados no reajuste anterior. O total das diferenças,
atualizadas pela SELIC para setembro de 2016, totalizou o valor de 8.722.663,17.
iv) 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. O
valor obtido para o resultado de curto prazo foi de R$ 27.503.894,25, referentes ao período de janeiro de 2015
a julho de 2016. Destaca-se que em 2015 a empresa ficou sobrecontratada em 832.586MWh. Além disso, há o
ajuste sobrecontratação 2014, onde foram feitos ajustes relativos ao MAC de exportação do SIN à Amazonas
Energia, resultando um impacto de R$ (1.776.058,26), a preços de setembro de 2016. O total do financeiro
resultou em R$ 25.727.835,99.
v) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de fevereiro
de 2015 homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de Distribuição de
Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição de energia elétrica,
em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das novas quotas de CDE.
Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o
aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na Revisão Tarifária Extraordinária –
RTE de cada distribuidora.

Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015,
as variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na tarifa
de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros possibilitaria
a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria o cálculo da
RTE.
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior.
A RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade
de Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual.
 Como a apuração da CVACOMPRA e CVACDE continua levando em conta
DE ENERGIA
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$ 59.344.783,43, referente à receita faturada dos componentes financeiros de CDE, para
a competência de julho a agosto de 2015, e o valor negativo de -R$ 13.983.544,77,
referente à receita faturada dos componentes financeiros de Energia, referente ao período
de junho a agosto de 2015, devidamente atualizados pela SELIC.

(Fls. 37 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
vi) 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$ 92.740,81.
vii) Custo de implantação do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico — MCPSE. A
Resolução Normativa n.º 367, de 2 de junho de 2009, aprovou o MCPSE, a ser utilizado por concessionárias,
permissionárias e autorizadas de energia elétrica, cujos bens e instalações, nos termos da legislação vigente,
são passíveis de reversão à União. O art. 3.º dessa resolução determina que os custos de implementação do
Manual devem ser considerados regulatoriamente no âmbito da revisão tarifária periódica. O valor informado
pelo Memorando nº 530/2016-SFF/ANEEL, de 03/10/2016, é de R$ 17.066.774,96.
viii) Diferencial Eletronuclear. É a diferença3 entre a tarifa praticada e a de referência entre Furnas
e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. Neste processo tarifário, está sendo considerado o
ajuste de R$ 78.513,00 relativo ao descasamento entre a cobertura tarifária concedida no processo tarifário
anterior, para os 12 meses subsequentes, e o pagamento das parcelas mensais.
ix) 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$ 128.776,96, atualizado
pelo IGP-M.
x) Financeiro de Reversão de financeiros pela postergação da data contratual. Em
consequência da renovação do Contrato de Concessão, com alteração de data de aniversário contratual de 26
de agosto para 22 de outubro, foi efetuada a reversão da parcela da receita correspondente aos componentes
financeiros faturados nesse período adicional de vigência das tarifas homologadas no ano anterior, totalizando
-R$ 14.569.142,78, para a componente TE (energia), e -R$ 11.611.572,83, para a componente TUSD (uso);
xi) Recuperação de Receita Diferida no IRT 2014. Por determinação contida no art. 13 da REH
nº 1.937, de 25 de agosto de 2015, que homologou o resultado do reajuste tarifário de 2015, a receita tarifária
reduzida no reajuste de 2014 retorna às tarifas, com atualização pelo IGP-M, totalizando o valor de R$
134.742.899,74.
xii) Compensação financeira resultante dos acordos bilaterais com Geradoras (CCEAR).
Trata-se de um efeito tarifário decorrente de acordos bilaterais entre distribuidora de energia e geradoras,
signatárias de Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR, nos termos da REN
711/2016, de modo a prover mecanismo adicional de adequação dos níveis de contratação de energia. No caso
da CEB, o efeito desses acordos resultou no componente financeiro no valor de -R$ 900.365,17.
Resumo dos Componentes Financeiros
152. A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros.
3 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 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
Tabela 21: Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido de Financeiro da RTE | (30.315.206,81) | -1,29% |
| CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido de Financeiro da RTE | 188.731.263,80 | 8,01% |
| CVA em Processamento - Transmissão - Líquido de Financeiro da RTE | 4.053.831,18 | 0,17% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (92.362.776,34) | -3,92% |
| Neutralidade dos Encargos | 8.722.663,17 | 0,37% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | 25.727.835,99 | 1,09% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 92.740,81 | 0,00% |
| Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE | 17.066.774,96 | 0,72% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 78.513,00 | 0,00% |
| Conselho de Consumidores | (128.776,96) | -0,01% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE | (14.569.143) | -0,62% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD | (11.611.573) | -0,49% |
| Diferimento Tarifário IRT 2014 | 134.742.900 | 5,72% |
| Compensação Financeira - Efeito de Acordos Bilaterais com Geradoras (CCEAR) | (900.365) | -0,04% |
| Total | 229.328.681,77 | 9,73% |

153. Os componentes financeiros mais expressivos considerados foram: Saldo a Compensar do ano
anterior e o Diferimento Tarifário referente ao reajuste de 2014
154. Os principais motivos do impacto, de 8,01%, da CVA energia foram: (i) repasse da compra de
energia de ITAIPU, devido à alta do dólar ocorrida no período, aliada a nova tarifa de repasse de ITAIPU,
estabelecida pela Resolução Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015; (ii) os
custos dos contratos de cotas de garantia física, que tiveram valores majorados devido ao Leilão de Contratação
de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência,
realizado em novembro de 2015, em que foi incorporada nova parcela de custo relacionado ao Retorno da
Bonificação pela Outorga; e (iii) Demais Custos associados a compra de energia apurados pela CCEE por meio
de Mecanismo Auxiliar de Cálculo (MAC). Por sua vez, a receita repassada da Conta Bandeiras e da ContaACR contribuiu para que o efeito da CVA energia não sofresse aumento adicional de 8,13%.
155. Quanto ao efeito do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, de -3,92%, destaca-se o fato
de que os saldos fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados 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.
156. Já o financeiro de Diferimento Tarifário IRT 2014, refere-se ao remanescente de parcela diferida
no reajuste de 2014, que está sendo incorporado nesta revisão, no montante atualizado de R$ 134.742.899,74,
com impacto de 5,72%.

(Fls. 39 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
III.7. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT
157. 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.
158. 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.
159. 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.
160. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a receita
decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses da Conta
Bandeiras, foram considerados na apuração da CVAEnergia e CVAESS/EER da concessionária, contribuindo para
que a tarifa da CEB não sofresse um aumento adicional de 8,13%.
161. Na tabela abaixo são apresentados os valores que foram repassados à CEB e,
consequentemente, descontados dos valores apurados da CVA Energia e ESS.
Tabela 22 – Valores de repasse da conta CCBRT (R$)

Competência CVA ESS CVA Energia
jan-15 R$ - R$ (1.325.650,89)
fev-15 R$ - R$ (1.551.628,22)
mar-15 R$ - R$ (4.297.264,10)
abr-15 R$ - R$ (14.187.950,63)
mai-15 R$ - R$ (9.674.272,43)
jun-15 R$ - R$ (16.210.542,29)
jul-15 R$ - R$ -
ago-15 R$ - R$ -
set-15 R$ (188.395,60) R$ -

| out-15 | R$ | (8.445.497,31) R$ | (62.137.013,68) |
| --- | --- | --- | --- |
| nov-15 | R$ | (2.524.751,38) R$ | (15.250.345,74) |
| dez-15 | R$ | (17.638.695,70) R$ | (19.770.566,33) |
| jan-16 | R$ | (18.291.853,78) R$ | (4.909.370,84) |

fev-16 R$ (11.682.465,89) R$ -
mar-16
R$ (4.652.464,70) R$ -
abr-16
R$ - R$ -
mai-16 R$ - R$ 38.956,78
jun-16 R$ - R$ -
jul-16 R$ - R$ 1.855,23

TOTAL R$ (63.424.124,36) R$ (149.273.793,13)

(Fls. 40 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
III.8. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
162. 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.
163. 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.
164. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a
distribuidora no período de competência de outubro/2016 a setembro/2017, até o 10º dia útil do mês
subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os
realizados no período de julho/2015 a agosto/2016, bem como os meses adicionais de repasses devidos ao
período de postergação da data contratual.
Tabela 23: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

| TIPO | Ajuste (R$) | Previsão (R$) | Valor Mensal (R$) |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 24.218,10 | 66.625,54 | 90.843,64 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 72.986,69 | 1.283.785,52 | 1.356.772,21 |
| Subsídio Rural | 52.035,92 | 1.520.788,15 | 1.572.824,08 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 118.591,84 | 160.821,06 | 279.412,91 |
| Total | 267.832,55 | 3.032.020,28 | 3.299.852,84 |

III.9. RESULTADO DA REVISÃO
165. A Revisão Tarifária da CEB conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos
consumidores de 3,42% sendo de 1,04%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
4,62%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
166. O efeito médio nas tarifas de 3,42% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos
de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 1,34%, (ii) da inclusão dos componentes financeiros
apurados no atual processo tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes, com efeito de 9,73%; e
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a
data da revisão em processamento, que contribuiu para a um efeito de -7,65% no atual processo tarifário da
CEB.
167. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 3,42%, representa
a conjugação dos três movimentos tarifários acima explicitados [3,42%= + (1,34%) + (9,73%) +(-7,65%)].
168. A tabela a seguir apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação
entre o reajuste 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; a distribuição da receita para cobrir os custos da Parcela A e da Parcela
B; e a contribuição de cada componente financeiro, para formar o índice tarifário final, além da retirada dos
componentes tarifários considerados no último processo.

(Fls. 41 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
Tabela 24: Resumo da revisão
Receita Verificada Receita Requerida Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 1.929.055.735 | 1.894.941.877 -1,77% | -1,45% | 79,35% |
| Encargos Setoriais | 663.311.815 | 615.291.996 -7,24% | -2,04% | 25,76% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.134.499 | 2.136.548 0,10% | 0,00% | 0,09% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 346.705.846 | 216.148.489 -37,66% | -5,54% | 9,05% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 41.329.177 | 45.871.437 10,99% | 0,19% | 1,92% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 147.245.650 | 156.377.563 6,20% | 0,39% | 6,55% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 66.427.141 | 117.808.591 77,35% | 2,18% | 4,93% |
| PROINFA | 40.048.421 | 54.661.785 36,49% | 0,62% | 2,29% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 19.339.523 | 22.202.583 14,80% | 0,12% | 0,93% |
| ONS | 81.558 | 85.001 4,22% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 77.098.135 | 79.218.025 2,75% | 0,09% | 3,32% |
| Rede Básica | 41.244.708 | 40.647.969 -1,45% | -0,03% | 1,70% |
| Rede Básica Fronteira | 14.449.794 | 15.724.812 8,82% | 0,05% | 0,66% |
| Rede Básica ONS (A2) | 541.190 | 534.252 -1,28% | -0,00% | 0,02% |
| MUST Itaipu | 12.466.188 | 14.382.270 15,37% | 0,08% | 0,60% |
| Transporte de Itaipu | 5.909.928 | 6.418.074 8,60% | 0,02% | 0,27% |
| Conexão | 2.486.326 | 1.510.648 -39,24% | -0,04% | 0,06% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1.188.645.786 | 1.200.431.856 0,99% | 0,50% | 50,26% |
| PARCELA B | 427.505.206,44 | 493.273.320,14 15,38% | 2,79% | 20,65% |
| Custos Operacionais | 268.790.035 | 271.510.936 1,01% | 0,12% | 11,37% |
| Anuidades | 28.685.561 | 46.144.970 60,86% | 0,74% | 1,93% |
| Remuneração | 95.177.892 | 117.806.860 23,78% | 0,96% | 4,93% |
| Depreciação | 58.874.288 | 66.018.618 12,13% | 0,30% | 2,76% |
| Receitas Irrecuperáveis | 10.924.378 | 11.653.298 6,67% | 0,03% | 0,49% |
| Outras Receitas | -22.164.621 | -19.861.362 -10,39% | 0,10% | -0,83% |
| Ajuste Investimentos 2CRTP | -12.782.327 | 0 -100,00% | 0,54% | - |
| Reposicionamento Tarifário | 2.356.560.941,68 | 2388215197 | 1,34% | 100,00% |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 9,73%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido de Financeiro da RTE -1,29%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido de Financeiro da RTE 8,01%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido de Financeiro da RTE 0,17%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -3,92%
Neutralidade dos Encargos 0,37%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 1,09%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,00%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 0,72%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores -0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,62%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,49%
Diferimento Tarifário IRT 2014 5,72%
Compensação Financeira - Efeito de Acordos Bilaterais com Geradoras (CCEAR) -0,04%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -7,65%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 3,42%

(Fls. 42 da Nota Técnica no 340/2016-SGT/ANEEL, de 11/10/2016).
IV. DO PEDIDO DE RECONSIDERAÇÃO INTERPOSTO PELA CEB
169. Em 04/09/2015, a distribuidora impetrou pedido de reconsideração contra a REH nº 1.937/2015,
que homologou o resultado de seu reajuste tarifário de 2015, no qual pleiteou a totalidade da receita diferida no
IRT de 2014.
170. Ocorre que essa parcela já está sendo incorporada aos financeiros deste processo tarifário,
motivo pelo qual esta Superintendência pugna pelo arquivamento do recurso, por perda do objeto.
V. CONCLUSÃO
171. O reposicionamento tarifário da CEB é de 1,34%, sendo o efeito médio percebido pelo
consumidor de 3,42%. O efeito consolidado, por nível de tensão, pode ser observado na tabela a seguir.
Tabela 25 – Efeito médio ao consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 1,04%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 4,62%
Efeito Médio AT+BT 3,42%
DEVETH LIMA FERREIRA NADIA MAKI
Especialista em Regulação – SGT Especialista em Regulação – SGT
THIAGO ROBERTO MAGALHÃES VELOSO
Especialista em Regulação – SGT
De acordo
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária