REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2126/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia - EPB.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-08-26
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.001089/2016-92
INTERESSADOS: EPB - Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da EPB - Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia, a vigorar
a partir de 28 de agosto de 2016.
I. RELATÓRIO
A EPB é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca
de 1,36 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da
ordem de R$ 1,37 bilhão.
2. No processo tarifário de 2015, as tarifas da EPB foram, em média, reajustadas em 10,79%,
sendo este o efeito tarifário médio percebido pelos usuários da distribuidora, conforme consta da Resolução
Homologatória – REH nº 1.938/2015.
3. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 275, de 17 de agosto de
2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da EPB.
4. No dia 17/08/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de
Consumidores da EPB as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa
nº 652 ANEEL, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET
– Procedimentos de Regulação Tarifária.
5. A Procuradoria Federal junto à ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a
chancelou.
6. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
7. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EPB conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido
pelos consumidores de 5,13%, sendo de 5,04%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão
e de 5,17%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 19/2001-ANEEL.

Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 5,04%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 5,17%
Efeito Médio AT+BT 5,13%
8. O efeito médio de 5,13% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculado
conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada dos
componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a
data do reajuste em processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste
tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes.
9. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 12,15% ao se
adotarem como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo
8,95% referente à variação de custos de Parcela A e 3,20% à variação de custos da Parcela B.
10. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da
EPB, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para uma redução tarifário de -1,48%.
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma
redução de -5,54% no atual reajuste.
11. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 5,13% [5,13% =
12,15% -1,48% -5,54%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados:
a) IRT de 12,15% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B;
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de -
1,48%; e
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -5,54%.
12. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
7,92%
5,13%
3,20%
1,12%
-0,09%
-1,48%
-5,54%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
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Fonte: Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL.
13. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
14. Os custos da Parcela A representam 64,68% dos custos da Concessionária. O incremento
desses custos representou 8,95% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário.
15. O valor total dos encargos setoriais aumentou 7,43% em comparação com os valores
referentes ao reajuste anterior, correspondendo a um efeito tarifário médio de 1,12%. Destaca-se a redução do
orçamento da CDE – USO, decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016,
conforme Resolução Homologatória nº 2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -

1,16% e o aumento dos encargos de Serviço do Sistema - ESS e de Energia de Reserva – EER,
correspondendo a uma variação tarifária no efeito médio de 1,46% no atual reajuste da EPB.
16. O valor dos custos de Transmissão teve uma variação de -2,49% em relação ao Reajuste de
2015, correspondendo a um efeito médio de -0,09%.
17. O valor da compra de Energia teve variação de 17,57% em relação ao processo anterior,
contribuindo para um efeito médio de 7,92%. Destaca-se os contratos de cotas de garantia física, com impacto
no reajuste de 3,74% em função das novas Receitas Anuais de Geração homologadas por meio da Resolução
Homologatória nº 2.107, de 19/07/2016.
18. O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 demonstra
a variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao reajuste tarifário de 2015.
energia.
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

Tipo de contrato Processo A-1 Processo atual Variação Processo A-1 Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DSP 135.738,54 148.506,54 9,41% 290,29 344,15 18,55%
Existente - CCEAR-QTD 536.340,61 493.581,63 -7,97% 225,11 244,65 8,68%
828.112,36 198,75

| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 997.048,79 | 20,40% | 203,20 | 2,24% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 450.979,67 | 468.391,96 | 3,86% | 164,43 | 177,94 | 8,21% |
| Madeira e Belo Monte | 329.656,09 | 539.888,12 | 63,77% | 117,18 | 124,24 | 6,02% |
| Bilateral | 430.683,49 | 438.963,60 | 1,92% | 230,73 | 250,10 | 8,40% |
| Cota Angra I e Angra II | 149.203,76 | 148.524,15 | -0,46% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 1.718.245,29 | 1.716.906,05 | -0,08% | 37,27 | 70,34 | 88,74% |
| Proinfa | 89.804,65 | 94.368,35 | 5,08% | 232,50 | 332,84 | 43,16% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -177.744,49 | -545.013,68 | 206,6% | 136,52 | 158,75 | 16,3% |
| TOTAL | 4.491.019,96 | 4.501.165,52 | 0,2% | 138,44 | 162,40 | 17,3% |

Fonte: Nota Técnica no 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.

19. Os custos da Parcela B representam 35,32% dos custos da Concessionária. Seu incremento
correspondeu a 3,20% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
20. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre agosto de 2015 e
julho de 2016, do IGP-M, de 11,63%, subtraída do Fator X, de 2,85%.
21. No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão
Tarifária da EPB, de 1,80% e 2,00% respectivamente. No caso da EPB, a variação média dos indicadores de
DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi de -17,82% de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de -0,95%.
Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,63%, subtraída
do Fator X, de 2,85%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 8,78%.
22. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da
receita da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se
destina ao ressarcimento dos custos incorridos no pagamento:
a) Da geração (compra de energia);
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e
c) Dos encargos setoriais2 e dos tributos3.
Gráfico 3
Custo de
Encargos
Transmissão
Setoriais
3,0%
16,4%
Custo de
Energia
45,2%
Custo de
Distribuição
35,3%
No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
2
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,90% para o ICMS e de 6,33% para o PIS/COFINS, incidentes sobre
a fatura, contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 43,33%
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 4
Custo de
Transmissão
2,1%
Encargos
Setoriais
11,5%
Custo de
Energia
ICMS 23,9%
31,6% Tributos
30,2%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 6,3%
24,6%
23. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário,
ressalta-se:
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA concernente
ao Encargo de Serviços do Sistema – ESS e ao de Energia de Reserva – EER, com o
repasse negativo de R$ 27.498.589,49 e com efeito no atual reajuste de -1,99%;
b) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA afeta aos
custos de aquisição de energia, que representou o repasse de R$ 43.559.676,63, com efeito
no atual reajuste de 3,16%. O efeito é decorrente, principalmente, dos 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. A área técnica ressalta que a receita
proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e dos repasses
da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA e da
CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da EPB não sofresse um aumento adicional
médio de 17,53%.
c) O repasse de sobrecontratação/exposição involuntária de energia, com valor negativo de R$
54.097.798,16, contribuindo com um efeito de -3,92% no atual reajuste.
24. A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados
no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

Tabela 4 – Componentes Financeiros
25. A SGT destacou, na Nota Técnica nº 275, de 17 de agosto de 2016, que o efeito médio a ser
percebido pelos consumidores da EPB, de 5,13%, contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da
Concessionária evoluísse nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (84,97%) e do IPCA (76,25%) no
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
26. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da
CDE, a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os
valores mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo
processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
27. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à
EPB, em relação às competências entre agosto/2016 a julho/2017, é de R$ 4.441.907,79. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 e julho/2016.
III. DIREITO
28. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002;
c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009;
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010;
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e
5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013,
a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte
incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com
mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 19/2001ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
29. Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.001089/2016-92, voto pela emissão
de resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da EPB - Energisa Paraíba -
Distribuidora de Energia, a vigorar a partir de 28 de agosto de 2016, que conduz ao efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 5,13%, sendo 5,04% para os consumidores
em alta tensão e 5,17% para os consumidores em baixa tensão;
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da EPB;
c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas
como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do
Encargo de Energia de Reserva – EER; e
e) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à EPB, de modo a
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
Brasília, 23 de agosto de 2016.
TIAGO DE BARROS CORREIA
Diretor