REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2168/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Light Serviços de Eletricidade S.A.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-11-07
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 359/2016-SGT/ANEEL
Em 31 de outubro de 2016.
Processo: 48500.001088/2016-48
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à LIGHT, Light Serviços de
Eletricidade S/A. e demais providências pertinentes
ao seu Reajuste Tarifário Anual de 2016.
I. DO OBJETIVO
1. Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da LIGHT, Light Serviços
de Eletricidade S/A., vigente a partir de 7 de novembro de 2016, calculado em conformidade com as
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do
Contrato de Concessão de Distribuição nº 001/1996 e os seus termos aditivos.
II. DOS FATOS
2. A LIGHT, sediada na cidade do Rio de Janeiro, RJ, atende aproximadamente 3,8 milhões
de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem
de R$ 10,3 bilhões.
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal

Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo

| Consumidoras1 | Energia (MWh) | Consumo (%) |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Residencial | 3.488.522 | 625.621 | 28,4% |
| Industrial | 6.183 | 510.764 | 23,2% |
| Comercial | 293.181 | 537.592 | 24,4% |
| Rural | 11.484 | 5.216 | 0,2% |
| Iluminação Pública | 743 | 62.906 | 2,9% |
| Poder Público | 11.811 | 108.995 | 4,9% |
| Serviço Público | 1.565 | 115.709 | 5,2% |
| Demais classes | 457 | 239.478 | 10,9% |
| Total | 3.813.946 | 2.206.282 | 100% |

1 - Fonte: SAMP - competência agosto/2016
48500.001088/2016-48
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0A27476C003A614A CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

Fls. 2 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
3. Em 02/05/2016, a SGT solicitou1 as informações em relação ao processo de reajuste
tarifário da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SFF e SRM).
4. Em 26/09/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da LIGHT, prestando os
esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos
a serem observados para entrega de informações e documentos.
5. A distribuidora, por meio de Carta FRF-017/162, protocolada no dia 7 de outubro de 2016,
encaminhou os documentos referentes ao processo de reajuste tarifário de 2015. Destaque-se, ainda, três
pontos levantados pela empresa: recálculo da CVA Energia no período janeiro a agosto de 2015;
compensação do financeiro associado ao recálculo do repasse dos preços da UTE Norte Fluminense; e
repasse dos subsídios tarifários concedidos entre 24 e 31 de janeiro de 2013.
6. O Memorando nº 259/2016-SRM/ANEEL, de 18/10/2016, apresentou informações sobre o
contrato bilateral de compra e venda de energia.
7. Nos dias 11/08/2016 e 3/10/2016, a SGT recebeu os Memorandos n° 443/2016SFF/ANEEL3 e 531/2016-SFF/ANEEL4, com os valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária
referente ao processo tarifário de 2015, bem como os valores fiscalizados e validados das garantias
financeiras relativas à contratação regulada de energia (CCEAR).
8. Em 31/10/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças, SAF, a LIGHT encontra-se adimplente com suas
obrigações intrassetoriais, isso possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art.
10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004.
II.1. Precedentes
II.1.1. Aspectos Contratuais
9. Em 04/06/1996 foi firmado o Contrato de Concessão nº 001/1996 entre a União, por
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica, ANEEL, e a LIGHT, Light Serviços de Eletricidade
S/A.. Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos de distribuição de
energia elétrica, estabelece na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia
elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica.
10. Em 28/09/2005 foi assinado o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o qual
dá nova redação à sua Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para atender às
condições de eficácia constante do § 2º dos art. 36 e 43 do Decreto nº 5.163, de 30/72004.
1 Memorando nº 165/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 166/2016-SGT/ANEEL.
2 Documento SIC nº 48513.025772/2016-00 (VIA 001).
Documento SIC nº 48536.004914/2016-00.
3
4 Documento SIC nº 48536.005929/2016-00.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
11. Em 26/02/2010, foi assinado o Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando
nova redação à Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os
procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado
pela metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da
Parcela "A", relativos aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo.
II.1.2. Aspectos Metodológicos
12. Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os
mecanismos de reajuste e revisão tarifária são suficientes para a manutenção do seu equilíbrio
econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir os custos
operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o capital investido, na medida em
que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômicofinanceiro inicial do contrato.
13. Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão,
preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela A
(VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas
homologadas na "Data de Referência Anterior (DRA)" e o "Mercado de Referência", não incluindo tributos,
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e
contratação de reserva de capacidade.
14. Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual,
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:
Referência
DRP
DRA Período de 12 meses
RA0
VPA0 VPA1
15. Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do
Contrato de Concessão:
VPA  VPB x (IVI  X)
IRT  1 0
RA
0
onde:
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Fls. 4 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da
CONCESSIONÁRIA, nos doze meses anteriores ao reajuste em processamento;
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a
energia comprada em função do "Mercado de Referência;
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e
o "Mercado de Referência", não incluindo o ICMS;
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na "Data de
Referência Anterior", e o "Mercado de Referência", calculado da seguinte forma:
VPB0 = RA0 - VPA0
onde:
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de
Referência Anterior" e a energia comprada em função do "Mercado de
Referência";
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio
Vargas, ou do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em
processamento e o do mês anterior à "Data de Referência Anterior". Na hipótese
de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a ser
adotado; e
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.
16. Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a
ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que deverão
ser subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.
17. O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por
três componentes, conforme fórmula abaixo:
Fator X = Pd + Q + T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
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Fls. 5 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
II.1.3. Revisão Tarifária Periódica de 2013
18. A Resolução Homologatória nº 1.650/2013 também estabeleceu, para o atual ciclo
tarifário, os valores dos componentes Pd (ganhos de produtividade da atividade de distribuição) e T
(trajetória de custos operacionais) do Fator X5 em 0% e -1,22%, respectivamente, a serem aplicados na
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários anuais da concessionária. Ainda, essa Resolução
estabeleceu o percentual regulatório de perdas técnicas de 5,40%, que permanecerá constante em todos
os reajustes anuais deste ciclo tarifário, além do percentual de perdas não técnicas6 sobre o mercado
faturado de baixa tensão, definido como:
II - O nível regulatório de perdas não técnicas sobre o mercado faturado de baixa
tensão a ser considerado no reajuste de 2014 será de 40,41% (quarenta vírgula
quarenta e um por cento);
III - Os níveis regulatórios de perdas não técnicas sobre o mercado faturado de
baixa tensão a serem considerados nos reajustes de 2015, 2016 e 2017
dependerão do nível real de perdas não técnicas praticado pela empresa,
conforme a seguir:
a) Caso o nível real de perdas não técnicas praticado pela empresa no
período de setembro de 2014 a agosto de 2015 seja igual ou inferior a
39,92% (trinta e nove vírgula noventa e dois por cento), o nível regulatório
a ser considerado no reajuste de 2015 será de 40,41% (quarenta virgula
quarenta e um por cento), caso contrário, será considerado o percentual
de 39,13% (trinta e nove vírgula treze por cento);
b) Caso o nível real de perdas não técnicas praticado pela empresa no
período de setembro de 2015 a agosto de 2016 seja igual ou inferior a
38,33% (trinta e oito vírgula trinta e três por cento), o nível regulatório a
ser considerado no reajuste de 2016 será de 40,41% (quarenta virgula
quarenta e um por cento), caso contrário, será considerado o percentual
de 36,41% (trinta e seis vírgula quarenta e um por cento);
c) Caso o nível real de perdas não técnicas praticado pela empresa no
período de setembro de 2016 a agosto de 2017 seja igual ou inferior a
34,49% (trinta e quatro vírgula quarenta e nove por cento), o nível
regulatório a ser considerado no reajuste de 2017 será de 40,41%
(quarenta vírgula quarenta e um por cento), caso contrário, será
considerado o percentual de 33,00% (trinta e três por cento);
5 O Fator X é composto pelos componentes Pd (produtividade), T (trajetória) e Q (qualidade), conforme consta no Submódulo
2.5 do PRORET.
6 A metodologia de perdas técnicas regulatórias são definidas com base no Módulo 7 do Procedimentos de Distribuição –
PRODIST – e a metodologia das perdas não técnicas consta no Submódulo 2.6 do PRORET.
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Fls. 6 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
Parágrafo único. A diferença entre as perdas não técnicas sobre o
mercado faturado de baixa tensão, de 40,41%, e a trajetória proposta na
Tabela 12 da Nota Técnica nº 484/2013-SRE/ANEEL, de 01 de novembro
de 2013, será valorada e contabilizada como Obrigações Especiais, nos
termos de Despacho anual a ser emitido pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira - SFF.
II.1.4 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015
19. Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da LIGHT
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração
e CDE.
20. A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de
25,6% e 21,06%, respectivamente.
II.1.5. Reajuste Tarifário Anual de 2015
21. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.982, de 05/11/2015, o
reposicionamento tarifário da Light representou, em média, uma variação das tarifas homologadas na
RTE-2015 de 16,78%.
III. DA ANÁLISE
III.1. Período de Referência
22. O período de referência para o reajuste anual da LIGHT é de novembro/2015 a
outubro/2016.
III.2. Receita Anual
23. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior,
acrescido dos efeitos da liminar referente ao caso da UTE Norte Fluminense e do recálculo do fator de
perdas não técnica, representando um faturamento anual de R$ 10.313.489.373, conforme demonstrado
na Tabela 2.
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Fls. 7 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
Tabela 2: Mercado no Período de Referência

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 20.484.473 | 9.678.740.326,44 |
| A2 (88 a 138 kV) | 1.161.310 | 411.830.872,03 |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 9.723 | 4.428.088,78 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 5.143.522 | 2.275.614.356,69 |

As 109.473 55.936.531,90

BT (menor que 2,3 kV) 14.060.445 6.930.930.477,04
Demais Livres 5.080.695 485.070.702,36
Distribuição 2.834.903 112.681.558,58
Geração - 72.895.868,28
AJUSTE ECONÔMICO - BOL - - 35.899.082,94

Total 28.400.071 10.313.489.372,73
III.3. Encargos Setoriais
24. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela
7
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos
processos tarifários são:
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de
23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade:
 buscar o desenvolvimento energético dos Estados;
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos
consumidores Residencial Baixa Renda,
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,
 dispor recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de
modicidade tarifária,
7 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL.
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Fls. 8 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
 propiciar a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar,
fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral
nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,
 providenciar recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de
uso dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica
(regulamentado pelo Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e
 munir recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das
concessionárias de distribuição.
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do
custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do
PRORET;
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como objetivo
aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem sua
metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET;
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH.
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de
petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos
minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de
cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET;
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER.
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária
para a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores
síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER
representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela
destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN;
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE).
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira
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Fls. 9 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto,
passam a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e
vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. Instituído pela Lei n°
9.648/1998, alterado pela Lei n° 10.848/2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se
de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a
transmissão de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN.
25. Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão
demonstrados na tabela abaixo:
Tabela 3: Encargos Setoriais

Encargos Setoriais DRA (R$) DRP (R$) Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8.753.160,01 9.522.769,23 -
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 2.006.578.957,01 1.684.849.815,86 -

| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 179.116.010,02 | 417.676.547,42 | Previsão SGT -OUT/2016 |
| --- | --- | --- | --- |
| PROINFA | 142.940.455,62 | 206.129.225,41 | REH 2003/2015 |
| P&D e Eficiência Energética | 87.596.517,78 | 81.549.090,00 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Contribuição ONS | 268.546,49 | 285.853,56 | Contribuição JAN/16 - DEZ/16 |
| Total de Encargos Tarifários | 2.425.253.647 | 2.400.013.301 |  |

26. O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual
(CDE Uso), homologada pela REH 2.077, de 07/06/2016, os seguintes itens:
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela
REH 2.077, de 07/06/2016. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos
pelas distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do
Dec. 7.891/2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de
aquisição de energia elétrica, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com
atualização dos valores pela variação do IPCA, mediante encargo a ser incluído nas tarifas de
energia elétrica, definido na proporção dos recursos recebidos pela distribuidora.
ii) quota anual da CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) (Art. 4º-C do Dec.
7.891/2013) homologada pela REH nº 2.004/2015, destinada à amortização das operações de
crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para lastro da
Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, nos termos do Decreto nº
8.221/2014 e da Resolução Normativa nº 612/2014. A CONTA-ACR teve como objetivo cobrir as
despesas incorridas pelas concessionárias de distribuição, relativas ao ano de 2014, em
decorrência da exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho de usinas
termelétricas vinculadas a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente
Regulado – CCEAR na modalidade por disponibilidade. O recolhimento de quotas mensais da
CDE pelas distribuidoras tem como contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia
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elétrica a partir dos respectivos processos tarifários ordinário de 2015. Frisa-se que a definição
desse encargo tarifário para cada distribuidora não está vinculada aos recursos recebidos da
Conta-ACR, mas ao tamanho de seus mercados cativos no período de fevereiro a dezembro de
2014. Dessa forma, os custos da Conta-ACR foram distribuídos equitativamente a todos os
consumidores cativos do sistema interligado nacional.
27. A partir da assinatura, em 2010, dos Termos Aditivos aos contratos de concessão de
serviço público de distribuição de energia elétrica, são considerados na DRA (Data de Referência Anterior)
os valores faturados dos encargos setoriais, de modo a assegurar a neutralidade desses itens da
"Parcela A".
28. Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da
concessionária.
III.4. Transmissão
29. 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.
30. Com relação aos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUST (Montantes de
Uso do Sistema de Transmissão) foram obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão,
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT –
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas da
Resolução Homologatória n° 2.099, de 28/06/2016.
31. Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na
Resolução Homologatória n° 2.098, de 28/06/2015, sendo consideradas também as informações
presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.
32. Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas,
quando houver, as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT).
33. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo:
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Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica

| Componente | DRA (R$) | DRP (R$) |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica | 199.642.652,52 | 210.275.577,07 |
| Rede Básica Fronteira | 25.107.873,85 | 52.899.017,85 |
| Rede Básica ONS (A2) | 9.151.518,37 | 9.445.901,11 |
| MUST Itaipu | 48.918.106,05 | 53.832.669,26 |
| Transporte de Itaipu | 23.060.969,77 | 23.984.505,35 |
| Conexão | 12.792.107,87 | 16.953.300,64 |
| Total dos Custos de Transporte | 318.673.228,43 | 367.390.971,29 |

III.5 Compra de Energia
34. 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.
35. Também a Lei n° 10.848/2004 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".
36. 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 (CCEAR): 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
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de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia
elétrica necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331,
de 16/9/2008;
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema
Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme
disposto no art. 11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – PROINFA;
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos
termos da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de
Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de
Garantia Física e Potência, realizado em 25/11/2015;
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio
da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que
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 distribuidora/permissionária
(suprida) com mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional
– SIN, que adquirem energia de outras distribuidoras/permissionárias (supridoras), sendo
que as partes firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL;
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto:
hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de
cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem
restrições de eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo
como combustível).
III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida
37. Com a finalidade de calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar, a
ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e
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na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é
definido como Energia Requerida.
38. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas
dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam
o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de
transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas
apuradas pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando,
portanto, todas as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no
processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros.
39. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais
Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte,
transformação de tensão e medição de energia elétrica8.
40. As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução
Homologatória nº 1.650/2013 (última revisão tarifária da LIGHT) estabeleceu o percentual regulatório de
perdas técnicas de 5,40% (sobre energia injetada da concessionária) e para as perdas não-técnicas
(sobre o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 36,41% a ser aplicado no atual reajuste.
41. Isso decorre do fato de que a LIGHT (vide processo 48500.004772/2015-09) obteve o
percentual de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão de 43,95%, contra a meta
estabelecida de 38,33%.
8 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução
Normativa nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada
acessante da referida instalação.
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Tabela 5: Apuração das Perdas Não Técnicas Reais no período de setembro de 2015 a agosto de
2016
% Perdas Não
Perdas Não

Perdas Totais Perdas Técnicas* Mercado BT Técnicas /
Ano Mês Técnicas

(1) (2) (4) Mercado BT
(3) = (1) - (2)
(5) = (3) / (4)

| 2015 9 | 704.423.362,00 | 206.888.611,32 | 497.534.750,68 | 1.051.941.238,00 | 47,30% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 2015 10 | 779.318.379,00 | 228.998.904,26 | 550.319.474,74 | 1.165.498.543,00 | 47,22% |
| 2015 11 | 753.667.843,00 | 225.975.714,05 | 527.692.128,95 | 1.199.564.102,00 | 43,99% |
| 2015 12 1.092.144.401,00 | 249.130.965,02 | 843.013.435,98 | 1.238.177.502,00 | 68,09% |  |
| 2016 1 | 752.901.990,00 | 240.747.737,26 | 512.154.252,74 | 1.386.070.932,00 | 36,95% |
| 2016 2 | 999.041.473,00 | 251.778.601,15 | 747.262.871,85 | 1.283.372.511,00 | 58,23% |
| 2016 3 1.056.096.228,00 | 263.695.162,54 | 792.401.065,46 | 1.298.049.353,00 | 61,05% |  |
| 2016 4 | 884.027.849,00 | 253.409.137,70 | 630.618.711,30 | 1.379.012.411,00 | 45,73% |
| 2016 5 | 425.020.161,00 | 202.515.523,78 | 222.504.637,22 | 1.197.238.197,00 | 18,58% |
| 2016 6 | 349.706.066,00 | 180.964.594,87 | 168.741.471,13 | 1.010.967.457,00 | 16,69% |
| 2016 7 | 578.579.197,00 | 195.879.700,51 | 382.699.496,49 | 968.574.090,00 | 39,51% |
| 2016 8 | 572.261.290,00 | 202.189.085,28 | 370.072.204,72 | 1.032.115.451,00 | 35,86% |
| Total | 8.947.188.239,00 | 2.702.173.737,74 6.245.014.501,26 | 14.210.581.787,00 | 43,95% |  |

* Perdas Técnica correspondente 7,2% da energia injetada.
42. Por essa razão, no presente reajuste está sendo considerado como cobertura para as
perdas não técnicas o percentual de 36.41% sobre o mercado de baixa tensão, conforme estabelece o
Artigo 4° da Resolução Homologatória 1.650, de 05 de novembro de 2013.
43. A cada processo tarifário são apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado, com
base nas medições dos últimos 12 meses, que serão somadas às perdas na Rede Básica (rateadas em
regime de condomínio) entre todas as distribuidoras. Neste processo tarifário utilizou-se como valor
regulatório, conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica -
CCEE, a média de agosto/2015 a agosto/2016. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual
reajuste tarifário da LIGHT.
Tabela 6: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas
Perdas DRA DRP

Não Técnica (s/ Baixa Tensão) 39,13% 36,41%
Técnica (s/ merc. injetado) 5,40% 5,40%
Rede Básica (s/ merc. Injetado) 1,97% 2,13%
Mercado Baixa Tensão (MWh) 14.060.445 14.060.445
44. Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as
perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária,
ao mercado de venda da concessionária.
45. A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da LIGHT para atendimento ao seu
mercado de referência apurado na DRA e na DRP.
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Tabela 7: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 20.484.473 | 20.484.473 |
| Fornecimento | 20.484.473 | 20.484.473 |
| Consumidores Livres | 7.915.598 | 7.915.598 |
| Perdas Totais | 7.986.921 | 7.618.144 |
| Perdas Rede B. | 549.864 | 585.362 |
| Perdas na Distribuição | 7.437.057 | 7.032.782 |
| Perda Não Técnica | 5.501.852 | 5.119.408 |
| Perda Técnica | 1.935.205 | 1.913.374 |
| Energia Requerida | 28.471.394 | 28.102.617 |

III.5.2. Valoração da Compra de energia
46. O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15,
27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais,
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica.
a) Na Data de Referência Anterior – DRA
47. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio
dos montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior,
conforme a tabela a seguir:
Tabela 8: Compra de Energia na DRA

Energia Requerida Tarifa Média Energia Requerida
(MWh) (R$/MWh) (R$)
28.471.394 183,09 5.212.848.375,78
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP
48. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos
critérios estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004
e o Decreto nº 5.163/2004.
49. Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo que o
custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia requerida, líquida da energia do
PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na DRP.
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50. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits9 considerando o período de
referência em questão.
51. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada
disponível corresponde ao somatório de CCEAR, 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.
52. No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os
seguintes procedimentos:
i) Para valorar a energia referente aos CCEAR, foi utilizado o preço médio de repasse dos
contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega
nos 12 meses subsequentes.
ii) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi
utilizado o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do
IPCA até o mês do aniversário contratual, considerando a data de referência determinada pelo leilão.
iii) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se,
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de
cobertura tarifária aprovada pela AP 081/2015, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de
bandeiras e definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016. O mecanismo das
bandeiras tarifárias, iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao consumidor do
custo de geração de energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma antecipação da
receita necessária para cobrir os custos adicionais com geração térmica em condições hidrológicas
desfavoráveis. Para o cálculo do preço de repasse dos CCEAR 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$/MWh, as concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias.
Portanto, os valores de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos
CCEAR por disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes.
iv) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas
pelo Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos.
v) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que
pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos
9
relativos ao período de referência.
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Fls. 17 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado por meio do
Memorando nº 259/2016-SRM/ANEEL, de 18/10/2016.
vi) O valor da despesa com compra de energia de Itaipu é apurado com base na tarifa de
repasse de potência da Itaipu Binacional e nos montantes de potência e energia associada para os
próximos 12 meses. Para os meses de 2016 foram considerados os montantes publicados na Resolução
Homologatória nº. 2.012, de 16/12/2015, e para o restante do período de referência os valores foram
estimados a partir dos montantes da referida Resolução ajustados pela nova cota-parte de Itaipu definida
para 2017. Para valoração dessa despesa, considerou-se a tarifa de Itaipu, em dólares, publicada pela
Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, e a taxa de câmbio PTAX média de venda do período
entre o 45° e o 16° dias anteriores ao reajuste da distribuidora, conforme previsto no Submódulo 3.2,
Seção 5.1, do PRORET.
vii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente das Cotas das
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, calculado pela ANEEL,
conforme as Receitas Anuais de Geração homologadas por meio das Resoluções Homologatórias nº
1.924, de 28/07/2015 e 1.936, de 18/08/2015. Especificamente para as usinas objeto do Leilão de
Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física
e Potência, foram utilizadas as receias anuais de geração homologadas por meio da Resolução
Homologatória nº 2.014, de 19/01/2016.
53. A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de
energia adquirida.
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Fls. 18 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
Tabela 9: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas
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54. Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA10 e na DRP
para a LIGHT, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 5.212.848.375,78 e R$
4.883.809.973,45.
O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados
10
pelo preço médio de repasse do processo tarifário anterior.
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III.6. Parcela B
55. O Fator X11 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta
na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir
que o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir
essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:
Fator X  Pd  Q  T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
56. A Resolução Homologatória nº 1.650/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,22% e 0%, respectivamente, a serem aplicados na
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da LIGHT.
57. Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET12, para a aferição do
componente Q (qualidade do serviço) do Fator X serão considerados indicadores dos serviços técnicos e
comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete indicadores e o
atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.
58. Os indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. No caso do atual reajuste da
LIGHT foram considerados apenas os pesos dos indicadores de DEC e FEC, de modo que o valor do
componente Q do Fator X a ser aplicado na atualização da Parcela B é de 0,00%.
59. À vista do disposto no Parágrafo 20 do Submódulo 2.5 do PRORET (Revisão 1.1
aprovada pela REN nº 640, de 16/12/2014), que determina o recálculo do Componente "Q" considerado
em processos tarifários anteriores quando houver retificação dos indicadores DEC e FEC utilizados
originalmente, cabe informar que após análise dos novos dados fornecidos pela Superintendência de
Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD), por meio do Memorando nº 116/2016-SRD/ANEEL, de
31/03/2016, relativos aos anos civis de 2014 e 2015, não se verificou quaisquer efeitos tarifários a
considerar no caso da Light em relação aos cálculos anteriores em que tais dados tenham sido utilizados.
Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
11
12 Será aplicada a nova metodologia para os reajustes tarifários após o 4º ciclo de revisão tarifária periódica.
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Tabela 10: Fator X
Componentes Valor
Componente Pd do Fator X 1,22%
Componente T do Fator X 0,00%
Componente Q do Fator X 0,00%
Fator X 1,22%
60. Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M13 e do Fator X. A variação
do IGP-M para o período de referência foi de 8,78%, enquanto o Fator X resultou em 1,22%. A tabela
abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP.
Tabela 11: Cálculo da Parcela B
Descrição Valores
Parcela B - DRA (R$) 2.356.714.121,60
IGP-M 8,78%
Fator X 1,22%
Parcela B - DRP (R$) 2.534.845.668,34
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
61. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias.
62. Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do
Ministério da Fazenda (MF).
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, e a nova
metodologia de cálculo resultado da 4ª fase da Audiência Pública 78/2011, a apuração do
saldo da CVA será realizada com base nos valores devidos de pagamentos, ao invés dos
valores apresentados pelas concessionárias para o processo tarifário corrente. 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
13 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV.
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Fls. 22 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
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 BM&F14, de 12,28% a.a..
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzido a parcela da receita decorrente da
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos custos
dos CCEAR-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de competência
de janeiro de 2015 a agosto de 2016, 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 CVA ESS/EER para as competências de janeiro de 2015 a agosto de 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 das diferenças de preços de
submercados, atualizado pela taxa SELIC, referente ao período de janeiro de 2015 a
agosto de 2016.
14 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§
1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data
do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de
Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste.
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 A Light levantou ao longo do processo questionamentos quanto à definição do período de
apuração da glosa. A seguir listamos seus argumentos:
a. Perfil de sazonalização das perdas da Light. a empresa se diz a distribuidora do
país com a maior sazonalização da carga e, portanto, aquela que sofre de
maneira mais intensa os efeitos da resazonalização no cálculo da CVA. Assim,
alega que, sempre que a resazonalização envolve períodos diferentes de 12
meses, as chances de distorção dos resultados são relevantes;
b. Procedimento adotado no reajuste de 2015: A Light ainda descreve que "No
reajuste tarifário da Light de 2015, a ANEEL aplicou no cálculo da
CVA resazonalização da carga coerente com a regra vigente à época, a qual
contemplou dois períodos, que somados compreendem 12 meses:
 Período 1: de set/14 a dez/14, resazonalizado para o ano civil de 2014; e
 Período 2: de jan/15 a ago/15, resazonalizado para estes mesmos 8
meses.
Se a CVA da Light, no reajuste de 2015, tivesse utilizado um único período de
resazonalização, compreendido entre set/14 e ago/15, seu resultado teria sido
muito próximo àquele calculado com os dois períodos de resazonalização
supracitados;
Assim, pelos itens 3 e 4 acima, é possível concluir que a Light não se beneficiou
pelo fato de que sua CVA de 2015 foi calculada com dois períodos de
resazonalização, pois teria recebido o mesmo montante tarifário daquele
correspondente ao cálculo proposto pela metodologia atual, que considera os 12
meses integrais para a resazonalização;
c. Correção retroativa: A Light ainda argumenta que, mesmo se os valores
calculados na forma dos itens 3 e 4 acima descritos fossem diferentes, não
caberia qualquer correção retroativa, decorrente especificamente do período de
resazonalização, no reajuste de 2016, pois:
 A CVA de 2015 foi calculada pela metodologia vigente à época;
 A retroatividade homologada após a 4ª fase da AP 078/2011 (AP78) não
foi motivada pela alteração no período de resazonalização, conforme
descrição nos próximos itens.
 De fato, o resultado da AP 078 (Nota Técnica no 39/2016-SGT/ANEEL,
NT) previu o cálculo retroativo, a partir da competência de janeiro de
2015, da CVA dos reajustes de 2016, motivado pelos seguintes pontos:
 Para eliminar a aplicação glosa aplicada sobre o risco hidrológico (item 64
da NT), em função, principalmente, da Lei 13.203 e do Decreto 8.401, que
trouxeram formas diferentes de tratar tais custos no repasse aos
consumidores a partir de 2015; e
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Fls. 24 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
 Para tornar o processo de cálculo da CVA mais simples (item 65 da NT),
padronizando alguns tratamentos.
 Assim, fica claro que, enquanto a retroatividade descrita no item (7.a)
acima deve ter efeito no resultado da CVA já homologada no reajuste de
2015 para o período de jan/15 a agosto/15, pois foi motivada por
alterações em Lei e Decreto hierarquicamente superiores às resoluções
da ANEEL, a retroatividade descrita no item (7.b) acima não deve ter
efeito no resultado da CVA já homologada no reajuste de 2015, pois foi
motivada pela necessidade de tornar o processo mais simples e
padronizado.
 Ou seja, o efeito líquido do cálculo retroativo da CVA já homologada no
reajuste de 2015 para o período de jan/15 a agos/15 deve estar restrito
àquele relacionado à não aplicação da glosa sobre o risco hidrológico
deste período, conforme item (7.a) acima;
 Entretanto, a forma de cálculo proposta pela SGT, de aplicar, no cálculo
da CVA da Light, um período de resazonalização de 20 meses,
compreendido entre jan/15 e ago/16, está causando uma enorme
distorção em seu resultado, absolutamente alheia àquela esperada pela
aplicação item (7.a) acima;
 De fato, conforme interações que vêm ocorrendo entre a Light e a SGT
desde abril de 2016, essa resazonalização de 20 meses, que não está
prevista em qualquer norma da ANEEL e contradiz a motivação que levou
a Agência a propor o cálculo retroativo da CVA já homologada no reajuste
de 2015, está reduzindo a CVA da Light em cerca de R$ 16 milhões, com
impacto direto no EBITDA e no caixa da concessionária.
Primeiramente, cabe destacar que conforme Despacho nº 652, de 15 de março de 2016, haveria o
recálculo do saldo da CVA e do repasse da Sobrecontratação de energia/exposição no MCP a partir das
competências de janeiro de 2015, com a finalidade de se aplicar os seguintes aperfeiçoamentos
estabelecidos:
a. Apuração 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 em componente
financeiro específico;
b. Exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio dos contratos
de compra de energia, exceto para os contratos de disponibilidade; e
c. 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.
Logo, ressalte-se que o recálculo da glosa para as competências a partir de janeiro de 2015 está
respaldado no Despacho nº 652, de 15 de março de 2016. Para isso, a SGT optou por refazer a
determinação do valor da glosa de perdas, mesmo que o "Fator K" de alguns meses do ano de 2015 já
tivesse sido definido no saldo da CVA de energia do ano anterior, por entender que fazia parte do cálculo
do saldo da CVA de energia e Sobrecontratação.
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Fls. 25 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
Assim, inicialmente abordemos a forma como o cálculo de glosas de perdas era efetuado. O período de
apuração da glosa de energia era concatenado com o ano civil e não com o de apuração do saldo da
CVA, para isso o Fator K era determinado em conjunto o cálculo da sobrecontratação/exposição. Do ponto
de vista operacional, no caso da Light e das demais distribuidoras, somente os meses do ano civil anterior,
poderiam ser determinados com base nas informações completas de carga e mercado regulatório, pois já
estavam disponíveis. Entretanto, para os meses do ano civil corrente, pertencentes ao cálculo, o Fator K
era obtido com base nos dados existentes até o momento de fechamento do cálculo do saldo da CVA em
processamento. No cálculo de 2015, isto resultou em Fator K médio de 98,23%. Por conseguinte, obtémse uma perda real média de 40,11% em comparação com uma perda regulatória de 39,31%. Por outro
lado, ao observarmos o cálculo do Fator K para o ano civil de 2014, cujos dados estavam todas
disponíveis, obteve-se uma perda real média de 44,61% em comparação com uma perda regulatória de
38,63%. Tal diferença no patamar de perda real é resultante da sazonalização da carga, ressaltado nas
argumentações da Light. Assim, as perdas para o período de janeiro de 2015 a agosto de 2015 não
incorporaram o período de maior perda de energia, resultando em um Fator K reduzido. Por outro lado,
quanto comparado ao nível de perdas real, calculado para o ano civil, que incorpora todos os meses do
ano, o valor apresentou descolamento. Não obstante, como o recálculo do Fator K não era o procedimento
regulamentado pela ANEEL, o valor obtido, com as regras anteriores, para a LIGHT, para o período de
janeiro a agosto era aplicado em definitivo sobre as respectivas faturas de compra de energia, enquanto
que o Fator K recalculado para o ano civil era aplicado somente sobre as faturas de setembro a dezembro.
Então, em 2015, aplicou-se um Fator K médio de 95,35% para setembro de 2014 a dezembro 2014 (glosa
de R$ 30.008.045,59) e para o período de janeiro de 2015 a agosto de 2015 (glosa de R$ 38.403.420,37),
o Fator 98,23%. Porém, se fossemos recalcular o Fator K considerando o ano civil de 2015, teríamos para
o período de janeiro de 2015 a agosto de 2015, um fator K de 96,82%, o que representaria uma glosa de
R$ 65.441.710,23, um aumento de R$ 27.038.289,87 no valor financeiro da glosa de perdas. Observemos
que os resultados são significativamente distintos.
Agora, lembremos que até a homologação do PRORET, módulo IV, a Aneel não tinha formalizada a
reaplicação do fator K (recálculo da glosa), e somente após, com sua aprovação, determinou-se que a
partir de janeiro de 2015 haveria recálculo, considerando o período de apuração do saldo da CVA (ao
invés do ano civil) e refazendo-o por um período de até 5 anos.
Nesse contexto, o que a Light solicita é a aplicação do cálculo da glosa, com as regras atuais, entretanto,
desmembrando em dois períodos de cálculo, mantendo o perfil de sazonalização da energia requerida e,
consequentemente, a aplicação de glosa para o período de janeiro a agosto de 2015. Ao se efetuar o
cálculo dessa forma teríamos um fator K equivalente para o período de janeiro a agosto de 2015 de
99,48%, resultando em um valor financeiro de glosa de R$ 5.003.249,44. Para o restante do período,
teríamos um fator de glosa de 96,34%, com impacto de – R$ 1.286.103,92.
Quando avaliamos a proposição da Light em contraste com o método do PRORET e o anterior com
recálculo, constatamos que a proposição da empresa tem como característica uma descaracterização do
perfil de contratação, apresentando maior eficiência do ponto de vista regulatório para o período que ela
deseja segregar. Não obstante, o procedimento ora aplicado pela SGT, além de estar embasado no
Despacho nº 652/2016, também resulta em uma aplicação da glosa de energia compatível com o nível de
eficiência da empresa ao combate as perdas, mais aderente ao processo anterior, e, ainda, incorporando
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Fls. 26 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
significativas mudanças que aumentaram a estabilidade da valoração das glosas. Para finalizar, o conjunto
das regras importou na valoração da glosa em R$ 25.132.824,87 para um período de 20 meses, uma
redução expressiva no valor determinado no processo tarifário de 2015, mesmo que parcial, que era de R$
38.403.420,37. Assim, a SGT conclui que se mantenha o método conforme vem sendo aplicado em todos
os demais processos tarifários desde a aprovação do PRORET, módulo IV.
Apresentação dos fatores de perdas conforme as propostas avaliadas.
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo:
Tabela 12: Valores apurados da CVA em Processamento
12 Meses
Delta 5° Dia Útil Anterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)

| CVA CDE | - | 7.869.505,13 | 14.929.093,87 | 15.886.913,63 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| CVA CDE Energia | 50.312.269,70 | 57.391.647,85 | 61.073.777,18 |  |
| CVA Rede Básica | 4.519.732,16 | 4.118.435,56 | 4.382.665,86 |  |
| CVA Compra Energia | 451.859.351,15 | 522.728.657,26 | 556.265.845,97 |  |
| CVA Transporte Itaipu | 3.410.124,15 | 3.711.201,86 | 3.949.304,89 |  |
| CVA Proinfa | 48.267.207,46 | 51.647.472,70 | 54.961.067,65 |  |
| CVA ESS/ERR | - | 55.995.501,27 - | 72.428.435,53 - | 77.075.294,04 |
| Total | 494.503.678,21 | 582.098.073,57 | 619.444.281,14 |  |

 A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA
relacionada aos custos de aquisição de energia representou o repasse de 556.265.845.97,
com efeito no atual reajuste de 5,39%. O componente principal para o efeito observado é o
contrato de cotas por garantia física, CCGF, notadamente os efeitos financeiros
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Fls. 27 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
associados à contratação, que são de responsabilidade do comprador, no valor de R$ 530
milhões aproximadamente.
Composição do Mix da Light na CVA
1%
0% 0% 0%
0%
CCEAR-Q
14% CCEAR-D
MCSD
27%
CCEN
12%
PROINFA
Itaipu
3%
3% BILATERAL
2% CCGF
21%
17% GP
CI
Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT – Light
%CVA Energia no processo tarifário
10,00%
7,42%
5,00% 4,14%
3,02%
2,67%

0,04% 0,38% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
0,00%
(0,07%)(0,39%)
(0,88%)
(5,00%)
10,00%)
(10,95%)
15,00%)
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Fls. 28 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
CVA Energia – Light
3.000,00
Milhões
2.500,00
2.000,00
1.500,00
1.000,00
500,00
0,00
-500,00
-1.000,00
-1.500,00
Cobertura tarifária (R$) Pagamento CVA após limite de repasse (R$)
ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, foi verificado se o Saldo da CVA em Processamento
considerado no processo tarifário de 2015 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as
variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e
o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros
projetada e a taxa de juros SELIC verificada.
 Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os
valores de CVA do 5º dia útil fiscalizados pela SFF, os quais foram informados por
meio do Memorando nº 443/2016-SFF/ANEEL, de 11/08/2016. Destaca-se que os
saldos fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, tendo
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.
No saldo a compensar analisado também está contemplado o financeiro de saldo a

compensar da reversão da RTE realizada no processo tarifário de 2015.
iii) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado
conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 15 de
março de 2016. Os valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao
Mercado de Curto Prazo foram:
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Fls. 29 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
 Para o ano civil de 2015: há exposição de energia de 1.278.875 MWh. A totalidade
deste montante está sendo considerado como involuntária devido ao despacho Aneel
2.271, de 25 de agosto de 2016.
 Destaca-se que a exposição involuntária de energia no processo tarifário de 2015,
referente ao ano civil de 2014, havia sido calculada provisoriamente. Assim, no atual
processo tarifário essa exposição foi recalculada em caráter definitivo, não se
observando diferença.
 Foi feito o ajuste relativo ao MAC da UHE Santo Antônio15 no cálculo da exposição ao
mercado de curto prazo que resultou em um valor de R$ (914.735,22), atualizado
para a taxa Selic.
 Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou Exposição
ao Mercado de Curto Prazo é de R$ (30.791.776,60), já atualizado para preços de outubro de
2016.
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão anterior, a neutralidade dos encargos
refere-se ao cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos
setoriais faturados no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário
anterior, devidamente atualizadas pela taxa SELIC.
v) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de junho de 2015 a maio de 2016,
atualizados pela taxa SELIC, conforme Submódulo 4.4 do PRORET, resultante da 4ª fase da AP °
078/2011, tendo sido fiscalizados16 pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF.
vi) Ajuste Financeiro TUSDg. Conforme consta no inciso I do Art. 3º da REH 1.982/2015,
por se tratar de geradora em regime anual de cotas, a aplicação da nova TUSDg da UHE Funil constante
na Tabela 1 anexa à REH citada acima somente poderia ser aplicada a partir de 1º de julho de 2016, com
a publicação da nova Receita Anual de Geração (RAG). Sendo assim, está sendo considerado no atual
processo tarifário da Light um componente financeiro, correspondente à diferença de receita que foi
auferida pela distribuidora em relação ao período de competência de 07/11/2015 a 19/06/2016.
15 Conforme determinação no voto do Diretor Relator (parágrafo 76, alínea a) do processo tarifário 48500.006196/2014-45,
referente ao reajuste da CPFL Piratininga de 2015, foi feito recálculo do valor relativo ao ano civil de 2014, decorrente da
redução do montante contratual de Santo Antônio contabilizada pela CCEE em julho de 2014.
16 Memorando nº. 531/2016-SFF/ANEEL, de 03/10/2016.
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Fls. 30 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
vii) Diferencial Eletronuclear. É a diferença17 entre a tarifa praticada e a de referência entre
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. Neste reajuste, está sendo considerado
o ajuste, de R$ 132.954,96, relativo ao descasamento entre a cobertura tarifária concedida no processo
tarifário anterior, para os 12 meses subsequentes, e o pagamento das parcelas mensais, realizado até
dezembro de 2015.
viii) Liminar da UTE Norte Fluminense. A LIGHT ajuizou ação sob o rito ordinário n°
006783937.2015.4.01.3400/DF contra os despachos Aneel 1.839/2015 e 3.641/2015, que determinaram (i)
recálculo retroativo das tarifas praticadas pela LIGHT nos anos de 2006, 2007 e 2008 por supostos
equívocos no repasse tarifário do saldo da CVA na compra de energia elétrica pela LIGHT relativo à UTE
Norte Fluminense; e (ii) devolução aos consumidores do montante equivalente ao componente financeiro
negativo já aplicado às tarifas desde novembro de 2015, devidamente atualizado. Em função de liminar
concedida, em 26 de abril de 2016, foi publicada a REH 2069/2016 que revertia parte do financeiro
supracitado. Todavia, posteriormente, a empresa obteve nova decisão, dada pelo agravo de instrumento
0003104-73.2016.4.01.0000, no qual o juiz suspendeu integralmente os despachos da Aneel. Assim, foi
necessário fazer um ajuste financeiro para reverter integralmente o valor do financeiro associado. O
resultado foi de R$ 39.635.374,33, atualizados pela SELIC.
ix) Recálculo do percentual do reajuste de 2015 com ajuste do fator de perdas não
técnica (processo 48500.004772/2015-09). Na 42ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 05 de
novembro de 2013, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu flexibilizar o tratamento das perdas não
técnicas regulatórias estabelecido na Nota Técnica n° 484/2013, SRE/ANEEL, que submeteu à apreciação
da Diretoria os resultados da terceira revisão tarifária da Light. O repasse das perdas não técnicas nos
reajustes tarifários de 2015, 2016 e 2017 ficaram condicionados ao nível real de perdas não técnicas
praticado pela empresa, conforme estabelecido no na REH 1.650, de 05 de novembro de 2013, art. 4º. Na
27ª Reunião Pública Ordinária, realizada no dia 26 de julho de 2016, a Diretoria da ANEEL definiu o
procedimento que deveria ser adotado para a verificação do cumprimento das metas de perdas não
técnicas, tendo em vista que a REH 1.650/2013 não estabelecia o procedimento que deveria ser adotado
na apuração das perdas técnicas pela diferença entre as perdas totais e as perdas técnicas. No processo
de reajuste homologado em 2015 foi considerado de forma provisória o percentual de 40.41% de perdas
não técnicas sobre o mercado de baixa tensão. Como na época ainda estava em discussão o
procedimento que deveria ser adotado na verificação do cumprimento da meta, foi utilizado
provisoriamente o percentual de 40,41%, que corresponde o patamar de perdas não técnicas em caso de
cumprimento da meta para o período de setembro de 2014 a outubro de 2015.
Assim, depois de definido o procedimento que deveria ser adotado, concluiu-se que, para o período de
setembro de 2014 a outubro de 2015, a Light não cumprira a meta de perdas não técnicas sobre o
mercado de baixa tensão, tendo em vista que praticou o percentual de 40,59%, contra uma meta de
39,92%.
17 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, conforme parcelas homologadas pela Resolução Homologatória
1.585/2013. Esse ajuste será considerado até o processo tarifário de 2016.
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Fls. 31 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
Tabela 13: Apuração das perdas não técnicas reais no período de setembro de 2014 a agosto de
2015
% Perdas Não
Perdas Não

Perdas Totais Perdas Técnicas* Mercado BT Técnicas /
Ano Mês Técnicas

(1) (2) (4) Mercado BT
(3) = (1) - (2)
(5) = (3) / (4)

| 2014 9 | 650.111.395,00 | 208.351.839,60 | 441.759.555,40 | 1.071.232.828,00 | 41,24% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 2014 10 | 713.039.891,00 | 226.809.369,58 | 486.230.521,42 | 1.185.323.045,00 | 41,02% |
| 2014 11 | 738.976.566,00 | 229.640.958,29 | 509.335.607,71 | 1.199.618.688,00 | 42,46% |
| 2014 12 1.093.033.274,00 | 255.295.621,44 | 837.737.652,56 | 1.266.489.024,00 | 66,15% |  |
| 2015 1 1.130.826.245,00 | 282.554.402,33 | 848.271.842,67 | 1.499.924.326,00 | 56,55% |  |
| 2015 2 | 642.892.923,00 | 238.176.629,64 | 404.716.293,36 | 1.428.424.411,00 | 28,33% |
| 2015 3 | 822.583.547,00 | 252.021.038,54 | 570.562.508,46 | 1.382.198.992,00 | 41,28% |
| 2015 4 | 594.921.428,00 | 220.289.997,82 | 374.631.430,18 | 1.235.243.184,00 | 30,33% |
| 2015 5 | 556.501.031,00 | 205.954.439,83 | 350.546.591,17 | 1.117.955.214,00 | 31,36% |
| 2015 6 | 457.271.558,00 | 194.586.991,13 | 262.684.566,87 | 1.045.725.637,00 | 25,12% |
| 2015 7 | 615.740.111,00 | 204.494.830,56 | 411.245.280,44 | 1.019.112.573,00 | 40,35% |
| 2015 8 | 617.026.107,00 | 208.973.779,42 | 408.052.327,58 | 1.100.079.127,00 | 37,09% |
| Total | 8.632.924.076,00 | 2.727.149.898,17 5.905.774.177,83 | 14.551.327.049,00 | 40,59% |  |

* Perdas Técnica correspondente 7,2% da energia injetada.
Como consequência, o percentual que deveria ter sido empregado no reajuste de 2015, como cobertura
tarifária, seria de 39,13% ao invés de 40,41%, razão pela qual está sendo considerado um componente
financeiro negativo no atual reajuste, de R$ (40.903.404,46), o qual considera a diferença de receita
auferida pela concessionária no atual período de referência.
x) 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. A 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.
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Fls. 32 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
 Como a apuração da CVACOMPRA e CVACDE continua levando em conta a
DE ENERGIA
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
CVA e já não tenham sido revertidos no último processo tarifário.
 Portanto, está sendo revertido o valor de -R$ 285.859.984,25, devidamente atualizado
pela SELIC, referente à receita faturada no período remanescente de setembro de
2015 a novembro de 2015, proveniente dos componentes financeiros de CDE
estabelecidos na RTE. Já para o componente financeiro de Compra de Energia
estabelecido na RTE, está sendo revertida a receita faturada para o período de julho
de 2015 a novembro de 2015, totalizando R$ (126.993.137,08), atualizada pela
SELIC.
 O saldo a compensar dessa reversão será apurado, no próximo reajuste tarifário,
seguindo a mesma sistemática de cálculo da CVA saldo a compensar.
63. A Tabela 16 consolida os valores dos componentes financeiros:
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Fls. 33 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
Tabela 14: Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 131.921.758,46 | 1,28% |  |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 556.265.845,97 | 5,39% |  |
| CVA em Processamento - Transmissão | 8.331.970,75 | 0,08% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | - | 616.353.697,28 | -5,98% |
| Neutralidade dos Encargos | 96.552.963,13 | 0,94% |  |
| Financeiro Norte Fluminense (liminar) | 39.635.374,33 | 0,38% |  |
| Recálculo sobrecontratação 2015 | - | 914.735,22 | -0,01% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | - | 30.791.776,60 | -0,30% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 720.207,02 | 0,01% |  |
| CVAess/eer - Encargos Serviço do Sistema e Energia de Reserva | - | 77.075.294,04 | -0,75% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) | - | 176.470,44 | 0,00% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | - | 126.993.137,08 | -1,23% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | - | 230.586.899,45 | -2,24% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | - | 55.273.084,81 | -0,54% |
| Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior | - | 40.903.404,46 | -0,40% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 132.954,96 | 0,00% |  |
| Ajuste Liminar Abrace | (90.921.701) | -0,88% |  |
| Total | - | 436.429.125,41 | -4,23% |

64. Uma forma de se avaliar os impactos dos diferentes componentes de custo sobre o
reajuste é por intermédio dos chamados gráficos radar que permitem uma visualização comparativa entre
os custos, isto é, a contribuição padronizada sobre o efeito final observado nos custos médios unitários.
Dada a complexidade da estrutura de preços da distribuidora optamos pela organização mais simples
possível, TUSD e TE, em função do modelo ora vigente.
65. Na figura abaixo determinamos facilmente os três principais elementos que contribuem
para o reajuste negativo: CDE, função da redução expressiva da cota da Light em relação ao valor de
2015; perdas não técnica, redução do percentual regulatório bem como do preço médio de aquisição; e a
reversão do financeiro da liminar 1.
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Fls. 34 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
Figura 1 – Análise estruturada dos componentes da TUSD.
RGR
PERDAS NAO TECNICAS 4,00% TFSEE
2,00%
PERDAS RB/ PERDAS D P&D
0,00%

PERDAS TECNICAS (2,00%) ONS
(4,00%)
(6,00%)
OUTROS CCC
(8,00%)
(10,00%)
(12,00%)
SUBSIDIO CDE
(14,00%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
66. Na figura abaixo notemos a contribuição do componente TE função da redução do preço
médio de aquisição; e o impacto positivo de uma previsão de aumento nos custos com ESS e EER.
Figura 2 - Análise estruturada dos componentes da TE.
P&D
10,00%
PERDAS RB/C ESS/ERR
5,00%
0,00%
(5,00%)

SUBSIDIO (10,00%) CFURH
(15,00%)
(20,00%)
TUST CI CDE ENERGIA
TUST ITAIPU ENERGIA REVENDA
ITAIPU
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Fls. 35 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT
67. 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.
68. 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.
69. 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.
70. 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, da CVAESS/EER da
concessionária e do cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de 2015.
71. Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de
CVAENERGIA e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da LIGHT não sofresse um aumento adicional
médio de 19,81%.
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
72. 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.
73. 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.
74. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a
distribuidora no período de competência de novembro/2016 a outubro/2017, até o 10º dia útil do mês
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Fls. 36 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os
realizados no período de novembro/2015 a outubro/2016.
Tabela 15: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)
Subsídio Carga Fonte Incentivada 337.710,59 5.542.096,79 5.879.807,39
Subsídio Geração Fonte Incentivada - 3.842,39 150.102,66 146.260,26
Subsídio Distribuição - - -

Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 48.149,05 3.972.291,05 4.020.440,10
Subsídio Rural - 29.130,37 635.097,78 605.967,41
Subsídio Irrigante/Aquicultor - - -

Total 352.886,88 10.299.588,28 10.652.475,17
VI. Metodologia para o cumprimento de decisões liminares relativas ao pagamento da CDE
75. Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem
ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas
controversas no orçamento anual da CDE.
76. A primeira decisão liminar favorável foi mediante ação ajuizada pela Associação Brasileira
de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE no Processo Judicial n. 2664839.2015.4.01.3400.
77. Para cumprir a decisão liminar favorável aos membros da ABRACE, foi preciso
desenvolver metodologia específica para o cálculo das cotas anuais da CDE e do correspondente encargo
tarifário, de forma não prevista na legislação e na regulação vigentes.
78. Para isso, foi aberta a Audiência Pública nº 57/2015 que teve como resultado final a
Resolução Homologatória nº 1.967/2015 e o Despacho nº 3.312/2015 estabelecendo, resumidamente,
duas ações para incorporar a liminar da ABRACE ao processo tarifário: (i) publicar tarifas específicas para
os associados da ABRACE, para os dois ambientes de contratação (LIVRE e CATIVO) e para as
modalidades tarifárias aplicáveis a cada subgrupo tarifário de acordo com o mercado fornecido pela
distribuidora; e (ii) reconhecer um financeiro da diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada no último
processo tarifário e a nova tarifa aprovada pela REH nº 1.967/2015, considerando o mercado faturado dos
consumidores ABRACE.
79. No entanto, com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da
CDE após a liminar concedida à ABRACE, a decisão da ANEEL quanto a metodologia de aplicação das
liminares mostrou-se impraticável do ponto de vista operacional tanto para a Agência quanto para as
distribuidoras.
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80. Dessa maneira, a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº
2.083/201618, de 14 de junho de 2016, publicar as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de
consumidores beneficiados, de tal forma que as distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE
considerando as novas tarifas publicadas, com vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus
efeitos.
81. Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à Eletrobras as cotas da CDE fixadas
pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma competência, e observando a
diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à ELETROBRAS sobre as glosas
realizadas.
82. Além disso, está sendo realizado o estorno dos efeitos das liminares repassados às tarifas
das distribuidoras nos processos tarifários subsequentes à publicação da REH nº 2.083/2016 e a SFF
ficará responsável por fiscalizar o efeito das liminares no faturamento das distribuidoras e transmissoras,
no pagamento das cotas à Eletrobrás e nos reembolsos da CDE aos beneficiários. No caso da LIGHT,
este estorno, no valor de R$ (90.921.700,64), represente um impacto tarifário de -0,88%.
VII. Análise dos Resultados
83. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da LIGHT, Light Serviços de Eletricidade S/A. conduz a
um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de -12,25%, sendo de -13,32%, em
média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -11,73%, em média, para os consumidores
conectados na Baixa Tensão.
Tabela 16: Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -13,32%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -11,73%
Efeito Médio AT+BT -12,25%
84. O efeito médio de -12,25% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da
inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12
meses subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo de
reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento.
85. A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de -
1,24%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A e a B na Data do Reajuste Anterior – DRA
apenas os custos estabelecidos no reajuste de 2015.
18 Publicada em 16 de junho de 2016.
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86. Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o
efeito médio em -2,95% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 1,72%.
Tabela 17: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
Participação no Participação na

DRA (R$) DRP (R$) Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 7.956.775.251,13 7.651.214.246,22 | -3,84% | -2,95% | 75,11% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 2.282.313.191,31 2.193.884.076,08 | -3,87% | -0,85% | 21,54% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 8.753.160,01 | 9.522.769,23 | 8,79% | 0,01% | 0,09% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 1.221.262.187,59 803.617.104,12 | -34,20% | -4,04% | 7,89% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 263.053.734,91 303.720.610,38 | 15,46% | 0,39% | 2,98% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 522.263.034,51 577.512.101,36 | 10,58% | 0,53% | 5,67% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 179.116.010,02 417.676.547,42 | 133,19% | 2,31% | 4,10% |  |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 87.596.517,78 | 81.549.090,00 | -6,90% | -0,06% | 0,80% |
| ONS | 268.546,49 | 285.853,56 | 6,44% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 318.673.228,43 367.390.971,29 | 15,29% | 0,47% | 3,61% |  |
| Rede Básica | 199.642.652,52 210.275.577,07 | 5,33% | 0,10% | 2,06% |  |
| Rede Básica Fronteira | 25.107.873,85 | 52.899.017,85 | 110,69% | 0,27% | 0,52% |
| Rede Básica ONS (A2) | 9.151.518,37 | 9.445.901,11 | 3,22% | 0,00% | 0,09% |
| MUST Itaipu | 48.918.106,05 | 53.832.669,26 | 10,05% | 0,05% | 0,53% |
| Transporte de Itaipu | 23.060.969,77 | 23.984.505,35 | 4,00% | 0,01% | 0,24% |
| Conexão | 12.792.107,87 | 16.953.300,64 | 32,53% | 0,04% | 0,17% |
| Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) | 5.355.788.831,39 5.089.939.198,86 | -4,96% | -2,57% | 49,97% |  |
| PARCELA B | 2.356.714.121,60 2.534.845.668,34 | 7,56% | 1,72% | 24,89% |  |
| IRT considerando a variação tarifária do IRT 2015 | 10.313.489.372,73 10.186.059.914,56 | -1,23% | 100,00% |  |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -4,23%

| CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE | - 153.938.225,79 | -1,49% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE | 429.272.708,88 | 4,16% |  |
| CVA em Processamento - Transmissão | 8.331.970,75 | 0,08% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | - 616.353.697,28 | -5,98% |  |
| Neutralidade dos Encargos | 96.552.963,13 | 0,94% |  |
| Financeiro Norte Fluminense (liminar) | 39.635.374,33 | 0,38% |  |
| Recálculo sobrecontratação 2015 | - | 914.735,22 | -0,01% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | - 30.791.776,60 | -0,30% |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 720.207,02 | 0,01% |  |
| CVAess/eer - Encargos Serviço do Sistema e Energia de Reserva | - 77.075.294,04 | -0,75% |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) | - | 176.470,44 | -0,00% |
| Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior | - 40.903.404,46 | -0,40% |  |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 132.954,96 | 0,00% |  |
| Ajuste Liminar Abrace | (90.921.701) | -0,88% |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -6,79%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -12,25%
87. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -4,23% no atual
reajuste da LIGHT.
88. Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste
tarifário anual de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa
uma redução de -6,79% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos
consumidores.
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Fls. 39 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
89. O Valor da Parcela A apresentou uma variação de -3,84% em relação ao Reajuste de
2015, representando -2,95% na composição do efeito médio, com destaque para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -1,04%
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito
médio de -0,24%. Destaca-se, principalmente, 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 -3,11% no atual reajuste da LIGHT.
ii) Custos de Transmissão. Variação de 15,29% em relação ao Reajuste de 2015,
correspondendo a um efeito médio de 0,47%. O efeito nulo dos custos de transmissão é resultado da
redução da TUST-RB, em função de custos financeiros associados a um superávit de arrecadação que
resultou em uma Parcela de Ajuste (PA) negativa para o segmento consumo, além da entrada prevista
para o ciclo 2016-2017 de quantidade significativa de novos geradores, as quais compensaram o aumento
da despesa com o MUST de Itaipu.
iii) Compra de Energia. Variação de -6,31% em relação ao processo anterior, contribuindo
para um efeito médio de -3,18%. Contribuíram para o efeito negativo no custo da aquisição de energia: a
nova tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional para 2016, publicada pela Resolução
Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma redução de 32,3% em relação à tarifa
praticada em 2015, e o ajuste do preço do contrato bilateral, função da queda do preço do combustível.
90. A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em
relação ao processo anterior.
Tabela 18: Comparação da variação do custo de energia
91. A atualização da Parcela B representou 1,72% na composição do efeito médio, refletindo
a variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X.
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Fls. 40 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
92. O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova
Receita Anual da concessionária.
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
93. O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 25,0% para o ICMS e
5,6% para o PIS e COFINS (total de 30,6% por dentro), o que equivale a uma majoração de 44,07% por
fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
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Fls. 41 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
94. Como informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial da
LIGHT nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (83,9%) e IPCA (75,8%) no mesmo
período.
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)
600,00
545,46
Tarifa B1 Residencial 543,86 543,85
550,00
543,46
Variação IGPM
500,00
478,63
468,58 468,58
450,00
Variação IPCA
400,00
383,59 387,08
350,00
343,04
328,74
317,69
300,00
301,80
311,72 311,43
250,00
200,00
150,00

nov/07 nov/08 nov/09 nov/10 nov/11 nov/12 nov/13 nov/14 mar/15 mar/15 jul/15 jul/15 nov/15 mai/16 nov/16
95. Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das
distribuidoras e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação
acumulada do IPCA até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória
nº 1.121, de 15/3/2011.
VIII. DO FUNDAMENTO LEGAL
96. O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão nº 001/1996.
IX. DA CONCLUSÃO
97. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº. 001/1996, no que
consta do Processo nº 48500.001088/2016-48 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:
i) pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de -5,47% a ser aplicado
às tarifas da LIGHT, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos
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Fls. 42 Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
consumidores de -12,25% sendo de -13,32% em média para os consumidores
conectados em Alta Tensão (AT) e de -11,73% em média para aqueles conectados
em Baixa Tensão (BT);
ii) pela fixação das Tarifas de Energia, TE, e das Tarifas de Uso dos Sistemas de
Distribuição, TUSD, aplicáveis aos consumidores e usuários da LIGHT;
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo;
iv) pela aprovação, para fins de cálculo do atual reajuste tarifário, da previsão anual
dos Encargos de Serviço do Sistema, ESS, e de Energia de Reserva, EER; e
v) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária.
X. DA RECOMENDAÇÃO
98. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
LUIS CANDIDO TOMASELLI OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO
Especialista em Regulação
De acordo:
DAVI ANTUNES LIMA
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