REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2107/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-07-22
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 232/2016-SGT/ANEEL
Em 14 de julho de 2016.
Processo: 48500.001479/2016-62
Assunto: Cálculo do Reajuste de Receita Anual de
Geração – RAG, em regime de cotas, nos termos da Lei
n° 12.783/2013, para o período de julho de 2016 a junho
de 2017.
I. DO OBJETIVO
1. Apresentar o cálculo do Reajuste da Receita Anual de Geração – RAG, a ser faturada pelos
geradores que aderiram ao regime de cotas para prorrogação das concessões de usinas hidrelétricas –
UHEs, pelos geradores que estão na condição de prestação temporária, nos termos da Portaria MME nº
117/2013, e pelos geradores que celebraram novos contratos de concessão oriundos do leilão n° 12/2015,
nos termos da Lei nº 12.783/13, para o período que compreende as competências de julho de 2016 a junho
de 2017.
II. DOS FATOS
2. Em 11 de setembro de 2012, foi publicada a Medida Provisória n° 579, que dispõe sobre as
concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos
setoriais, sobre a modicidade tarifária, e dá outras providências. Essa Medida Provisória foi convertida na
Lei 12.783, de 12 de janeiro de 2013.
3. Em 14 de setembro de 2012, foi editado o Decreto nº 7.805, regulamentando as condições
para prorrogação do prazo das concessões de energia elétrica e a antecipação dos efeitos dessa
prorrogação às tarifas dos consumidores finais.
4. A Resolução Normativa n° 541, de 12 de março de 2013, estabeleceu as disposições
relativas ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica prestado por concessionárias de
usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei nº 12.783/2013.
5. Em 5 de abril de 2013, o Ministério de Minas e Energia - MME editou a Portaria nº 117,
estabelecendo as condições para prestação temporária do serviço de geração em regime de cotas de usinas
hidrelétricas com concessão encerrada e ainda não licitadas.
48581.002145/2016-00

Fl. 2 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.
6. Em 25 de março de 2014, por meio da Resolução Normativa n° 608, foi aprovado o
submódulo 12.3 do PRORET, o qual estabelece a metodologia e os procedimentos aplicáveis para a
definição do custo de capital a ser utilizado na remuneração das instalações de geração de energia elétrica
em regime de cotas, nos termos da Lei n° 12.783/2013.
7. Em 16 de dezembro de 2014, por meio da Resolução Normativa n° 642, foi aprovado o
submódulo 12.4 do PRORET, o qual estabelece critérios e procedimentos para a realização de
investimentos que serão considerados nas RAG de usinas que tiveram os contratos de concessão
renovados sob o regime de cotas, nos termos da Lei n° 12.783/2013.
8. Foi publicada no Diário Oficial da União, de 04 de novembro de 2015, a Lei n° 13.182/2015.
Essa lei alterou a redação do art. 5° da lei n° 11.943, de 28 de maio de 2009. Com a nova redação, houve
alteração das cotas de garantia física e de potência das usinas da Chesf a ser considerada no cálculo das
receitas de suas usinas.
9. Por meio da Resolução Homologatória n° 1.924, de 28 de julho de 2015, foram
homologadas as Receitas Anuais de Geração das usinas hidrelétricas em regime de cotas nos termos da
Lei nº 12.783/2013, para o período de 1º de julho de 2015 a 30 de junho de 2016, e fixada a tarifa associada
às cotas de garantia física de energia e de potência.
10. Em 18 de agosto de 2015, foi homologada a REH n° 1.936/2015, com a retificação da
Resolução n° 1.924, de 28 de julho de 2015, para contemplar suspensão da operação comercial da UHE
Rio dos Patos.
11. A REH n° 1.968/2015, de 29 de setembro de 2015, homologou a receita anual de geração
da usina hidrelétrica São Simão, com a prestação temporária de serviço de geração de energia elétrica
delegada à Cemig Geração e Transmissão S.A..
12. A REH n° 2014/2016, de 19 de janeiro de 2016, homologou as receitas anuais de geração
das usinas hidrelétricas licitadas no Leilão n° 12/2015.
13. Na carta CE-SCE-002/2016, de 13 de abril de 2016, a CHESF solicitou a inclusão da
contribuição da CCEE na RAG, item analisado na Nota Técnica n° 53/2016-SRG-SFF/ANEEL.
14. Em 20 de maio de 2016, a SGT emitiu o Ofício Circular n° 18 com a solicitação para que as
concessionárias de geração, no regime de cotas, informassem os CUSD em vigor.
15. No dia 14 de junho de 2015, a SRG encaminhou à SGT, por meio do Memorando
n° 061/2016-SRG/ANEEL, a análise de investimentos que serão considerados no estabelecimento da RAG
para o ciclo 2016-2017 para as usinas que tiveram os contratos de concessão renovados nos termos da lei
12.783/2013. A referida análise foi consubstanciada nas Notas Técnicas 49, 50, 53, 54 e 55/2016-SRGSFF/ANEEL.
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Fl. 3 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.
16. Por meio do mesmo Memorando, a SRG encaminhou à SGT as informações sobre o índice
de desempenho para aferição do padrão de qualidade das usinas com contratos renovados. A análise da
SRG foi apresentada nas Notas Técnicas 47 e 48/2016-SRG/ANEEL.
17. O Despacho nº 1.817, de 05 de julho de 2016, apresentou o resultado dos recursos
administrativos interpostos pelas concessionárias de geração contra as Resoluções Homologatórias nº
1.924/2015, n° 1.936/2015 e n° 1.968/2015.
III. DA ANÁLISE
18. O Termo Aditivo ao Contrato de Concessão de Geração estabeleceu o regime de tarifa
regulada para as usinas hidrelétricas que aceitaram a prorrogação da concessão nos termos da Lei nº
12.783/2013. Esse regime foi estendido para os prestadores temporários do serviço de geração. O formato
estipulado para a contraprestação econômica pela execução da atividade foi a fixação da RAG, nos termos
da Cláusula Sexta.
19. Conforme o regime instituído, a RAG deve ser calculada considerando-se os valores da
GAG, acrescidos dos encargos de uso e conexão, do ajuste por indisponibilidade, da taxa de fiscalização
dos serviços de energia elétrica – TFSEE e dos custos associados aos programas de Pesquisa e
Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D/PEE. Com a aprovação do submódulo 12.4 do Proret,
usinas passaram a fazer jus, desde o último processo tarifário, ao recebimento de adicionais de receita para
remuneração de seus investimentos em melhorias e bens não reversíveis.
20. Para as usinas com novos contratos de concessão, celebrados nos termos do leilão
n°12/2015 de 25 de novembro de 2015, a RAG é composta pelos mesmos itens. No entanto, as
remunerações dos investimentos foram incorporadas às respectivas propostas apresentadas no processo
licitatório. Além disso, os novos contratos de concessão preveem que as RAG dessas usinas sejam
reduzidas em 30% a partir de 1° de janeiro de 2017, em obediência à Resolução n° 2, de 18 de setembro
de 2015, do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE.
21. Ainda, outros custos devem ter sua cobrança autorizada pela ANEEL, sem, todavia,
integrarem a RAG calculada pela ANEEL. São eles: as contribuições ao sistema PIS/Cofins e a
Compensação Financeira pelo Uso dos Recursos Hídricos (CFURH).
III.1. Procedimentos de Cálculo
22. Abaixo são descritos os procedimentos de cálculo para cada um dos itens considerados na
RAG. Os valores desses itens são apresentados na tabela 02 por usina.
a) GAG e RBO
23. Para as usinas com contratos de concessão renovados, a GAG1 inicialmente estabelecida
pelo MME foi chamada de GAGO&M para que pudesse ser diferenciada dos adicionais de receita devidos a
1 Custo da Gestão dos Ativos de Geração – GAG
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Fl. 4 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.
investimentos (melhorias e bens não reversíveis) realizados nessas usinas após a entrada no regime de
cotas.
24. A GAGO&M do último processo tarifário foi atualizada pelo IPCA, Índice de Preços ao
Consumidor Amplo, até o mês de julho de 2016, para as usinas que tiveram os contratos de concessão
renovados. Mesmo procedimento foi adotado para as usinas com prestação temporária de serviços de
geração de energia elétrica desde o último processo tarifário e que continuam nessa situação.
25. Para as usinas licitadas, além da GAG, foi estabelecida a RBO2. Em 2016, GAG e a RBO
são as mesmas definidas nas propostas apresentadas pelas concessionárias vencedoras no leilão n°
12/2015, sem atualização monetária, pois os contratos estabelecem que deve ser observado o prazo mínimo
legal de 12 meses da data de realização do leilão para que sejam reajustadas. Destaca-se, ainda, que essas
usinas terão as suas GAG e suas RBO reduzidas para 70% a partir de 01 de janeiro de 2017, conforme
previsto em contrato.
26. Para as usinas licitadas e com operação assistida, o prazo de 180 dias de assistência
terminaria no dia 02/07/2016. No entanto, para as usinas de Jupiá e Ilha Solteira, a nova concessionária
assumiu a operação das usinas em 01/07/2016, conforme documentação enviada à ANEEL, iniciando sua
operação junto com o novo ciclo tarifário. Assim, apenas Furnas, que operava temporariamente as usinas
de Ervália, Neblina, Sinceridade, Dona Rita e Coronel Domiciano, terá direito a receber 2 dias das
respectivas GAGO&M definidas no último processo tarifário, atualizadas pelo IPCA. Nesse caso, a nova
concessionária, CEMIG GT, receberá a GAGO&M definida nas propostas apresentas no leilão n° 12/2015,
proporcionais ao período de 03/07/2016 a 30/06/2017.
27. Para as usinas licitadas e com previsão de entrada no regime de cotas em 08 de novembro
de 2016 (usinas de Bracinho, de Cedros, de Palmeiras e de Salto Weissbach), a GAG e a RBO ofertadas
no leilão serão proporcionais ao tempo de permanência no ciclo 2016/2017.
28. Ressalta-se que a RBO é de recebimento exclusivo das usinas licitadas, inclusive para
aquelas optaram pela operação assistida no prazo de 180 dias.
b) Bens não reversíveis
29. Conforme dispõe o submódulo 12.4 do PRORET, para a remuneração dos bens não
reversíveis, tais como hardware, software, veículos e infraestrutura de edifícios de uso administrativo, foi
considerado um adicional de receita no valor de 5% da GAGO&M, observado o limite mínimo de R$ 50.000,00.
30. A remuneração dos bens não reversíveis aplicar-se apenas às usinas com as concessões
renovadas e às usinas com prestação temporária de serviços de geração de energia elétrica desde o último
processo tarifário e que continuam nessa situação.
31. Para as usinas licitadas, essa remuneração já compõe o valor ofertado no leilão n° 12/2015.
Assim, não cabe o seu cálculo nos processos de reajuste tarifário da RAG dessas usinas.
2 Receita de Bonificação de Outorga – RBO
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Fl. 5 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.
c) TFSEE
32. Para a apuração do valor da TFSEE das concessionárias de geração foi considerada a
metodologia estabelecida no Submódulo 5.5 do PRORET, aprovado pela Resolução Normativa nº 723, de
31 de maio de 2016, conforme fórmula abaixo:
TF g = 0,4% x (Pa g – dec – dat) (2)
Onde:
TF g = valor anual da TFSEE dos concessionários de serviço público de geração de energia
elétrica, expresso em R$;
Pa g = receita anual com a venda da energia elétrica gerada, expresso em R$
dec = valor anual da despesa com energia elétrica comprada para revenda alocada ao fluxo
comercial da geração, expresso em R$e
dat = valor anual da despesa de acesso aos sistemas de transmissão e distribuição,
expresso em R$.
33. Conforme itens 27 e 28 do Voto do Diretor-Relator que estabeleceu a REH 2.014/2016, que
aprovou as receitas anuais de geração para as usinas licitadas, foram realizados, nesse processo tarifário,
os ajustes necessários para inclusão da parcela de RBO, no período de 5 de janeiro de 2016 a 30 de junho
de 2016, na receita-base para cálculo da TFSEE.
34. Ainda, foi considerado o disposto no Despacho nº 1.467/2016, acrescendo-se, à TFSEE
calculada para a UHE Paranapanema, o valor anual de R$ 72.848,41.
d) P&D/PEE
35. No cálculo da cobertura tarifária concedida para P&D/PEE, considerou-se a RAG
descontada do PIS/Cofins, e uma alíquota de 1%, por dentro.
36. Ainda, adotou-se procedimento semelhante àquele descrito na seção anterior para as
usinas licitadas, em relação à cobertura tarifária para P&D referente à RBO no período de 5 de janeiro de
2016 a 30 de junho de 2016.
e) Encargo de Uso
37. Os encargos de uso foram diferenciados conforme o sistema acessado, distribuição ou
transmissão. Foi utilizado o montante de uso do sistema de transmissão ou distribuição (MUST ou MUSD)
contratado multiplicado pela tarifa de uso correspondente (TUST ou TUSD).
38. Os MUSD foram retirados dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD)
correspondentes ou do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica (SAMP). Salienta-se que, conforme consta no submódulo 3.1 do PRORET, aprovado pela
Resolução Normativa n° 703/2016, as distribuidoras têm a obrigação de preencher o SAMP com os
montantes de uso contratados vigentes.
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Fl. 6 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.
39. Os MUST foram retirados dos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST)
constantes do Sistema de Administração de Contratos de Transmissão (SACT) do Operador Nacional do
Sistema (ONS).
40. Para as usinas licitadas e com operação assistida, o novo concessionário já será
responsável pelo pagamento dos custos de transmissão e distribuição a partir de 1º de julho de 2016. No
entanto, para as usinas licitadas que estão em fase de celebração de novos contratos, foram mantidos os
montantes de uso que constavam dos processos anteriores da RAG. A diferença entre a cobertura
concedida e os custos efetivamente realizados serão apuradas no processo tarifário subsequente da RAG.
41. Para as geradoras com uso do sistema de distribuição foram utilizadas as tarifas vigentes
da data do reajuste tarifário, considerando o respectivo nível de tensão do gerador na distribuidora acessada.
42. Para as geradoras que acessam a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional – SIN foram
aplicadas as tarifas resultantes da Resolução Homologatória nº 2.099/2016.
43. Para as usinas licitadas e com previsão de entrada no regime de cotas em 08 de novembro
de 2016 (usinas de Bracinho, de Cedros, de Palmeiras e de Salto Weissbach), a cobertura de encargos de
uso será proporcional ao tempo de permanência no ciclo 2016/2017.
f) Encargo de Conexão
44. Apenas a UHE Herval possui custo de conexão associado ao sistema de distribuição, o qual
foi definido pelo contrato de conexão ao sistema de distribuição da AES SUL CCD/GATM-42/2012,
atualizado anualmente pelo IGP-M, conforme procedimento adotados nos processos tarifários anteriores.
45. No caso de acesso ao sistema por meio de instalações de conexão sob responsabilidade
de concessionárias de transmissão, foram considerados os dados constantes dos Contratos de Conexão ao
Sistema de Transmissão – CCT, registrados no ONS, as instalações de conexão de uso exclusivo dos
geradores e suas parcelas de RAP correspondentes, conforme dados da Resolução Homologatória nº
2.098/2016.
46. Além disso, também foram consideradas, no cálculo da RAG, as parcelas de ajuste
homologadas por meio da REH n° 2.098/2016, a serem pagas pelos geradores às concessionárias de
transmissão ao longo do ciclo 2016-2017.
47. Para as usinas licitadas e com operação assistida, bem como para as usinas licitadas cuja
previsão de entrada no regime de cotas é 08 de novembro de 2016, adotou-se procedimento semelhante
àquele descrito na seção anterior para essas usinas.
g) Ajuste por Indisponibilidade
48. O padrão de qualidade dos serviços de geração de energia elétrica, prestado por
concessionárias de usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei n° 12.783/2013 e Decreto n° 7.805/2012, é
aferido por indicadores de indisponibilidade, sendo que a forma de mensuração é diferenciada entre usinas
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Fl. 7 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.
despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e usinas não
despachadas centralizadamente pelo ONS, conforme procedimentos estabelecidos na Resolução
Normativa n° 541, de março de 2013.
49. A cada reajuste ou revisão da receita das geradoras em regime de cotas, a norma em vigor
prevê o acréscimo de uma parcela de ajuste pela indisponibilidade apurada (desempenho apurado) à RAG
de cada usina como forma de verificar o atendimento ao padrão de qualidade exigido.
50. Conforme estabelecido no art. 9° da REN n° 541/2013, a parcela de ajuste pela
indisponibilidade apurada (AjI) será considerada igual a zero até 31 de dezembro do terceiro ano de vigência
do contrato. Assim, para as usinas que tiveram os contratos renovados, a SRG emitiu as Notas Técnicas n°
048/2016-SRG/ANEEL, que trata do índice de desempenho das usinas despachadas centralizadamente
pelo ONS, e n° 047/2016-SRG/ANEEL, que trata do índice de desempenho das usinas não despachadas
centralizadamente pelo ONS. Com base nessas Notas Técnicas, a SGT apurou a parcela de ajuste por
indisponibilidade de cada uma das usinas com contratos renovados.
51. Para as usinas que celebraram novo contrato de concessão em 05 de janeiro de 2016, após
o leilão n° 12/2015, a parcela de ajuste pela indisponibilidade apurada (AjI) será considerada igual a zero,
conforme estabelecido no art. 9° da REN n° 541/2013. O mesmo procedimento se aplica às usinas em
serviço temporário de geração de energia elétrica.
52. Para as usinas com despacho centralizado pelo ONS, a SRG informou na Nota Técnica n°
48/2016-SRG/ANEEL o fator que multiplicará a GAGO&M para mensuração da parcela de ajuste pela
indisponibilidade apurada (AjI), totalizando 14 usinas. A SRG ressaltou na nota técnica que a AjI estará
limitada a 10% do valor da GAGO&M vigente para o reajuste ou revisão da receita no quarto e no quinto ano
de vigência do termo aditivo ao contrato de concessão. Assim, para este ciclo, a usina Furnas terá a variação
do AjI limitada a 10%.
53. Para as usinas com despacho não centralizado pelo ONS, a SRG informou na Nota Técnica
n° 47/2016-SRG/ANEEL os limites inferiores e os indicadores de desempenho para apuração da parcela de
ajuste pela indisponibilidade apurada (AjI), totalizando a análise para 19 usinas. A análise dessa nota técnica
é destacada a seguir:
a) As usinas hidrelétricas Pedra, Herval, Rio do Peixe (Casa de Força I e II), Funil, Macaco
Branco e Capigui se enquadram no inciso I do art. 6º da REN 541, ou seja, como IndDesemp < Liminf, AjI =
GAGO&M x (IndDesemp - Liminf). Para essas usinas o AjI está limitado a 10% do valor do GAGO&M, conforme
parágrafo único do art. 6º da REN 541.
b) As usinas hidrelétricas Cachoeira do Lavrinha (Antiga São Patrício), Pedro Affonso
Junqueira (Antiga Antas I), Rasgão, Ernestina, Canastra e Forquilha se enquadram no inciso II do art. 6º da
REN 541, ou seja, como Liminf ≤ IndDesemp ≤ 100%, AjI = 0.
c) As usinas hidrelétricas Bugres, Passo do Inferno, Ijuizinho, Porto Góes, Santa Rosa e
Guarita se enquadram no inciso III do art. 6º da REN 541, ou seja, como o IndDesemp > 100%, AjI = GAGO&M
x (IndDesemp – 100%). O AjI das usinas Santa Rosa e Guarita está limitado a 10% do valor do GAGO&M,
conforme parágrafo único do art. 6º da REN 541.
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Fl. 8 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.
54. No caso da usina Passo de Ajuricaba, a SRG informou que a transferência de sua
concessão para a DEMEI Geração foi formalizada pelo terceiro termo aditivo ao contrato de concessão n°
107/2000, de 5 de abril de 2016. Em virtude disso, a usina não possui dados de medição registrados na
CCEE anteriormente a essa data. Desse modo, como os cálculos da nota técnica foram realizados com
base nos valores de energia gerada em 31 de dezembro de 2015, o AjI da usina Passo de Ajuricaba
permanecerá igual a zero nesta aferição de padrão de qualidade.
h) Adicional de receitas para remuneração de investimento – GAG adl
55. Em 16/12/2014 foi publicada a Resolução Normativa n° 642, que aprovou o submódulo 12.4
do PRORET, destacando que, sob determinadas condições, a remuneração de investimentos
caracterizados como ampliações e melhorias poderia ser considerada no cálculo de adicional de receita no
âmbito dos reajustes anuais da geração a partir do processo de 2015.
56. Conforme disposto no submódulo 12.4 do PRORET, cabe à SRG e SFF a análise dos
investimentos em melhorias realizados, que deverão ser considerados pela SGT no cálculo dos processos
de reajuste tarifário da RAG. Conforme destacado no início da seção, essa análise aplica-se apenas às
usinas que aceitaram a prorrogação da concessão nos termos da Lei nº 12.783/2013 e é estendido às
geradoras na condição de prestadores temporários do serviço de geração de energia elétrica.
57. Em 14/6/2016, a SRG informou à SGT, por meio das Notas Técnicas 49, 50, 53, 54 e
55/2016-SRG-SFF/ANEEL, os investimentos realizados pelas concessionárias de geração que deveriam
ser considerados no processo de reajuste tarifário da RAG do ciclo 2016/2017.
58. Com a informação dos investimentos realizados, foi apurada a parcela adicional de receita,
denominada GAGADL, calculada como uma anuidade para o próximo período tarifário, obtida pela soma das
parcelas de depreciação e remuneração associadas às melhorias realizadas entre o último processo tarifário
e o primeiro semestre de 2016. Foi calculado, também, um componente financeiro devido desde a entrada
em operação comercial dos investimentos até o presente momento, conforme dispõe o Submódulo 12.4 do
PRORET. Ressalte-se que os investimentos foram informados pela SRG pelos seus valores contábeis e
históricos. Assim, estes foram atualizados para julho de 2016, pelo IPCA, a partir da data de contabilização
de cada registro.
59. Os investimentos apresentados pelas concessionárias de geração serão posteriormente
fiscalizados e validados, conforme previsto no Proret 12.4. Na tabela 1, a coluna "Total (ciclo 2016/2017)"
resume o valor considerado no reajuste anual das RAG para o ciclo 2016/2017.
Tabela 1 – Adicional de receita para remuneração de investimentos
Passivo 2016
TOTAL

USINA GAGADL 2015 GAGADL 2016 (desde operação
(ciclo 2016/2017)
comercial)
Antas I - - - -

Boa Esperança 4.198.527,68 4.121.551,73 3.281.678,73 11.601.758,14
Bugres 35.311,19 - - 35.311,19
Cachoeira do Lavrinha - 103.544,26 308.983,38 412.527,64
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001479/2016-62

Fl. 9 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.
Passivo 2016
TOTAL

USINA GAGADL 2015 GAGADL 2016 (desde operação
(ciclo 2016/2017)
comercial)

| Canastra | 554.527,94 | - | - | 554.527,94 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Capigui | 16.504,91 | - | - | 16.504,91 |
| Coaracy Nunes | 25.950,41 | - | - | 25.950,41 |
| Complexo Paulo Afonso | 19.394.281,27 | 10.420.015,12 | 11.434.482,87 | 41.248.779,27 |
| Corumbá I | 213.283,88 | - | - | 213.283,88 |
| Ernestina | 1.412,50 | - | - | 1.412,50 |
| Estreito (L. C. Barreto) | 361.796,75 | - | - | 361.796,75 |
| Forquilha | 1.412,50 | - | - | 1.412,50 |
| Funil - BA | 127.713,31 | - | - | 127.713,31 |
| Funil - RJ | 232.285,16 | - | - | 232.285,16 |
| Furnas | 61.603.583,25 | - | - | 61.603.583,25 |
| Guarita | 1.412,50 | - | - | 1.412,50 |
| Henry Borden | 1.622.326,06 | 2.794.823,92 | 2.129.620,99 | 6.546.770,98 |
| Herval | 351.399,30 | - | - | 351.399,30 |
| Ijuizinho | 1.778,21 | - | - | 1.778,21 |
| Itaparica (Luiz Gonzaga) | 3.455.931,84 | 555.891,08 | 641.128,46 | 4.652.951,37 |
| Jacuí | 226.067,47 | - | - | 226.067,47 |

Jaguara - - - -
Macaco Branco - - - -

Marimbondo 283.618,76 - - 283.618,76
Passo de Ajuricaba - - - -

| Passo do Inferno | 12.487,72 | - | - | 12.487,72 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Passo Real | 45.874,73 | - | - | 45.874,73 |
| Pedra | 104.595,59 | 37.242,46 | 33.643,39 | 175.481,44 |
| Porto Colômbia | 161.473,60 | - | - | 161.473,60 |
| Porto Góes | 154.963,15 | - | - | 154.963,15 |
| Rasgão | 429.315,46 | - | - | 429.315,46 |

Rio do Peixe - - - -
Rio dos Patos - - - -

Santa Rosa 1.412,50 - - 1.412,50
São Domingos - - - -
São Simão - - - -

Três Irmãos 279.714,92 - - 279.714,92
Xingó 2.356.732,92 478.567,39 731.019,15 3.566.319,46
TOTAL 96.255.695,50 18.511.635,97 18.560.556,97 133.327.888,44
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Fl. 10 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.
i) Ajustes decorrentes da lei n° 13.182/2015
60. A Medida Provisória n° 667, de 22 de junho de 2015, foi convertida na Lei n° 13.182, de 03
de novembro de 2015. Essa lei promoveu alteração na Lei nº 11.943/2009, o que acarretou efeito na
alocação de cotas de garantia física de energia e de potência das usinas hidrelétricas da Chesf para
distribuidoras do SIN, bem como no reajuste anual da RAG.
61. Em seu art. 5º, a citada lei prevê a alteração da Lei nº 11.943/2009, que passa a vigorar
com a seguinte redação:
"Art. 22. Os contratos de fornecimento de energia elétrica celebrados entre concessionárias
geradoras de serviço público, inclusive aquelas sob controle federal, com consumidores
finais, vigentes à data de publicação desta Lei e que tenham atendido o disposto no art. 3º
da Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002, serão aditados a partir de 1º de julho de
2015, desde que atendidas as condições estabelecidas neste artigo, mantidas as demais
condições contratuais.
§ 1º Os contratos de que trata o caput terão seu término em 8 de fevereiro de 2037.
§ 2º As reservas de potência a serem contratadas de 1º de julho de 2015 a 8 de fevereiro
de 2032 corresponderão a montante de energia igual à soma das parcelas a seguir:
I - totalidade da parcela da garantia física vinculada ao atendimento dos contratos de
fornecimento alcançados pelo caput, a qual não foi destinada à alocação de cotas de
garantia física de energia e de potência, nos termos do art. 1º, § 10, § 11 e § 12, da Lei nº
12.783, de 11 de janeiro de 2013; e
II - parcela vinculada a noventa por cento da garantia física da Usina Hidrelétrica
Sobradinho, no centro de gravidade do submercado da usina, deduzidas as perdas elétricas
e o consumo interno.
[...]".
62. Assim, em atendimento à legislação superveniente, para o ciclo 2016/2017 não serão
considerados ao regime de alocação de cotas os 121,1 MWm da garantia física total da Chesf que já são
atualmente destinados aos consumidores alcançados pelo art. 22 da Lei nº 11.943/2009, cujos contratos
foram prorrogados mediante os termos da Lei n° 13.182/2015.
63. Na prática, o percentual da garantia física que não será destinado ao regime de cotas,
2,21%, será deduzido da RAG calculada para a Chesf para o próximo ciclo tarifário (julho de 2016 a junho
de 2017).
j) Ajustes decorrentes dos recursos apresentados contra a RAG do ciclo 2015/2016
64. A RAG do ciclo 2015/2016 foi homologada pela REH n° 1.924/2015, alterada pela REH
n° 1.936/2015 para contemplar a suspensão da operação comercial da UHE Rio do Patos e, por fim,
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Fl. 11 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.
modificada pela REH n° 1.968/2015 para fixar a RAG da usina de São Simão, que entrou no regime de
cotas em setembro de 2015.
65. O Despacho nº 1.817, de 05 de julho de 2016, conheceu os Pedidos de Reconsideração
interpostos pelas empresas DME Energética S.A. - DMEE, Companhia Energética de São Paulo - Cesp,
Furnas Centrais Elétricas S.A., Companhia Hidroelétrica do São Francisco - Chesf, Centrais Elétricas do
Norte do Brasil S.A. – Eletronorte, Companhia Paranaense de Energia - Copel e Cemig Geração e
Transmissão S.A. - Cemig-GT em face das Resoluções Homologatórias nº 1.924/2015, n° 1.936/2015 e n°
1.968/2015, definindo provimento parcial, de modo a alterar as receitas anuais de geração das usinas
hidrelétricas, com vigência de 1º de julho de 2015 a 30 de junho de 2016.
66. De ofício, em virtude das alterações acima mencionadas, definiu, ainda, alterar as receitas
anuais de geração das usinas hidrelétricas da Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia
Elétrica – CEEE, Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. - EMAE, Tijoá Participações e
Investimentos S.A. - Tijoá, Companhia Hidroelétrica São Patrício - CHESP, Departamento Municipal de
Energia Elétrica - DEMEI e CPFL Centrais Geradoras Ltda, no mesmo período.
67. Diante disso, faz-se necessário considerar no presente processo tarifário a diferença entre
a RAG de cada usina, considerando o disposto do mencionado Despacho. Essa diferença foi atualizada
pelo IPCA e incluída ao processo tarifário atual da RAG.
68. No caso específico de Jupiá, cuja operação temporária era de responsabilidade da CESP
até 30 de junho de 2016, a diferença apurada caberá ao antigo concessionário.
k) Ajuste – Usina de Ervália
69. A concessão da usina Ervália foi licitada no leilão n° 12/2015 e o vencedor no processo
licitatório, a Cemig Geração e Transmissão S.A, solicitou operação assistida por 180 dias a contar da
assinatura do novo contrato de concessão. Com isso, o antigo concessionário fez jus ao recebimento mensal
da RAG definida na Resolução Homologatória n° 1.924/2015 para o ciclo 2015/2016.
70. Ocorre que na Resolução Homologatória 2.014/2016, que homologou as receitas das usinas
licitadas, o valor mensal fixado não considerou o fato de que a usina entrou no regime de cotas, sob a
condição de prestador temporário de serviço geração de geração de energia elétrica, em 08 de julho de
2015. Com isso, esta resolução fixou um valor mensal de R$ 181.494,11 em vez de R$ 185.219,80,
inicialmente definido na REH 1.924/2015.
71. Trata-se de erro material. Diante disso, foi considerado um ajuste neste processo tarifário
para contemplar a diferença da RAG não recebida pela usina de Ervália no período de janeiro a junho de
2016. O valor foi atualizado pelo IPCA.
l) Ajuste – Usina de Passo de Ajuricaba
72. Em dezembro de 2012, a DEMEI firmou o 2º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº
107/2000, que prorrogou a concessão da UHE Passo de Ajuricaba nos termos da Medida Provisória nº
579/2012. A energia associada à usina passaria, então, a ser destinada integralmente ao regime de cotas
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Fl. 12 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.
alocadas às distribuidoras do Sistema Interligado Nacional. Diante disso, a distribuidora aditou seu contrato
de suprimento com a RGE, aumentando os montantes contratados, de modo a atender a totalidade de seu
mercado, já que a UHE deixou de integrar o suprimento da DEMEI.
73. Ocorre que, apesar da assinatura do Contrato em dezembro de 2012, apenas em março de
2016, após finalizado o processo de desverticalização, a transferência de titularidade da usina, bem como
os trâmites processuais devidos, a UHE Passo de Ajuricaba foi efetivamente incluída no processo de
contabilização realizado pela CCEE. Até essa data a usina não recebeu qualquer parcela de RAG
estabelecida nas Resoluções Homologatórias 1.410/2013, 1.572/2013, 1.767/2014. A concessionária
somente percebeu valores da RAG estabelecida na REH 1.924/2015 a partir de março de 2016.
74. Por outro lado, como consequência do processo de desverticalização das concessionárias,
e por se tratar de geração distribuída, o faturamento entre RGE e DEMEI deveria ter considerado a injeção
da energia dessa UHE na rede da suprida, o que não foi realizado pela supridora, reduzindo sobremaneira
a relação entre os montantes efetivamente medidos e aqueles contratados e ocasionando penalidades, nos
termos da regulamentação vigente. De modo a corrigir essa distorção, a SGT enviou à DEMEI o Ofício nº
097/2015-SGT/ANEEL, de 06 de julho de 2015, o qual concluiu pelo "refaturamento dos valores de energia
contratada da DEMEI com a RGE, desde 1º de janeiro de 2013, passando a considerar a energia efetiva
consumida e não a energia medida". Os efeitos decorrentes desse ajuste deveriam ser tratados nos
processos tarifários subsequentes ao refaturamento.
75. No entanto, após reunião com o Diretor Geral da ANEEL em 01 de abril de 2016, foi definido
que as duas questões trazidas pela DEMEI deveriam ser tratadas na mesma ocasião, a saber: (i)
recebimento da RAG devida à DEMEI-Geração entre 2013 e 2016; e (ii) definição do refaturamento entre
RGE e DEMEI-Distribuição e consequente tratamento tarifário decorrente desses ajustes.
76. Desse modo, considerando que a determinação do Ofício nº 097/2015 foi temporariamente
suspensa até decisão da Diretoria da ANEEL, propõe-se, a seguir, o tratamento a ser dispensado no
presente caso:
77. Quanto ao pagamento da RAG, considerando a dificuldade na recontabilização da energia
associada à UHE Passo de Ajuricaba entre janeiro de 2013 e fevereiro de 2016, já que essa usina ainda
não estava modelada junto à CCEE, e, ainda, que a sua energia foi, de fato, atribuída à distribuidora nesse
período, propõe-se que a DEMEI-D efetue o pagamento de R$ 2.941.791,94 diretamente à geradora,
referente aos valores não recebidos no período acima citado. Ressalte-se que desde março de 2016 a
energia da UHE Passo de Ajuricaba tem sido liquidada no regime de cotas, nos termos da legislação vigente,
regularizando o pagamento da RAG.
78. Finalmente, quanto ao tratamento do suprimento da RGE à DEMEI, propõe-se, inicialmente,
o aditamento do contrato de suprimento, pela redução dos montantes entre janeiro de 2013 e fevereiro de
2016, de modo a se considerar, nesse período, que parte da energia consumida foi entregue pela UHE
Passo de Ajuricaba. Sugere-se que essa alteração seja realizada no prazo de até 180 dias e enviada à
ANEEL uma cópia do novo contrato. Adicionalmente, a RGE também deverá apresentar o cálculo resultante
da alteração desses montantes, que deverá ter os seus efeitos incorporados aos processos tarifários
subsequentes ao aditamento do contrato, após avaliação da ANEEL.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001479/2016-62

III.3. Resultados
79. A seguir são demonstrados os valores que compõem as RAG por usina hidrelétrica, considerando a cobertura tarifária para o período entre
1º julho de 2016 e 30 de junho de 2017.
Tabela 2: Resultado da RAG por Usina

Bens não Uso dos Ajustes -
Adicionais de Indisponibili-

Usina Concessionária RBO GAG - O&M Receita reversíveis sistemas de T e dade Resumo TFSEE P&D/PEE Recurso RAG RAG (R$) TOTAL
(5%) D 2015 e outros

| Cajurú | CEMIG-GT | 2.781.000,00 | 3.088.000,00 | - | - | 513.366,00 | - | 5.425.011,10 | 25.364,63 | 55.054,30 | 13.525,08 | 5.518.955,12 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Camargos | CEMIG-GT | 17.043.000,00 | 13.132.000,00 | - | - | 832.238,40 | - | 26.356.152,64 | 135.749,69 | 267.594,97 | 82.886,72 | 26.842.384,02 |
| Gafanhoto | CEMIG-GT | 6.112.000,00 | 5.526.000,00 | - | - | 998.172,00 | - | 10.740.746,20 | 51.459,21 | 109.012,18 | 29.725,03 | 10.930.942,61 |
| Garcia | CELESC-GT | 6.236.200,71 | 5.463.585,43 | - | - | 349.236,00 | - | 10.241.668,82 | 51.910,90 | 103.975,55 | 30.329,06 | 10.427.884,33 |

Governador

COPEL-GT 84.904.463,18 45.961.331,11 - - 14.820.329,21 - 123.833.204,98 610.113,04 1.257.003,21 412.923,35 126.113.244,57
Parigot de Souza

| Itutinga | CEMIG-GT | 22.894.000,00 | 17.503.000,00 | - | - | 1.531.768,55 | - | 35.639.453,27 | 181.886,76 | 361.831,72 | 111.342,40 | 36.294.514,15 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Joasal | CEMIG-GT | 4.632.000,00 | 4.160.000,00 | - | - | 586.264,80 | - | 7.971.525,08 | 38.903,69 | 80.913,42 | 22.527,21 | 8.113.869,40 |
| Marmelos | CEMIG-GT | 2.514.000,00 | 2.490.000,00 | - | - | 276.342,00 | - | 4.488.290,70 | 21.904,22 | 45.557,52 | 12.226,56 | 4.567.979,00 |
| Martins | CEMIG-GT | 2.176.000,00 | 2.758.000,00 | - | - | 521.202,00 | - | 4.636.921,70 | 21.008,69 | 47.049,80 | 10.582,73 | 4.715.562,93 |

ENEL GREEN

Mourão I POWER 4.892.373,00 4.710.726,00 - - 391.632,00 - 8.495.521,35 42.167,94 86.239,29 23.793,51 8.647.722,08
MOURÃO

Paciência CEMIG-GT 2.382.000,00 2.723.000,00 - - 281.239,20 - 4.578.303,32 21.990,84 46.467,62 11.584,59 4.658.346,36
ENEL GREEN
POWER

Paranapanema 19.857.625,00 13.799.103,00 - - 926.280,00 - 29.395.556,80 225.911,42 299.206,75 96.575,33 30.017.250,30
PARANAPANEM
A

Peti CEMIG-GT 5.383.000,00 4.622.000,00 - - 654.126,00 - 9.060.257,10 44.488,85 91.967,13 26.179,62 9.222.892,70
48581.002145/2016-00

Fl. 14 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.

Adicionais de Bens não Uso dos Indisponibili- Ajustes -
Usina Concessionária RBO GAG - O&M reversíveis sistemas de T e Resumo TFSEE P&D/PEE Recurso RAG RAG (R$) TOTAL
Receita dade
(5%) D 2015 e outros

| Piau | CEMIG-GT | 10.968.000,00 | 7.857.000,00 | - | - | 1.257.880,80 | - | 17.070.448,68 | 85.341,66 | 173.290,81 | 53.341,64 | 17.382.422,79 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Rochedo | CELG-GT | 2.842.349,95 | 2.163.650,05 | - | - | 133.920,00 | - | 4.368.932,00 | 22.549,78 | 44.358,40 | 13.823,45 | 4.449.663,63 |
| Salto Grande | CEMIG-GT | 53.849.000,00 | 28.187.000,00 | - | - | 2.521.059,84 | - | 71.873.500,86 | 383.677,83 | 729.870,49 | 261.888,58 | 73.248.937,77 |
| Três Marias | CEMIG-GT | 170.750.000,00 | 71.689.000,00 | - | - | 24.922.851,23 | - 227.257.573,55 1.156.462,00 | 2.307.212,48 | 830.423,50 231.551.671,53 |  |  |  |
| Tronqueiras | CEMIG-GT | 3.384.000,00 | 3.576.000,00 | - | - | 590.462,40 | - | 6.417.893,04 | 30.247,08 | 65.132,73 | 16.457,70 | 6.529.730,56 |
| Coronel | CEMIG-GT | 3.484.000,00 | 3.417.172,60 | - | - | 544.320,00 | - | 6.325.183,53 | 30.229,58 | 64.196,09 | 16.944,04 | 6.436.553,24 |

Domiciano
Coronel

Domiciano FURNAS - 6.944,99 - - 0 - 6.966,41 27,86565223 70,64927989 0 7.064,93
(Temporária)

Dona Rita CEMIG-GT 1.119.000,00 1.432.109,59 - - 168.603,60 - 2.310.347,96 10.845,59 23.446,40 5.442,13 2.350.082,07
Dona Rita

FURNAS - 3.339,02 - - 0 - 3.349,32 13,39727679 33,96683307 0 3.396,68
(Temporária)
CTG Brasil (Rio
Eng° Souza Dias

(antiga Jupiá) Paraná Energia 606.151.422,00 165.062.953,00 - - 103.663.546,81 - 743.646.233,54 3.801.308,69 7.549.975,17 2.947.949,54 757.945.466,94
S.A)
Eng° Souza Dias

(antiga Jupiá) CESP - - - - 0 - 0 -120,5632768 -1,217810877 4.862.226,26 4.862.104,48
(Temporária)

Ervália CEMIG-GT 3.330.000,00 3.630.000,00 - - 905.821,20 - 6.681.957,56 30.129,26 67.798,86 16.195,08 6.796.080,76
Ervália

FURNAS - 7.377,85 - - 0 - 7.400,60 120,2895305 75,96859335 22.671,78 30.268,64
(Temporária)
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001479/2016-62

Fl. 15 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.

Adicionais de Bens não Uso dos Indisponibili- Ajustes -
Usina Concessionária RBO GAG - O&M reversíveis sistemas de T e Resumo TFSEE P&D/PEE Recurso RAG RAG (R$) TOTAL
Receita dade
(5%) D 2015 e outros
CTG Brasil (Rio

Ilha Solteira Paraná Energia 1.227.862.556,00 381.960.486,00 - - 257.427.952,65 - 1.587.163.345,46 7.862.027,14 16.111.367,40 5.971.571,99 1.617.108.311,99
S.A)

Neblina CEMIG-GT 4.428.000,00 4.128.254,79 - - 697.680,00 - 7.861.598,88 37.690,77 79.790,80 21.535,08 8.000.615,54
Neblina FURNAS - 8.392,83 - - 0 - 8.418,72 33,67487807 85,37772116 0 8.537,77
(Temporária)

Sinceridade CEMIG-GT 565.000,00 907.002,74 - - 152.928,00 - 1.380.258,64 6.100,74 14.003,63 2.747,81 1.403.110,83
Sinceridade

(Temporária) FURNAS - 1.886,34 - - 0 - 1.892,16 7,568640924 19,18918053 0 1.918,92
Bracinho CELESC-GT 5.798.183,19 3.979.775,25 - - 378.961,64 - 7.795.436,17 41.297,86 79.158,93 0 7.915.892,95
Cedros (Rio dos

CELESC-GT 4.302.195,50 2.899.457,81 - - 212.218,52 - 5.690.146,63 30.478,37 57.784,09 0 5.778.409,10
Cedros)

Palmeiras CELESC-GT 9.612.046,04 5.165.381,24 - - 616.444,27 - 11.814.796,42 64.065,55 119.988,50 0 11.998.850,47
Salto (Salto

CELESC-GT 2.951.129,96 2.159.985,59 - - 159.163,89 - 4.044.939,47 21.432,12 41.074,46 0 4.107.446,05
Weissbach)

Antas I DMEE - 1.784.991,37 - 89.249,57 342.420,00 - 2.216.660,94 8.392,59 22.475,29 237.276,72 2.484.805,54
Boa Esperança CHESF - 20.912.317,26 11.601.758,14 1.045.615,86 13.254.306,78 -345.053,23 45.442.340,44 151.714,96 460.546,01 4.369.048,53 50.423.649,95
Bugres CEEE-GT - 2.503.501,72 35.311,19 125.175,09 502.320,00 25.035,02 3.191.343,02 11.912,56 32.356,12 314.151,29 3.549.762,98
Cia São Patricio
Cachoeira do de G. e T. de

- 820.154,48 412.527,64 50.000,00 98.246,40 - 1.380.928,53 5.677,06 14.006,12 136.582,30 1.537.194,00
Lavrinha Energia Elétrica -
CSP-G&T

Canastra CEEE-GT - 5.708.635,69 554.527,94 285.431,78 1.009.280,16 - 7.557.875,58 29.270,43 76.637,84 769.011,17 8.432.795,02
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001479/2016-62

Fl. 16 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.

Adicionais de Bens não Uso dos Indisponibili- Ajustes -
Usina Concessionária RBO GAG - O&M reversíveis sistemas de T e Resumo TFSEE P&D/PEE Recurso RAG RAG (R$) TOTAL
Receita dade
(5%) D 2015 e outros

Capigui CEEE-GT - 782.313,56 16.504,91 50.000,00 164.236,80 -78.231,36 934.823,91 3.941,60 9.482,48 136.582,30 1.084.830,30
Coaracy Nunes ELETRONORTE - 10.187.382,43 25.950,41 509.369,12 0 -83.536,54 10.639.165,43 48.004,25 107.951,21 1.278.361,13 12.073.482,02
Complexo Paulo

CHESF - 169.064.965,85 41.248.779,27 8.453.248,29 314.105.443,76 -9.822.674,52 511.494.407,30 966.887,62 5.176.376,72 22.954.912,34 540.592.583,98
Afonso

Corumbá I FURNAS - 28.541.443,21 213.283,88 1.427.072,16 24.233.206,17 1.107.408,00 55.522.413,42 135.395,10 562.200,09 3.666.976,81 59.886.985,42
Ernestina CEEE-GT - 1.209.882,99 1.412,50 60.494,15 209.664,00 - 1.481.453,64 5.694,45 15.021,70 151.821,86 1.653.991,65
Estreito (L. C. FURNAS - 57.541.487,14 361.796,75 2.877.074,36 64.203.300,18 -719.268,59 124.264.389,84 272.197,63 1.257.945,33 7.269.049,62 133.063.582,42
Barreto)

| Forquilha | CEEE-GT | - | 428.424,22 | 1.412,50 | 50.000,00 | 48.048,00 | - | 527.884,72 | 2.465,68 | 5.357,07 | 136.582,30 | 672.289,77 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Funil - BA | CHESF | - | 4.108.556,66 | 127.713,31 | 205.427,83 | 1.645.216,33 | -410.855,67 | 5.550.661,46 | 19.822,18 | 56.267,51 | 513.847,90 | 6.140.599,05 |
| Funil - RJ | FURNAS | - | 18.992.502,02 | 232.285,16 | 949.625,10 | 6.022.080,00 | -94.962,51 | 26.101.529,77 | 90.716,68 | 264.568,15 | 2.504.757,20 | 28.961.571,79 |
| Furnas | FURNAS | - | 65.196.277,27 | 61.603.583,25 3.259.813,86 | 67.372.684,08 -6.519.627,73 190.912.730,73 | 656.021,35 | 1.935.037,90 | 33.945.664,36 227.449.454,35 |  |  |  |  |
| Guarita | CEEE-GT | - | 538.211,60 | 1.412,50 | 50.000,00 | 76.876,80 | 53.821,16 | 720.322,06 | 2.904,83 | 7.305,32 | 136.582,30 | 867.114,52 |
| Henry Borden | EMAE | - 119.926.037,94 | 6.546.770,98 5.996.301,90 | 3.158.994,78 | 995.386,11 136.623.491,70 | 590.151,41 | 1.385.996,40 | 15.068.742,91 153.668.382,42 |  |  |  |  |
| Herval | CEEE-GT | - | 334.453,33 | 351.399,30 | 50.000,00 | 79.139,89 | -33.445,33 | 781.547,18 | 4.094,79 | 7.935,78 | 287.843,96 | 1.081.421,71 |
| Ijuizinho | CEEE-GT | - | 383.330,26 | 1.778,21 | 50.000,00 | 43.680,00 | 3.833,30 | 482.621,77 | 2.286,76 | 4.898,07 | 136.582,30 | 626.388,90 |

Itaparica (Luiz

CHESF - 83.377.356,92 4.652.951,37 4.168.867,85 104.807.465,85 4.068.815,02 196.633.244,19 409.638,89 1.990.332,15 10.210.547,54 209.243.762,78
Gonzaga)

Jacuí CEEE-GT - 17.837.113,92 226.067,47 891.855,70 5.765.478,16 317.500,63 25.038.015,87 84.774,83 253.765,56 2.238.669,58 27.615.225,84
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001479/2016-62

Fl. 17 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.

Adicionais de Bens não Uso dos Indisponibili- Ajustes -
Usina Concessionária RBO GAG - O&M reversíveis sistemas de T e Resumo TFSEE P&D/PEE Recurso RAG RAG (R$) TOTAL
Receita dade
(5%) D 2015 e outros
CPFL

Macaco Branco CENTRAIS - 726.005,82 - 50.000,00 64.671,48 -72.600,58 768.076,71 3.650,35 7.795,22 136.582,30 916.104,59
GERADORAS

Marimbondo FURNAS - 74.573.148,09 283.618,76 3.728.657,40 98.851.355,97 -1.312.487,41 176.124.292,83 351.772,87 1.782.586,52 9.357.792,80 187.616.445,02
Passo de DEMEI-G - 883.032,69 - 50.000,00 171.768,00 - 1.104.800,69 4.278,46 11.202,82 136.582,30 1.256.864,27
Ajuricaba

| Passo do Inferno CEEE-GT | - | 383.261,29 | 12.487,72 | 50.000,00 | 48.048,00 | 3.832,61 | 497.629,63 | 2.329,33 | 5.050,09 | 136.582,30 | 641.591,35 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Passo Real | CEEE-GT | - | 13.684.849,26 | 45.874,73 | 684.242,46 | 10.034.415,45 | 619.923,67 | 25.069.305,58 | 64.528,83 | 253.877,12 | 1.717.239,88 | 27.104.951,41 |
| Pedra | CHESF | - | 2.183.501,85 | 175.481,44 | 109.175,09 | 1.306.236,00 | -218.350,19 | 3.477.483,12 | 11.160,42 | 35.238,82 | 321.945,54 | 3.845.827,91 |
| Porto Colômbia FURNAS | - | 25.684.716,14 | 161.473,60 1.284.235,81 | 14.409.446,32 | 66.780,26 | 41.606.652,13 | 121.456,41 | 421.496,05 | 3.233.677,92 | 45.383.282,51 |  |  |
| Porto Góes | EMAE | - | 4.188.379,95 | 154.963,15 | 209.419,00 | 498.240,00 | 293.186,60 | 5.344.188,70 | 20.343,02 | 54.187,19 | 532.993,82 | 5.951.712,73 |
| Rasgão | EMAE | - | 3.443.267,19 | 429.315,46 | 172.163,36 | 382.800,00 | - | 4.427.546,01 | 18.147,45 | 44.905,99 | 492.116,24 | 4.982.715,69 |

CPFL

Rio do Peixe CENTRAIS - 2.463.296,96 - 123.164,85 918.650,64 -246.329,70 3.258.782,75 11.582,27 33.033,99 309.106,20 3.612.505,22
GERADORAS

| Rio dos Patos | COPEL-GT | - | 162.721,94 | - | 50.000,00 | 112.488,00 | - | 325.209,94 | 1.851,73 | 3.303,65 | 259.609,38 | 589.974,70 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Santa Rosa | CEEE-GT | - | 472.995,27 | 1.412,50 | 50.000,00 | 61.152,00 | 47.299,53 | 632.859,29 | 2.643,96 | 6.419,22 | 136.582,30 | 778.504,78 |
| São Domingos | CELG-GT | - | 2.445.128,69 | - | 122.256,43 | 401.760,00 | - | 2.969.145,13 | 10.269,54 | 30.095,10 | 0 | 3.009.509,76 |
| São Simão | CEMIG-GT | - | 99.061.332,47 | - 4.953.066,62 119.057.349,77 | - 223.071.748,86 | 412.227,88 | 2.257.413,91 | 69.092.423,85 294.833.814,50 |  |  |  |  |
| Três Irmãos | Tijoa | - | 38.730.311,19 | 279.714,92 1.936.515,56 | 58.767.376,86 | - | 99.713.918,53 | 170.028,35 | 1.008.928,76 | 1.560.546,38 102.453.422,03 |  |  |

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001479/2016-62

Fl. 18 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.

Adicionais de Bens não Uso dos Indisponibili- Ajustes -
Usina Concessionária RBO GAG - O&M reversíveis sistemas de T e Resumo TFSEE P&D/PEE Recurso RAG RAG (R$) TOTAL
Receita dade
(5%) D 2015 e outros

Xingó CHESF - 148.684.913,49 3.566.319,46 7.434.245,67 225.649.930,38 -505.528,71 376.328.115,57 710.364,97 3.808.469,50 17.905.762,83 398.752.712,87
TOTAL 2.293.204.544,53 1.842.130.117,37 133.327.888,44 51.651.764,88 1.554.913.788,03 -12.860.130,14 5.304.810.839,63 20.505.427,61 53.791.073,41 227.720.558,32 5.606.827.898,97
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001479/2016-62

80. Do valor final da RAG, cerca de 34,7% decorre da RBO, 30,5% da GAGO&M, 3,3% decorre
da remuneração de investimentos em melhorias e bens não reversíveis, 26,3% dos encargos de uso do
sistema de distribuição e transmissão, 1,3% dos encargos setoriais, -0,2% de ajuste por indisponibilidade e,
finalmente, 4% decorre dos ajustes definidos no Despacho nº 1.817/2016, após avaliação dos recursos
interpostos contra a RAG 2015.
81. As RAG calculadas para as usinas hidrelétricas em prestação temporária, que serão pagas
em parcela duodecimais, vigerão até que assuma o vencedor da licitação correspondente ou até 30 de junho
de 2017, data em que serão reajustadas conforme a Portaria MME nº 117/2013.
82. A partir do somatório das RAG calculadas, faz-se a conversão em tarifa (R$/MWh), a fim de
se estipular o preço de cobertura para compra de energia nos processos das distribuidoras beneficiárias de
energia em regime de cotas. Essa conversão observa a expectativa de CFURH a ser paga no próximo
período, considerando o total da garantia física e a Tarifa Atualizada de Referência – TAR, fixada pela
Resolução Homologatória 1.990, de 2015.
Tabela 3 – Comparação entre a RAG 2015 e 2016
RAG 2015
Cotas (Lei 12.783/2013) RAG 2016 %
(após Leilão)
1 – Usinas 62 66 6,45%

| 2 - RAG (R$) | 5.147.795.529,75 5.606.827.898,97 | 8,92% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| 3 - CFURH (R$) | 625.863.777,61 | 684.581.261,91 | 9,38% |
| 4 - RAG + CFURH (R$) | 5.773.659.307,36 6.291.409.160,88 | 8,97% |  |
| 5 - Garantia Física (MWmed) | 12.414,43 | 12.402,32 | -0,10% |
| 6 - Garantia Física Considerada (MWh) | 103.312.845,02 | 103.212.077,02 | -0,10% |
| 7 - Tarifa (R$/MWh) sem tributos | 55,89 | 60,96 | 9,07% |
| 8 - Tarifa (R$/MWh) com tributos | 61,58 | 67,17 | 9,07% |

83. Somando-se a expectativa de CFURH e o valor total das RAG apuradas nesta Nota Técnica,
e dividindo-se pela Garantia Física contratadas em cotas, chega-se a R$ 60,96 por MWh, ou seja, 9,07% de
aumento em relação ao valor estabelecido no ciclo anterior (REH 2.014/2016). Ao preço de repasse das
usinas no regime de cotas nos processos tarifários das concessionárias de distribuição incluem-se os
tributos PIS/PASEP e COFINS, conforme o Submódulo 3.2 do PRORET, chegando-se ao preço de R$ 67,17
por MWh.
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL
84. O art. 3º da Lei nº 9.427, com redação dada Lei 12.783, de 12 de janeiro de 2013, que
estabelece a competência da ANEEL para definição da tarifa das concessionárias de geração que
entregarem sua energia em regime de cotas.
V. DA CONCLUSÃO
85. Nesta Nota Técnica são apresentados procedimentos de cálculo e os resultados das tarifas
a serem praticadas pelos geradores alcançados pela Lei nº 12.783/2013, no período compreendido entre 1º
de julho de 2016 e 30 de junho de 2017.
48581.002145/2016-00

Fl. 20 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016.
VI. DA RECOMENDAÇÃO
86. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se submeter à Diretoria
Colegiada da ANEEL para homologação das receitas de geração para o ciclo 2016/2017.
87. Recomenda-se, também, o pagamento em parcela única dos valores de GAGO&M de
Furnas referente a operação temporária das usinas de Ervália, Neblina, Sinceridade, Dona Rita e Coronel
Domiciano, em 02 dias no mês de julho de 2016. Ainda, em relação ao valor do recurso administrativo
interposto pela CESP, definido no Despacho nº 1.817/2016, também se recomenda o pagamento em única
parcela mensal no ciclo 2016/2017.
ANDRÉ LÚCIO NEVES MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo:
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001479/2016-62