REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2023/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Ampla Energia e Serviços S.A - Ampla.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-03-14
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004432/2015-70
INTERESSADOS: AMPLA - Ampla Energia e Serviços S/A
RELATOR: José Jurhosa Júnior
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da AMPLA - Ampla Energia e Serviços S/A, a vigorar a partir de
15/03/2016.
I. RELATÓRIO
A AMPLA é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca de
2,6 milhões unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$
4,6 bilhões.
2. No processo tarifário de 2015, as tarifas da AMPLA foram, em média, reajustadas em 43,14%, sendo
37,46% referentes ao reajuste tarifário econômico e 5,68% relativos aos componentes financeiros pertinentes,
conforme consta da Resolução Homologatória – REH 1.869/20142.
3. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica 41, de 29/02/2016, consolidou o
cálculo do reajuste de 2016 da AMPLA.
4. No dia 02/03/2016 a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de Consumidores
da AMPLA, as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa 652 ANEEL, de
17/03/2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do Procedimentos de Regulação Tarifária –
PRORET.
5. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
6. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da AMPLA conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido
pelos consumidores de 7,38%, sendo de 7,89%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
7,15%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica 005/1996-ANEEL.
2 Essa Resolução alterou o cálculo original do reajuste de 2015 da concessionária, homologado pela REH 1.861, de 10/03/2015, em função
da aprovação, em data posterior ao reajuste da distribuidora, da nova quota de CDE destinada à amortização da Conta ACR.

Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 7,89%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 7,15%
Efeito Médio AT+BT 7,38%
Fonte: Nota Técnica 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
7. O efeito médio de 7,38% 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.
8. A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de 3,25%, ao
se ter como base de comparação para a Parcela A na Data do Reajuste Anterior – DRA apenas os custos
estabelecidos no reajuste de 2015, uma vez que, diferente das outras Distribuidoras de energia, a AMPLA não foi
abarcada pela Revisão Tarifária Extraordinária ocorrida em março de 2015.
9. Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o efeito médio
em 0,55% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 2,71%.
10. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 7,81% no atual reajuste da
AMPLA.
11. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa
uma redução de -3,68% no atual reajuste.
12. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 7,38% [7,38% =
3,25%+7,81% -3,68%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados:
a) IRT de 3,25% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B;
b) Inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de 7,81%; e
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -3,68%.
13. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente

7,81%
7,38%
2,71%
1,60%
-0,31%
-0,75%
-3,68%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Fonte: Nota Técnica 41/2016-SGT/ANEEL.
14. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio

Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 0,76% | 0,55% | 70,54% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -3,37% | -0,75% | 20,68% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | -44,65% | -0,10% | 0,12% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -30,30% | -3,64% | 8,12% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 10,52% | 0,27% | 2,72% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 5,62% | 0,26% | 4,73% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 130,15% | 2,40% | 4,11% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 8,63% | 0,07% | 0,89% |
| ONS | 9,89% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | -5,55% | -0,31% | 5,06% |
| Rede Básica | -22,71% | -0,51% | 1,67% |
| Rede Básica Fronteira | 32,48% | 0,08% | 0,30% |
| Rede Básica ONS (A2) | -90,86% | -0,02% | 0,00% |
| MUST Itaipu | 12,62% | 0,05% | 0,45% |
| Transporte de Itaipu | 26,21% | 0,05% | 0,21% |
| Conexão | 26,98% | 0,06% | 0,26% |
| Uso do sistema de distribuição | -0,56% | -0,01% | 2,17% |
| Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) | 3,58% | 1,60% | 44,80% |
| PARCELA B | 9,77% | 2,71% | 29,46% |
| Índice de Reajuste Tarifário Anual - IRT | 3,25% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 7,81%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade 1,19%
CVA em Processamento - Energia comprada 7,08%
CVA em Processamento - Transmissão 0,20%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 0,08%
Neutralidade dos Encargos 0,46%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,65%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,02%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização -0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Ajuste Liminar Abrace 0,27%
Passivo das Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) - RTA 201 0,02%
Correção MCP 2014 (CVA 2015) -0,57%
Diferença de receita ref. recálculo do IRT 2015 da AMPLA -0,28%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,68%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,38%
Fonte: Nota Técnica 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.

15. Os custos da Parcela A representam 70,54% dos custos da Concessionária. O incremento desses
custos representou 0,55% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário.
16. O valor total dos encargos setoriais reduziu -3,37% em comparação com os valores referentes ao
reajuste anterior, correspondendo a um efeito tarifário médio de -0,75%. Desses encargos, destaca-se a redução do
orçamento da CDE – USO, conforme Resolução Homologatória 2.018, de 2 de fevereiro de 2016, que contribuiu para
um efeito médio de -3,64% no atual reajuste da AMPLA.
17. Os custos com transmissão sofreram a variação de -5,55% em relação ao RTA 2015, correspondendo
ao efeito médio de -0,31%. A variação dos custos de Transmissão é explicada pelos seguintes fatores: (i) pela Parcela
de Ajuste negativa que compensa déficits ou superávits de arrecadação que ocorrem no âmbito da apuração realizada
pelo ONS em relação ao Ciclo anterior; e (ii) a redução da proporção atribuída ao segmento de consumo no rateio do
pagamento do montante a ser arrecadado por meio de TUST-RB.
18. O custo de compra de energia sofreu uma variação de 3,58% em relação ao processo anterior,
contribuindo para uma elevação tarifária de 1,60%. A nova tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional para
2016, publicada pela Resolução Homologatória . 2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma redução de 32,3% em
relação à tarifa praticada em 2015, e a saída do 18º Leilão de Ajuste do portfólio de compra de energia da
concessionária em função do fim de seu período de suprimento compensaram, em grande parte, o aumento dos
demais contratos do mix da distribuidora, de modo que a tarifa média de compra de energia da concessionária não
sofreu alteração significativa em relação ao processo tarifário anterior.
19. O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 demonstra a
variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao RTA 2015.
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia.

1,60% 1,72% 1,71%
0,70% 0,54%
0,35% 0,39%
0,11% 0,15%
0,03%
-1,69%
-2,40%
Total Proinfra

CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR Monte Bilateral II 12.783/2013 Itaipu
Angra
Belo
- e
Ajuste I
e Angra

- - Alternativa- Alternativa- Madeira n º
Existente Existente Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Tipo de contrato | RTA 2015 | Processo atual | Variação | RTA 2015 | Processo atual Variação |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 213.033,91 | 349.871,39 | 64,23% | 320,18 | 271,92 -15,07% |  |
| Existente - CCEAR-QTD | 1.336.798,31 | 1.978.279,56 | 47,99% | 194,89 | 194,24 -0,34% |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 2.451.337,94 | 2.827.133,99 | 15,33% | 252,31 | 252,10 -0,08% |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 832.672,80 | 892.557,57 | 7,19% | 193,18 | 208,02 | 7,69% |
| Ajuste - CCEAR | 298.981,08 | 0,00 -100,00% | 388,18 | 0,00 -100,00% |  |  |

1.013.660,49 111,02

| Madeira e Belo Monte | 1.336.689,66 | 31,87% | 122,39 10,24% |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilateral | 351.360,00 | 350.400,00 | -0,27% | 150,83 | 173,20 14,83% |  |
| Cota Angra I e Angra II | 402.872,62 | 393.472,80 | -2,33% | 162,09 | 206,29 27,27% |  |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 3.461.781,31 | 3.664.214,40 | 5,85% | 33,34 | 60,41 81,20% |  |
| Itaipu | 2.244.811,68 | 2.197.530,17 | -2,11% | 231,15 | 222,40 -3,79% |  |
| Proinfa | 238.106,01 | 245.918,90 | 3,28% | 274,57 | 364,39 32,71% |  |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -256.993,33 | -1.911.407,61 | 643,8% | 165,72 | 171,07 | 3,2% |
| TOTAL | 12.588.422,82 | 12.324.660,83 | -2,1% | 167,78 | 174,93 | 4,3% |

Fonte: Nota Técnica 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
20. Os custos da Parcela B representam 29,46% dos custos da Concessionária. Seu incremento
correspondeu a 2,71% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
21. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre março de 2015 e
fevereiro de 2016, do IGP-M, de 12,08%, subtraída do Fator X, de 2,31%.
22. No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão
Tarifária da AMPLA, de 1,66% e 0,65%, respectivamente. No caso da AMPLA, a variação média dos indicadores de
DEC e FEC entre 2013 e 2014 foi de 4,41%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de 0,00%. Dessa
maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 12,08%, subtraída do Fator X, de
2,31%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 9,77%.
23. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento:
a) Da geração (compra de energia);
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e
c) Dos encargos setoriais3 e dos tributos4.
3 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais
de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
4 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,3% para o ICMS e de 6,3% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a fatura,
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 44,10% (por fora) sobre
o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 3
Encargos
Custo de
Setoriais
Transmissão
22,5%
5,1%
Custo de
Distribuição
Custo de 29,5%
Energia
42,9%
Fonte: Nota Técnica 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
Gráfico 4
Custo de
Transmissão
3,5%
Encargos
Setoriais
15,6%
Custo de ICMS 24,3%
Tributos
Energia
29,8% 30,6%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 6,3%
20,4%
Fonte: Nota Técnica 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
24. Quanto aos componentes financeiros5 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressaltase:
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA relacionada aos
custos de aquisição de energia, que representou o repasse de R$ 329.838.193,14, com efeito no
atual reajuste de 7,08%. Este valor é decorrente, principalmente, do efeito de curto prazo dos
contratos de garantia física (risco hidrológico) em decorrência da consideração do preço das usinas
licitadas no Leilão 12/2015, bem como da energia proveniente de Itaipu, devido à alta do dólar
ocorrida no período de análise. Grande parte dos custos de CVA Energia foram atenuados pela
5 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

receita das bandeiras tarifárias alocada para a cobertura dos custos dos CCEARs-D e do risco
hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de competência de janeiro de 2015 a novembro de
2015, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do PRORET.
b) Em virtude da iminência da finalização da 4ª fase da AP 078/2011, que visa o aperfeiçoamento do
método de apuração do saldo da CVA, da Sobrecontratação/Exposição de Energia e das Regras
de Repasse dos Preços de Contratos de Compra de Energia, optou-se por já se utilizar a nova
metodologia de apuração de Sobrecontratação de Energia e Exposição no MCP proposta pela área
técnica para competências a partir de janeiro de 2015. Dessa forma, está sendo apurado e
considerado integralmente o resultado financeiro mensal decorrente das compras e vendas no
mercado de curto prazo das competências de janeiro de 2015 a novembro de 2015. No processo
próximo tarifário da concessionária, será feito um ajuste nos valores de CVA e
sobrecontratação/exposição caso se verifique que os limites de repasse de sobrecontratação de
energia ou de exposição voluntária para o ano civil de referência foram extrapolados. Salienta-se
que este procedimento foi adotado em caráter provisório, devendo ser revisto o cálculo caso essa
metodologia não seja aprovada no fechamento da quarta fase da AP 78/2011.
c) A área técnica ressalta também que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das
Bandeiras Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais
apurados de CVAENERGIA e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da AMPLA não
sofresse um aumento adicional médio de 10,30%.
25. A Concessionária, no entanto, questiona o período de competência considerado pela SGT na
apuração da CVA de compra de energia. A Empresa solicita que seja considerado do Reajuste Tarifário atual os
pagamentos referentes à competência de dezembro de 2015, que só foram realizados no dia 07/03/2016, portanto,
fora do período de apuração da CVA, que só considera a competência cujo pagamento ocorra até 30 dias antes do
processo tarifário, nesse caso até o dia 15/02/2016.
26. A AMPLA alega que não deu causa à postergação, pela CCEE, da liquidação do Mercado de Curto
Prazo – MCP de dezembro/2015 e, portanto, merece ter seus custos reconhecidos ainda no atual reajuste.
27. Diante dos argumentos apresentados pela Distribuidora, teço as seguintes considerações:
Primeiramente, é importante salientar que grande parte dos custos auferidos na competência de dezembro/2015 já
estão cobertos pela receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias arrecadados em
dezembro e liquidados em fevereiro de 2016, segundo Despacho 265/2016. Além do mais, no processamento da CVA
de energia e ESS/ERR não serão descontadas as receitas de bandeiras da AMPLA, faturadas no mês de dezembro,
justamente para concatená-la com a liquidação do Mercado de Curto desse período que foi postergada pela CCEE.
28. A SGT, a pedido, realizou uma simulação com o pleito da Distribuidora, considerando na CVA tanto
as despesas realizadas na competência de dezembro/2015 quanto a reversão das receitas de bandeira. Como
resultado, obteve-se um valor de R$ 1.720.821,63 a mais quando atendido a solicitação da Empresa e um incremento
de apenas 0,04% no IRT e nos efeitos ao consumidor.
29. Portanto, não se vislumbra razão para deferir o pedido da AMPLA, uma vez que não causará um
desequilíbrio econômico-financeiro da concessão considerar os custos referentes ao mês de dezembro/2015 no
reajuste tarifário de 2017, sem contar o elevado custo regulatório de excepcionalizar a aplicação do regulamento.

30. Ainda com relação ao componente financeiro relacionado à CVA CDE - ENERGIA, a Distribuidora
solicitou a consideração de um delta no pagamento da CDE realizado em março/2015, competência de fevereiro/2015,
alegando diferença entre o pagamento efetuado e a cobertura, a ser considerado pro rata neste mês de competência.
31. A área técnica argumenta, com o que se concorda, que no caso da CVA de CDE Energia, deve-se
entender tanto pagamento como cobertura por competências, ou seja, deu-se uma cobertura de 15/03/2015 a
14/03/2016 (por um ano), para a realização de pagamentos de março/2015 a fevereiro/2016 (também para 1 ano).
32. Dessa forma, não haveria porque realizar pro rata salvo se a alteração da obrigação fosse na mesma
competência do reajuste, independente do dia em que ocorre o processo tarifário.
33. Ademais, cabe esclarecer que a CDE – ENERGIA refere-se a cotas da CDE que, diferentemente da
CDE – USO, por força de dispositivo legal, possuem destinação e remuneração específica e estão concatenadas com
o processo tarifário das distribuidoras, não devendo ser apurada a CVA, e nem tão pouco sofrer a remuneração pela
Taxa Selic. Sobre esse encargo incide a CDI + 2,74%, no caso da Conta-ACR, de que trata o Dec. 8.221/2014, e o
IPCA, para a devolução dos recursos repassados às distribuidoras em 2013, de que trata o Decreto 7.945/2013.
34. A apuração da CVA da CDE – ENERGIA (Dec. 7.945/2013) foi processada nos processos tarifários
ordinários de 2015 exclusivamente em função da cobertura tarifária ter sido concedida na RTE daquele ano, por meio
de um componente financeiro, fazendo-se necessária a sua reversão no processo ordinário subsequente. Portanto, o
seu cálculo em 2015 decorreu da metodologia de cálculo da RTE, e não devido a desconcatenação do pagamento do
encargo com o processo tarifário da distribuidora.
35. Essa regra também está regulamentada pelo Módulo 4 do PRORET, aprovado pela Diretoria.
36. Ainda com relação aos componentes financeiros, cabe esclarecer que os associados da Associação
Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE tiveram decisão liminar favorável
no Processo Judicial n. 26648-39.2015.4.01.3400 para suspender o pagamento da parte controversa do encargo
tarifário CDE, bem como alterar a forma de rateio dos valores remanescentes da quota, de forma proporcional ao uso
dos sistemas de distribuição e transmissão.
37. A Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar por meio do Despacho 3.312/2015
e da Resolução Homologatória 1.967/2015, ambos de 24/09/2015, após a análise das contribuições recebidas no
âmbito da Audiência Pública 57/2015. Posteriormente, a REH 1986/2015, alterou a REH 1967/2015 e ampliou o
alcance da liminar para novas unidades consumidoras.
38. Como as tarifas homologadas pelas REH 1.967/2015 e 1.986/2015 tiveram vigência a partir de
03/07/2015, a distribuidora fará jus a um componente financeiro correspondente à diferença entre a tarifa de equilíbrio
apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada pelas REH 1.967/2015 e 1.986/2015. No caso da AMPLA
o valor apurado em relação ao período de 03/07/2015 a 14/3/2016 foi de R$ 12.482.214,83. Este componente
financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da distribuidora e não deverá incidir sobre os
associados da ABRACE.
39. A Tabela 4 a seguir apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:

Tabela 4 – Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 55.551.015,78 | 1,19% |  |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 329.838.193,14 | 7,08% |  |
| CVA em Processamento - Transmissão | 9.191.514,20 | 0,20% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 3.867.872,66 | 0,08% |  |
| Neutralidade dos Encargos | 21.220.794,42 | 0,46% |  |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | - | 30.364.555,43 | -0,65% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 669.247,91 | 0,01% |  |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | 840.766,84 | 0,02% |  |
| Penalidade por descumprimento de meta de universalização | - | 709.840,05 | -0,02% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | - | 4.505,30 | 0,00% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 117.652,59 | 0,00% |  |
| Ajuste Liminar Abrace | 12.482.215 | 0,27% |  |
| Passivo das Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) - R | 991.641 | 0,02% |  |
| Correção MCP 2014 (CVA 2015) | (26.591.146) | -0,57% |  |
| Diferença de receita ref. recálculo do IRT 2015 da AMPLA | (13.141.325) | -0,28% |  |
| Total | 363.959.542,14 | 7,81% |  |

Fonte: Nota Técnica 41/2015-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.
40. A SGT destacou, na Nota Técnica 41/2016, que o efeito médio a ser percebido pelos consumidores
da AMPLA, de 7,38%, contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse nos últimos 10 anos
abaixo da variação do IGP-M (80,33%) e do IPCA (74,14%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
700,00
650,00 Tarifa B1 Residencial
600,00
Variação IGPM
550,00 541,95
Variação IPCA
500,00
506,92
450,00
398,86
391,91

400,00 427,01 389,31
393,97 401,88
350,00
373,94
359,73
300,00
250,00
200,00
150,00

mar/07 mar/08 mar/09 mar/10 mar/11 mar/12 mar/13 mar/14 abr/15 mar/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute
Fonte: Nota
Técnica 41/2016-SGT/ANEEL, de 29 de fevereiro de 2016.

41. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários6, o montante mensal de recursos da CDE
a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores
mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo
tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
42. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à AMPLA,
em relação às competências entre março/2016 a fevereiro/2017, é de R$ 12.007.987,41. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre março/2015 e fevereiro/2016.
43. Por fim, cabe esclarecer algumas solicitações realizadas pela Empresa na Carta AMPLA 028-DR-167,
que foram analisadas pela área técnica, por meio da Nota Técnica 41/2016.
44. Nos termos da Carta, a Distribuidora solicita que a Parcela B seja ajustada de forma a refletir o
percentual de receita irrecuperável definido em sua revisão tarifária. Argumenta, ela, que a cobertura das receitas
irrecuperáveis não mais refletiria a realidade da Concessão em função do aumento da Parcela A observado nos
últimos anos.
45. Com relação às receitas irrecuperáveis, a SGT esclarece que esse assunto já foi objeto de análise no
pedido de Revisão Tarifária Extraordinária - RTE da AMPLA e que foi negado pela Diretoria da ANEEL por meio do
Despacho 449, de 23/02/2016.
46. No Voto que analisou o pedido de RTE, deixou-se claro que os custos irrecuperáveis compõem a
Parcela B da receita da Distribuidora e que o Contrato de Concessão não prevê o recálculo desse item nos processos
de reajustes tarifários.
47. Além disso, esclarece o Voto que o recálculo das receitas irrecuperáveis no processo de reajuste
tarifário teria uma natureza de neutralidade da Parcela B, sem previsão nas regras atuais.
48. A distribuidora pleiteou também um componente financeiro referente à previsão de sobrecontratação
ou exposição de energia para o ano de 2016, calculado conforme regra definida na REH 255/2007, alterada pela
REN 609/2014. Esse componente financeiro foi regulamentado em 2014 como resultado da 3ª fase da AP 78/2011,
tendo em vista o cenário de falta de lastro contratual das distribuidoras e exposição a elevados Preços de Liquidação
de Diferenças – PLD. Todavia, sua aplicação nas tarifas está suspensa desde 2014, quando da criação da ContaACR, pela REN 612/2014, e a partir de 2015, com o advento da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras
Tarifárias, regulamentada pelo Submódulo 6.8 do PRORET, dado que já cumprem a função de antecipar esses custos
à concessionária.
49. Pode existir, no entanto, a argumentação que em um cenário de bandeira verde, ou seja, na ausência
de arrecadação via bandeira tarifária, e com uma eventual situação em que a distribuidora esteja sobrecontratada e
6 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei 10.438/2002, com redação dada pela Lei 12.839/2013, e do Decreto 7.891/2013, a Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes
usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e
aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano;
classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
7 Documento SIC 48513.003064/2016-00.

um ambiente de PLD baixo, a previsão se faz necessária para antecipar uma receita que cobrirá a diferença entre o
custo da compra de energia valorada ao Pmix e a liquidação no curto prazo a um PLD muito baixo.
50. No entanto, espera-se que esses custos sejam suportados com uma receita excedente proveniente
de cobertura tarifária elevada para os contratos por disponibilidade, afinal, a cobertura para fazer frente ao custo com
a geração térmica foi calculada considerando o PLD a um patamar de R$ 211,288 / MWh. Portanto, num cenário de
PLD baixo e sem despacho fora da ordem de mérito, a concessionária poderá utilizar essa receita excedente para
suportar a venda da energia no curto prazo.
51. A Concessionária alega também que sua área de concessão vem enfrentando aumento expressivo
do número de clientes nas chamadas "áreas de risco", onde o acesso das equipes é restrito e a complexidade social
e o alto nível de violência restringem a atuação da fiscalização na rede elétrica, o corte de energia e o combate a furto
e fraudes. Por essa razão solicita a suspensão da trajetória de perdas não técnicas até que seja atendida a qualidade
do sistema e se possa retomar os esforços para redução das perdas.
52. Sobre o assunto, observa-se que a trajetória de perdas não-técnicas é definida no processo de revisão
tarifária, segundo critérios consistentes, baseando-se no princípio da regulação por incentivo e que as regras vigentes
não preveem tal suspensão nessa situação.
53. Por fim, a AMPLA solicita atualização dos valores dos serviços cobráveis de modo que os mesmos
representem os custos efetivos na prestação dos serviços, em especial no tocante à taxa de religação.
54. Em sua Nota Técnica, a SGT remete ao Ofício 328/2015-SRM-SGT-SRD/ANEEL, de 23/11/2015, que
tratou dessa mesma solicitação em resposta ao pedido da empresa Enel Brasil Participações Ltda.
55. Apesar de indeferir o pedido da Concessionária, forçoso reconhecer que alguns valores dos serviços
cobráveis estão defasados e merecem ser revistos, razão pela qual afigura-se pertinente recomendar que as
Superintendências de Regulação Econômica e Estudos do Mercado (SRM), de Regulação dos Serviços de
Distribuição (SRD) e de Gestão Tarifária (SGT), sob a coordenação da SRM, apresentem estudo sobre o assunto.
III. DIREITO
56. A presente análise foi realizada com observância dos seguintes dispositivos legais e regulamentares:
(i) Lei 9.427/1996; (ii) Lei 10.438/2002; (iii) Lei 12.111/2009; (iv) Decreto 7.246/2010; (v) Decreto 7.945/2013; e (vi)
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica 005/1996-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
57. Diante do exposto e do que consta no Processo 48500.004432/2015-70, voto pela emissão de
Resolução Homologatória, como a minuta anexa, a fim de:
(i) homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da AMPLA - Ampla Energia e Serviços
S/A, a vigorar a partir de 15 de março de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
7,38%, sendo 7,89% para os consumidores em alta tensão e 7,15% para os consumidores em baixa tensão;

(ii) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica –
TE aplicáveis aos consumidores e usuários da AMPLA;
(iii) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como
Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;
(iv) aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do Encargo
de Energia de Reserva – EER; e
(v) homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à AMPLA, de modo a custear os descontos retirados
da estrutura tarifária.
58. Voto ainda por determinar que as Superintendências de Regulação Econômica e Estudos do Mercado
(SRM), de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD) e de Gestão Tarifária (SGT), sob a coordenação da SRM,
apresentem, até março/2017, estudo sobre a atualização dos valores dos serviços cobráveis.
Brasília, 8 de março de 2016.
JOSÉ JURHOSA JÚNIOR
Diretor