REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2182/2016
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 Amazonas Distribuidora de Energia S.A - AmE.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-11-30
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.001062/2016-08
INTERESSADO: Amazonas Distribuidora de Energia S/A
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da Amazonas Distribuidora de Energia S/A.
I. RELATÓRIO
1. A Amazonas Distribuidora de Energia S/A - AME é prestadora de serviço público de
1
distribuição de energia elétrica e atende cerca de 775 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia
elétrica representa faturamento anual na ordem de R$ 2,6 bilhões.
2. O reajuste tarifário anual de 2015 da AME foi aprovado pela Diretoria da ANEEL com a
publicação da Resolução Homologatória nº 1.980/2015. Nesse processo, as tarifas da AME foram, em média,
reajustadas em 27,28%, sendo 35,76% referentes ao reajuste tarifário econômico e -8,48% relativos aos
componentes financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória – REH nº 1.980/2015.
3. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 361, de 31 de outubro de
2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da AME.
4. Em 26 de julho de 2016 expirou o prazo estabelecido para que a AME assinasse o novo
Contrato de Concessão a fim de formalizar suas intenções de se manter como agente prestador do serviço
público de distribuição de energia elétrica em sua área de concessão. A AME optou pela não assinatura do
novo Contrato de Concessão e abdicou do seu direito de renovação da concessão.
5. Em 3 de agosto de 2016, foi publicada a Portarias MME nº 420, a qual designou a Amazonas
Distribuidora de Energia – AME como Responsável pela Prestação do Serviço Público de Distribuição de
Energia Elétrica, nos termos e condições estabelecidos na Portaria MME nº 388, de 26 de julho de 2016, até a
assunção de novo concessionário ou até 31 de dezembro de 2017, o que ocorrer primeiro
De acordo com a Portaria nº 420, de 03 de agosto de 2016.
1

6. A Portaria de designação estabeleceu que o reajuste tarifário para AME fosse realizado de
modo ordinário e com periodicidade anual, a partir de 1° de novembro de 2016.
7. No dia 31 de outubro de 2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho
de Consumidores da AME as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução
Normativa nº 652, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET
– Procedimentos de Regulação Tarifária.
8. Na 41ª Reunião Pública Ordinária de 2016, realizada em 1º/11/2016, a Diretoria decidiu
suspender o processamento do reajuste tarifário anual de 2016 da AME, haja vista que a não assinatura do
Termo de Compromisso associado à prestação de serviço temporária implica na observância do
inadimplemento no recolhimento de suas obrigações intrassetoriais identificado naquela data e dado que o
reajuste, caso fosse processado, seria positivo. Com isso, foi prorrogada a vigência das tarifas de aplicação
constantes na REH nº 1.980/2015, até a homologação do reajuste tarifário de 2016 da distribuidora. Essa
decisão foi consubstanciada na REH nº 2.167/2016.
9. No dia 11 de novembro de 2016, a AME protocolou o Termo de Compromisso referente ao
Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição2.
10. A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a
chancelou.
11. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
12. Quanto as condições para aplicação do reajuste tarifário anual, a AME permanece inadimplente
quanto a obrigações intrassetoriais tanto em competências anteriores como posteriores à designação como
Prestador do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nos termos e condições da Portaria MME nº
388/2016.
2 Documento SIC nº 48576.000454/2016-00.

13. A Audiência Pública nº 63/2016 foi aberta com o intuito de estabelecer as condições para a
Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica por Órgão ou Entidade da Administração
Pública Federal nas Concessões não prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.
14. Dentre as condições discutidas no âmbito da audiência pública estava o acompanhamento e
monitoramento da gestão das distribuidoras durante o período de prestação temporária mediante a assinatura
de Termo de Compromisso, por meio do qual os dirigentes máximos do órgão ou da entidade da administração
federal designado e do sócio controlador se comprometem a encaminhar Plano de Prestação Temporária do
Serviço de Distribuição que demonstre como preservar a continuidade do serviço, iniciar a convergência aos
referenciais regulatórios de qualidade e eficiência e viabilizar o processo de licitação - além de prestar contas
a respeito da execução do referido Plano.
15. Em razão da necessidade de aplicação imediata dos dispositivos propostos na Nota Técnica
de abertura da Audiência Pública nº 63/2016, foi publicado o Despacho nº 2.447, de 13 de setembro de 2016,
que estabelece a assinatura do Termo de Compromisso constante do Anexo III do referido despacho como
condição precedente para a liberação dos recursos de CCC, CDE, RGR, do empréstimo com recursos da RGR
e da aplicação de reajustes e revisões tarifárias.
16. A AME assinou o referido Termo de Compromisso – condição primordial para a aplicação do
reajuste tarifário - e, portanto, está apta a aplicar as novas tarifas.
17. O Índice de Reajuste tarifário seria aplicado às tarifas da AME a partir de 1º de novembro de
2016. Ocorre que, conforme decidido por essa Diretoria Colegiada, mediante a REH nº 2.167, de 2016, o
processamento do reajuste tarifário não foi realizado, haja vista que a não assinatura do Termo de
Compromisso levou a observância do inadimplemento no recolhimento de suas obrigações intrassetoriais, nos
termos do art. 10 da Lei nº 8.631, de 1993
18. Dessa maneira, e seguindo o procedimento já adotado no reajuste tarifário de 2014 da
Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D (Processo nº 48500.002951/2014-12), da
Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA (Processo nº 48500.002956/2014-45) e da Companhia Energética
do Piauí – CEPISA (Processo nº 48500.002037/2015-52), as tarifas decorrentes do reajuste ora em
processamento somente poderão ser praticadas pela AME a partir da data da publicação da Resolução
resultante da presente deliberação.

19. Considerando que o processo está sendo deliberado na terceira Reunião Pública da Diretoria
da ANEEL após a assinatura do Termo de Compromisso e que a suspensão do reajuste se deu por
responsabilidade da empresa, nem mesmo a diferença entre 11 de novembro de 2016 e a data da publicação
da Resolução resultante da presente deliberação será objeto de compensação.
20. Acrescenta-se que ao prorrogar a vigência da REH nº 1.980, de 2015, a ANEEL manteve sem
reajuste as receitas referentes à conexão da concessionária de transmissão, relativas às Demais Instalações
de Transmissão – DIT de uso exclusivo dedicadas à AME. Porém, deve ser garantido à transmissora o direito
à percepção das diferenças de Receita Anual relativas às instalações de uso exclusivo da AME, não faturadas
em razão disso. Deve-se, pois, dar efeito retroativo a 1º de novembro de 2016 às novas receitas anuais
referentes às instalações de transmissoras de uso exclusivo disponibilizadas à distribuidora.
21. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da AME conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido
pelos consumidores de 20,01%, sendo de 17,78%, em média, para os consumidores conectados na Alta
Tensão e de 21,57%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 17,78%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 21,57%
Efeito Médio AT+BT 20,01%
Fonte: Nota Técnica nº 361/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
22. O efeito médio de 20,01% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada
dos componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até
a data do reajuste em processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
reajuste tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes.
23. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 10,05% ao se
adotarem como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo
9,32% referente à variação de custos de Parcela A e 0,72% à variação de custos da Parcela B.
24. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 2,48%. Já o efeito da

retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução de 7,49%
no atual reajuste.
25. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 20,01% [20,01%
= 10,05% + 2,48% + 7,49%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados:
a) IRT de 10,05% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B;
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de
2,48%; e
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de 7,49%.
26. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
20,01%
7,49%
6,44%
2,47% 2,48%
0,41% 0,72%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica nº 361/2016-SGT/ANEEL
27. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação entre
o cálculo do processo tarifário de 2015 e o reajuste atual; a participação percentual dos itens de custos da
Parcela A e da Parcela B na composição do IRT; a distribuição da receita para cobrir os custos da Parcela A e
da B; a contribuição de cada componente financeiro para a formação do índice de reajuste final; e a contribuição
da retirada dos componentes tarifários considerados no último processo.

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 10,87% | 9,32% | 86,43% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 24,35% | 2,47% | 11,45% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | -20,26% | -0,02% | 0,06% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 14,79% | 0,00% | 0,03% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 9,93% | 0,56% | 5,66% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 49,72% | 1,73% | 4,74% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 21,28% | 0,18% | 0,95% |
| ONS | 7,03% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 13,84% | 0,41% | 3,09% |
| Rede Básica | -2,06% | -0,04% | 1,59% |
| Rede Básica Fronteira | 17,51% | 0,21% | 1,28% |
| Conexão | - | 0,24% | 0,22% |
| Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) | 8,87% | 6,44% | 71,90% |
| PARCELA B | 5,09% | 0,72% | 13,57% |
| IRT considerando a variação tarifária do IRT 2015 | 10,05% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 2,48%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE 1,56%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE 3,65%
CVA em Processamento - Transmissão -0,90%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -2,33%
Neutralidade dos Encargos 0,42%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,08%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 7,49%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 20,01%
IRT econômico
Parcela A
28. Os custos da Parcela A representam 86,43% dos custos da Concessionária. A variação desses
custos representou 9,32% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário.
29. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de 24,35% em comparação com os
valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito médio de 2,47%. Destaca-se,
principalmente, o aumento na cota de ESS/ERR, que contribuiu para um efeito médio de 1,73% no atual reajuste
da AME.
30. Os custos com transmissão sofreram a variação de 13,84% em relação ao reajuste tarifário
anterior, correspondendo ao efeito médio de 0,41%.

31. O custo de compra de energia sofreu uma variação de 8,87% em relação ao processo anterior,
contribuindo para um efeito médio de 6,44%. O art. 4º da Lei n. 13.299/2016 estabeleceu que os novos
referencias de perdas a serem utilizados nos processos tarifários de 2016 das concessionárias em Estados da
Federação cujas capitais não estavam interligadas ao SIN em dezembro de 2009, como é o caso da AME,
devem ser iguais às perdas técnicas e não técnicas efetivas realizadas em 2015. Dessa forma, foi aberta a
Audiência Pública nº 63/2016, com o intuito de obter subsídios para a regulação dos dispositivos da Lei n.
13.299/2016 que preveem flexibilização dos referencias regulatórios de perdas, entre outros assuntos. Os
novos referenciais de perdas técnicas e não técnicas que estão sendo considerados neste processo tarifário
correspondem às perdas reais de 2015 declaradas no SAMP pelas empresas e validadas pela ANEEL, após
as devidas retificações, conforme solicitado na Nota Técnica de abertura da AP nº 63/2016. Portanto, apesar
do preço médio dos contratos de compra de energia da AME estar sofrendo uma redução de 13,8%, em função
da queda do ACR Médio estabelecido para 2017, o aumento do montante considerado no cálculo em função
das perdas reais da concessionária fez com que o custo total com a compra de energia aumentasse.
32. O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia.
6,44%
3,40%
1,03% 1,00%
0,82%
0,26% 0,05%
-0,11%
Total Proinfra

CCEAR-DSP CCEAR-QTD Monte Bilateral II Própria
Angra
Belo Geração
e
Angra I
e

Alternativa- Alternativa- Madeira
Cota
e e
Nova Nova
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Nota Técnica n° 361/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
33. Já a Tabela 3 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em
relação ao RTA 2015.

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

| Tipo de contrato | Processo A-1 | Processo atual | Variação | Processo A-1 Processo atual | Variação |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 3.567.289,40 | 3.687.133,37 | 3,36% | 197,26 | 190,29 | -3,53% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 811.284,63 | 827.088,58 | 1,95% | 129,74 | 140,78 | 8,51% |
| Madeira e Belo Monte | 934.519,28 | 1.027.957,55 | 10,00% | 111,52 | 120,50 | 8,05% |
| Bilateral | 5.764.489,74 | 5.950.019,76 | 3,22% | 278,02 | 219,88 | -20,91% |
| Cota Angra I e Angra II | 0,00 | 237.641,05 | - | 0,00 | 206,29 | - |
| Geração Própria | 1.148.159,52 | 1.185.113,02 | 3,22% | 278,02 | 219,88 | -20,91% |

145.628,59 244,05

Proinfa 156.541,75 7,49% 321,75 31,84%
Sobra (-) / Exposição (+) -4.269.443,92 -2.840.213,03 -33,5% 231,89 198,21 -14,5%
TOTAL 8.101.927,25 10.231.282,05 26,3% 232,11 200,10 -13,8%
Fonte: Nota Técnica n° 361/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
Parcela B
34. Os custos da Parcela B representam 13,57% dos custos da Concessionária. Seu incremento
correspondeu a 0,72% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
35. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre novembro de
2015 e outubro de 2016, do IGP-M, de 8,78%, descontado o Fator X, de 3,69%.
36. A Resolução Homologatória nº 1.649/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os valores
dos componentes Pd e T do Fator X em 2,02% e 2,00%, respectivamente, a serem aplicados na atualização
da Parcela B nos reajustes tarifários da AME.
37. Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, o componente Q (qualidade
do serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da variação dos
indicadores de DEC e FEC apurados nos últimos dois anos disponíveis.
38. No caso do atual reajuste da AME a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os
anos de 2014 e 2015 foi de -6,11%, de modo que o valor de componente Q do Fator X a ser aplicado na
atualização da Parcela B é de -0,33%.
39. Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de
8,78%, subtraída do Fator X, de 3,69%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 5,09%.
40. 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.
Custo de
Encargos
Transmissão
Setoriais
3,1%
13,2%
Custo de
Distribuição
13,6%
Custo de
Energia
70,1%
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 361/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
Custo de
Transmissão
2,7%
Encargos
Setoriais
11,4%
Custo de
Tributos
ICMS 13,7%
Energia 13,7%
60,5%
Custo de
Distribuição
11,7%
PIS/COFINS 0,0%
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 361/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
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 22,8% para o ICMS e de 6,6% 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 41,7%
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Componentes financeiros
41. Quanto aos componentes financeiros5 a serem recuperados no próximo período tarifário,
destaca-se a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA concernente aos
custos de aquisição de energia que representou o repasse de R$ 94.333.451,38 (noventa e quatro milhões,
trezentos e trinta e três mil, quatrocentos e cinquenta e um reais e trinto e oito centavos) com efeito no atual
reajuste de 3,65%. Os principais componentes que impactaram no saldo da CVAENERGIA foram os contratos
bilaterais e a geração própria, cuja tarifa de repasse é a média do ACR, e em 2015 este valor foi bem superior
ao valor do mix médio de compra da AME (R$ 295,10/MWh contra R$ 227,72/MWh).
42. A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 4 – Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 40.419.153,89 | 1,56% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 94.333.451,38 | 3,65% |
| CVA em Processamento - Transmissão | (23.284.202,38) | -0,90% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (60.372.542,29) | -2,33% |
| Neutralidade dos Encargos | 10.848.146,50 | 0,42% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 2.124.514,37 | 0,08% |
| Total | 64.068.521,47 | 2,48% |

Fonte: Nota Técnica nº 361/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
43. A SGT destacou, na Nota Técnica nº 361, de 31 de outubro de 2016, que o efeito médio a ser
percebido pelos consumidores da AME, de 20,01% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da
Concessionária evoluísse nos últimos 9 anos acima da variação do IGP-M (79,86%) e do IPCA (76,04%) no
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
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.

600,00
Tarifa B1 Residencial
550,00 541,63
500,00 Variação IGPM
450,00
Variação IPCA 445,31
400,00
350,00
338,91
332,91 331,86
320,81 320,81
310,24
300,00 304,25
278,47 276,85
250,00
200,00
150,00

nov/07 nov/08 nov/09 nov/10 nov/11 nov/12 nov/13 nov/14 mar/15 nov/15 nov/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Reajsute
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Nota Técnica nº 361/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.
Subvenção CDE – Descontos Tarifários
44. 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.
45. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
AME, em relação às competências entre novembro/2016 a outubro/2017, é de R$ 1.964.677,81 (um milhão,
novecentos e sessenta e quatro mil, seiscentos e setenta e sete reais e oitenta e um centavos). Esse valor já
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre novembro/2015 e outubro/2016.
6 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013,
a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte
incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras
com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de
irrigação.

III. DIREITO
46. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002;
c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009;
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010;
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e
f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº
020/2001-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
47. Com o fulcro nessa análise, considerando o que consta do Processo nº 48500.001062/201608, voto pela emissão de resolução homologatória, como a minuta anexa, a fim de:
a) homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Amazonas Distribuidora de
Energia S/A, a vigorar a partir da data de publicação da Resolução Homologatória em
exame, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 20,01%,
sendo de 17,78% em média para os consumidores conectados em alta tensão e de
21,57% para os consumidores em baixa tensão;
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da AME;
c) estabelecer, com efeitos retroativos a 1º de novembro de 2016, o valor da receita anual
referente às instalações de transmissão classificadas como Demais Instalações de
Transmissão – DITs de uso exclusivo;
d) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de
energia de reserva – EER;
e) homologar em R$ 1.964.677,81 (um milhão, novecentos e sessenta e quatro mil,
seiscentos e setenta e sete reais e oitenta e um centavos) o valor mensal de recursos da
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas

Brasileiras S.A. – Eletrobras à AME, de modo a custear os descontos retirados da
estrutura tarifária;
48. As tarifas decorrentes do reajuste ora em processamento somente poderão ser praticadas pela
AME a partir da data da publicação da Resolução resultante da presente deliberação.
Brasília, 29 de novembro de 2016.
TIAGO DE BARROS CORREIA
Diretor