REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2105/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado provisório da quarta revisão tarifária periódica, as tarifas de energia e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Energisa Tocantins - Distribuidora de Energia S.A - ETO.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-07-01
Autor: ANEEL

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E
G E S T Ã O T A R I F Á R I A
Nota Técnica nº 212/2016-SGT/ANEEL
Brasília, 23 de junho de 2016
Q U A R T A R E V I S Ã O T A R I F Á R I A
P E R I Ó D I C A
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
E T O - E n e r g i s a T o c a n t i n s
FINAL
Agência Nacional de Energia Elétrica
Superintendência de Gestão Tarifária
SGAN 603 / Módulo "I" – 1º andar
CEP: 70830-030 – Brasília – DF
Tel: + 55 61 2192-8695
Fax: + 55 61 2192-8679

ÍNDICE
I. OBJETIVO ........................................................................................................................................................... 2
II. DOS FATOS ....................................................................................................................................................... 2
III. ANÁLISE ........................................................................................................................................................... 3
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO ................................................................................................................. 6
III.2 RECEITA VERIFICADA................................................................................................................................... 6
III.3 PARCELA B..................................................................................................................................................... 7
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO) ................................................................................................................... 7
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI) .............................................................................................................. 9
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR) .................... 10
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI). ........................................................... 16
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO DE
INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE ......................................................................................................... 17
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR) .......................................................................................................................... 18
III.4 PARCELA A................................................................................................................................................... 20
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE) ........................................................................ 20
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT) .......... 27
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) .................................................................................................................... 30
III.5 FATOR X ....................................................................................................................................................... 32
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS ............................................................................................. 36
III.7. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT .................................................................................. 41
III.8. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS ........................................................................................ 42
III.9. RESULTADO DA REVISÃO .......................................................................................................................... 42
IV. CONCLUSÃO .................................................................................................................................................. 45

(Fls. 2 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
Nota Técnica no 212/2016–SGT/ANEEL
Em 23 de junho de 2016.
Processo n.º 48500.000016/2016-83
Assunto: Quarta Revisão Tarifária Periódica da
ETO - Energisa Tocantins.
I. OBJETIVO
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da quarta revisão tarifária periódica da ETO -
Energisa Tocantins consolidada após análise das contribuições trazidas no âmbito da Audiência Pública (AP)
nº 23/2016.
2. O Módulo 2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabeleceu as
metodologias aplicáveis a quarta revisão tarifária periódica da ETO. Uma revisão conceitual
das metodologias aplicáveis, que vai além do escopo da presente Nota Técnica, pode ser feita a partir das
seguintes referências:
 Submódulo 2.1 e Nota Técnica 065/2015-SRM/SGT/ANEEL: Procedimentos Gerais;
 Submódulo 2.2 e Nota Técnica 066/2015-SRM/SGT/ANEEL: Custos Operacionais;
 Submódulo 2.3 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Base de Remuneração Regulatória;
 Submódulo 2.4 e Nota Técnica 022/2015-SRE/ANEEL: Custo de Capital;
 Submódulo 2.5 e Nota Técnica 067/2015-SRM/SGT/ANEEL: Fator X;
 Submódulo 2.6 e Nota Técnica 106/2015-SRM/SGT/ANEEL: Perdas de Energia;
 Submódulo 2.7 e Nota Técnica 105/2015-SRM/SGT/ANEEL: Outras Receitas;
 Submódulo 2.8 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Geração Própria de Energia.
3. A Seção II apresenta uma breve descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da ETO. A
Seção III descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo do Reposicionamento
Tarifário, Receita Verificada, Parcela B, Parcela A, Outras Receitas, Componentes Financeiros e Fator X. A
seção IV traz as conclusões.
II. DOS FATOS
4. Em 28 de junho de 1999 foi assinado o Contrato de Concessão n°052/1999, entre a União e
a empresa ETO, por intermédio da ANEEL, para a prestação do serviço público de distribuição de energia
elétrica na área da concessionária.

(Fls. 3 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
5. No referido contrato, a Sétima Subcláusula da Cláusula Sétima - Tarifas Aplicáveis na
Prestação dos Serviços estabeleceu que a primeira revisão tarifária periódica dos valores das tarifas de
energia elétrica da concessionária ocorreria um ano após o quarto reajuste anual concedido. A partir desta
primeira revisão, efetivada em 04 de julho de 2004, as subsequentes seriam realizadas a cada quatro anos.
6. Em dezembro de 2015, em processo conduzido pelo Ministério de Minas e Energia, foram
assinados Termos Aditivos aos Contratos de Concessão citados, tendo por objeto formalizar a prorrogação
das concessões pelo período de 30 anos.
7. As metodologias aplicáveis a quarta revisão da concessionária são definidas nos Módulos
2 e 7 do PRORET que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária
aplicável. As alterações no Módulo 2 foram aprovadas em abril de 2015 por meio da Resolução n° 660/2015.
A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27 de fevereiro de 2015, homologou o resultado da
8.
Revisão Tarifária Extraordinária - RTE das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. Os custos
adicionais considerados na RTE foram alocados como componentes financeiros, não alterando as tarifas
econômicas homologadas nos processos tarifários de 2014.
9. Por meio do Ofício nº 006/2016-SRE/ANEEL, de 05/01/2016, foram solicitadas as
informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, que foram encaminhadas pela Carta
ENERGISATO/VPR-ANEEL/Nº005/2016, de 01 de fevereiro de 2016.
10. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando n° 238/2016-SRD/ANEEL, de 16/06/2016.
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
11.
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 343/2016-SFF/ANEEL, de
23/06/2016.
12. Em 19/04/2016, na 13° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a
AP n° 23/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de
contribuições se estendeu de 20 de abril a 19 de maio, por intercambio documental.
13. No dia 23/06/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das
contribuições trazidas na AP n° 23, foi encaminhada à ETO e ao Conselho de Consumidores.
14. Em 01 de junho, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da
empresa, para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária apresentou as
suas contribuições finais.
III. ANÁLISE
15. Na Revisão Tarifária Periódica – RTP as tarifas são reposicionadas levando-se
em consideração os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e as
alterações na estrutura de custos.

(Fls. 4 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
16. No momento da RTP também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos reajustes
tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de produtividade obtidos pela
concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de incentivos que foram estabelecidos pela
ANEEL nos processos tarifários.
17. O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a Receita
Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos 12 (doze) meses
imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.
18. A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada
dos investimentos necessários para a prestação dos serviços dos serviços de distribuição de energia elétrica.
O cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos relacionados às atividades de
geração e transmissão e aos encargos setoriais.
19. A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem alteradas as
tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O resultado da razão entre
essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em média.
20. O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte fórmula:
܀܀

ࡾࢀ = ቀ −૚ቁ× ૚૙૙ (1)
܀܄
onde:
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);RR: Receita Requerida; e
RV: Receita Verificada.
21. A Receita Requerida é dividida em duas parcelas: a primeira, denominada de Parcela A,
envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos clientes, uso dos sistemas
de transmissão e encargos setoriais. Em geral, a distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de
custos, e em razão disso estes valores são repassados para os clientes da empresa.
22. A segunda parcela, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a prestação
do serviço de distribuição de energia. São custos inerentes da atividade de distribuição, que estão sujeitos ao
controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e, por definição, são repassados
por meio de valores regulatórios.
23. Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte forma:
ࡾࡾ = ࢂࡼ࡭ + ࢂࡼ࡮ (2)
onde:
RR: Receita requerida;
VPA: Valor da Parcela A;
VPB: Valor da Parcela B;
24. No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita da
concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos necessários

(Fls. 5 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
para a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com gestão de pessoas,
infraestrutura física e materiais e serviços.
25. Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa de
retorno para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No cálculo dos custos
de capital também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa a recomposição dos
investimentos realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo da vida útil dos bens e direitos.
26. Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de forma a
assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente para o pagamento
do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL.
No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B também se faz necessário a atualização dos
27.
valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da vigência das tarifas
estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do utilizado como referência para o
cálculo da revisão.
28. Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação dos
mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão tarifária. Por fim,
são descontadas as Outras Receitas auferidas pela concessionária, que são revertidas em parte para a
modicidade tarifária.
29. A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao nível de
preços.
ࢂࡼ࡮ = ( ࡯࡭ࡻࡹ + ࡯࡭࡭ ) ∙(૚− ࡼ࢓ − ࡹࡵࡽ ) − ࡻࡾ (3)
onde:
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;
CAA: Custo Anual dos Ativos;
ܲ ௠: Fator de Ajuste de Mercado; e
ܯܫܳ : Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade;
ܱܴ : Outras Receitas
30. Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é dado pela soma
dos componentes abaixo:
࡯࡭ࡻࡹ = ࡯ࡻ + ࡾࡵ (4)
onde:
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção;
CO3: Custos Operacionais e

(Fls. 6 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
RI: Receitas Irrecuperáveis.
31. Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo:
࡯࡭࡭ = ࡾ࡯ + ࡽࡾࡾ + ࡯࡭ࡵࡹࡵ (5)
onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos;
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos;
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades).
32. A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A:
ࢂࡼ࡭ = ࡯ࡱ + ࡯ࢀ + ࡱࡿ (6)
onde:
VPA: Valor de Parcela A;
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria;
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica.
33. Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é semelhante
ao adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos componentes de Parcela A
estão descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET.
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
34. O reposicionamento tarifário calculado para a ETO, para aplicação a partir
de 04 de julho de 2016, resultou no percentual total médio de 16,77%, o qual reflete os custos das Parcelas A
e B.
Tabela 1 - Reposicionamento Tarifário
Descrição Valores (R$)
VPA+VPB 1.064.697.781,00
Receita Verificada 911.789.413,30
Reposicionamento Tarifário Médio 16,77%
III.2 RECEITA VERIFICADA
No cálculo da Receita de Verificada, foram considerados os dados de mercado disponíveis
35.
no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP para o
período de julho de 2015 a junho de 2016 e as tarifas de base econômica homologadas no processo de
reajuste de 2015, resultando em um faturamento anual de R$ 911.789.413,30.

(Fls. 7 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
36. O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA), por subgrupo tarifário e
nível de tensão.
Tabela 2 – Receita Verificada

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 2.113.068 | 887.089.348,02 |
| A2 (88 a 138 kV) | 107.441 | 27.392.400,33 |
| A3 (69 kV) | 283 | 98.462,67 |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 167.055 | 62.785.116,10 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 307.681 | 124.847.565,47 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 1.530.608 | 671.965.803,45 |
| Demais Livres | 57.187 | 13.512.978,82 |
| Distribuição | 3.427 | 476.026,89 |

Geração - 10.711.059,56

Total 2.173.682 911.789.413,30
III.3 PARCELA B
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO)
37. A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Submódulo 2.2 do PRORET,
estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente dos custos
operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.
A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras levando-se
38.
em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise é estabelecido um
intervalo de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos
ao longo do ciclo tarifário.
39. No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data
da revisão observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado, perdas não
técnicas ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.
40. Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com
a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos
operacionais presente na tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking, parte da
diferença é incorporada no momento da revisão e a parcela remanescente é considerada para fins de cálculo
do Componente T do Fator X.
41. Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite superior
do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator T são calculados
de forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite
superior. Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do intervalo, o valor de custos
operacionais reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma criar uma trajetória de aumento da
Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim, se os valores estiverem contidos no intervalo

(Fls. 8 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
de custos eficientes, o custo reconhecido na revisão corresponderá o custo já contido nas tarifas e o Fator T
será igual a zero.
42. O passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior é
compatível com a restrição de variação de ±5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação anual
de ±5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir:
࡯ࡻࢋࢌ
ࡺ
∆ ࡯ࡻ = ܕܑܖ ( ቮඨ −૚ቮ;૞%)
࡯ࡻ࡭࢚
(7)
(૚± ) ࡺ
࡯ࡻ࢓ࢋ࢚ࢇ = ࡯ࡻ࡭࢚ ∆ ࡯ࡻ
onde:
∆ ܥܱ , é a trajetória dos custos operacionais regulatórios;
±5%, é a variação máxima admissível;
ܥܱ , é a meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual;
௠௘௧௔
43. Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a
aplicação da metodologia conforme descrita nos passos anteriores resultar em uma meta de custo
operacional superior a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado em 50%
com o consumidor.
44. Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a levar em
consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir:
૚, ૛∙ ࡻ࢖ࢋ࢞࢓ + ࡯ࡻ࢓ࢋ࢚ࢇ
ᇱ é ࢊ࢏࢕
࡯ࡻ࢓ࢋ࢚ࢇ = (8)
૛
onde:
ܥܱ ᇱ , é a meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento;
௠௘௧௔
ܱ݌݁ݔ ௠éௗ௜௢, média dos custos operacionais reais.
45. A tabela a seguir resume o cálculo de definição dos Custos Operacionais regulatórios para a
ETO no valor de R$ 282.093.897,12.

(Fls. 9 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
Tabela 3 – Custos operacionais regulatórios no reposicionamento

Descrição Limite Inferior Centro Limite Superior
1. Eficiência 96,17% 100,00% 100,00%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 288.660.668 294.415.897 300.171.126
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição Valor
3. OPEX nas tarifas - R$ 279.904.974
4. Meta estudo de eficiência - R$ 288.660.668
5. Variação Anual (%) 0,77%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a. 288.660.668
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição Reais
7. OPEX Real - R$ 251.715.437
8. Meta OPEX 288.660.668
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX 114,68%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento 288.660.668
11. Número de anos no ciclo 4
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.] 282.093.897
46. No caso da ETO, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa é menor do que o
intervalo interior definido pelo método de benchmarking. Como resultado, é estabelecida uma trajetória de
aumento da Parcela B ao longo do ciclo, para que, ao final do ciclo, os custos operacionais regulatórios
alcance o limite inferior do intervalo.
47. Uma vez que a aplicação direta da metodologia resultou em uma trajetória de 0,77% a.a.,
não foi necessário ajustar a meta regulatória para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%. Em
relação à comparação que é realizada com os custos reais, a aplicação da metodologia resultou em relação
entre a meta de custos operacionais e os custos reais de 114,68%. Consequentemente não foi necessário
recalcular a trajetória para compartilhar com o consumidor o valor excedente a 120%. O resultado final da
análise foi um custo operacional considerado na revisão inferior ao atualmente existente na tarifa,
contribuindo para uma redução tarifária de -0,40%. pelo fato desse custo ainda ser ajustado pelos ganhos
potenciais de produtividade nos doze meses posteriores ao da revisão.
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI)
48. O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no processo de revisão tarifária
é composto por duas parcelas: (1) uma associada aos encargos setoriais e (2) outra relativa aos demais itens
da receita da distribuidora.
49. O valor da parcela relativa aos encargos setoriais é feito a partir do nível de receitas
irrecuperáveis da própria concessionária. O objetivo é calcular os custos com encargos setoriais

(Fls. 10 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
da forma mais precisa possível considerando, inclusive, o montante que é faturado e não recebido pelas
concessionárias. Os níveis de receitas irrecuperáveis de cada concessionária são reconhecidos desde que
não superem os limites estabelecidos no Submódulo 2.2 do PRORET. A equação a seguir sintetiza o cálculo
das receitas irrecuperáveis associadas aos encargos setoriais.

ࢂ࢏ = ࡱࡿ × {∑( ࣋ࢉ × ࡾࡵ࢏ ) } (9)
࡯
(૚ି ࡵ࡯ࡹࡿ ି ࡼࡵࡿ ି ࡯ࡻࡲࡵࡺࡿ )
onde:
ܸ ூ: Parcela de receitas irrecuperáveis associada aos encargos setoriais;
ES: Valor dos encargos setoriais a ser considerado na revisão tarifária;
ߩ ௖: Participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; e
ܴܫ ௜: Mediana dos percentuais de receitas irrecuperáveis, relativa à classe C, verificados nos três anos
anteriores ao da revisão tarifária.
50. Para a parcela de receitas irrecuperáveis relativa aos demais itens da receita, são definidos
percentuais regulatórios específicos para cada empresa, por classe de consumo. Os percentuais regulatórios
são baseados no desempenho das distribuidoras, que são comparadas conforme sua posição no ranking de
complexidade socioeconômica das áreas de concessão. O valor de receitas irrecuperáveis dessa parcela
da receita, acrescido dos valores previstos de faturamento de bandeiras tarifárias, é então definido pela
seguinte equação:
ࡾࡾ ା ࡾࢋࢉࢋ࢏࢚ࢇ ࢊࢋ ࡮ࢇ࢔ࢊࢋ࢏࢘ࢇ࢙ ି ࡱ࢔ࢉࢇ࢘ࢍ࢕࢙ ࡿࢋ࢚࢕࢘࢏ࢇ࢙

ࢂࡾࡵ = × {∑( ࣋ࢉ × ࡾࡵࢉ ) } (10)
࡯
(૚ି ࡵ࡯ࡹࡿ ି ࡼࡵࡿ ି ࡯ࡻࡲࡵࡺࡿ )
Onde:
ܸ ோூ: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis;
ܴܴ : receita requerida
Receita de Bandeiras: receita prevista de bandeiras tarifárias;
ܧ݊ܿܽݎ݃݋ݏ ܵ݁ݐ݋ݎ݅ܽ݅ݏ : valores de encargos setoriais definidos na revisão tarifária;
ߩ ௖: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;
ܴܫ ௖: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à
empresa.
51. A tabela a seguir resume o cálculo do valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no
processo de revisão tarifária, segregado em suas duas parcelas, uma relacionada aos encargos setoriais e
outra relativa ao restante da receita.
Tabela 4 – Receitas Irrecuperáveis

| Descrição | Receita Base (R$) | % RI | RI (R$) |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 204.839.647 | 0,22% | 447.090 |
| Restante da Receita | 1.225.158.515 | 0,38% | 4.668.459 |
| Total | 1.429.998.162 | 0,36% | 5.115.549 |

III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR)
52. A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos realizados

(Fls. 11 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e do custo de
capital, conforme formulação a seguir:
( )
ࡾ࡯ = ࡮ࡾࡾ࢒ − ࡾࡳࡾ ∙ ࢘ࢃ࡭࡯࡯࢖࢘ + ࡾࡳࡾ ∙ ࢘࢘ࢍ࢘ + ࡾ࡯ࡻࡱ (11)
é
onde:
RC: Remuneração do Capital;
BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida;
RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR;
rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real Antes dos Impostos;
rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e
ܴܥ ைா: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais.
53. A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais -
RC୓୉ – é calculado conforme equação abaixo.
࢘࢖ ି ࢘ࢌ ࡯࡭ࡻࡹ

ࡾ࡯ࡻࡱ = × ૙, ૞× ࡼ × × ࡻࡱࡿ࢈ (12)
૚ି ࢚ ࡯࡭ࡻࡹ ା ࡯࡭࡭ ି ࡾ࡯ࡻࡱ
onde:
ܴܥ ைா: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações
Especiais;
ݎ ௣: Custo de Capital Próprio (nominal);
ݎ ௙: Remuneração do Ativo Livre de Risco (nominal);
ݐ : Impostos e Contribuições sobre a Renda;
ܲ : Participação do Capital Próprio no Capital Total;
ܥܣܱܯ : Custos de Administração, Operação e Manutenção;
ܥܣܣ : Custo Anual dos Ativos;e
ܱܧܵ ௕: Obrigações Especiais Bruta.
54. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor
os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil.
55. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base
de Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a seguir:
ࡽࡾࡾ = ࡮ࡾࡾ࢈ ∙ ࢾ (13)
onde:
QRR: Quota de Reintegração Regulatória;
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e
: Taxa média de depreciação das instalações.
56. Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as taxas
anuais de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico
– MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 674, de 11 de agosto de 2015.

(Fls. 12 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
III.3.3.1 CUSTO DE CAPITAL
Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado
57.
de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda, sendo
expresso pela seguinte fórmula:
࢘ࢃ࡭࡯࡯ = ( ࡼࢂ ⁄ ) ∙ ࢘࢖ + ( ࡰࢂ ⁄ ) ∙ ࢘ࢊ (14)
onde:
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais;
rP: custo do capital próprio real depois de impostos;
rD: custo da dívida real depois de impostos;
P: capital próprio;
D: capital de terceiros ou dívida;
V: soma do capital próprio e de terceiros;
58. A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor
em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro.
59. Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada, partiu-se do levantamento
de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, nos anos de 2011, 2012 e
2013, resultando no percentual de participação de capital de terceiros (D/V) de 48,76%.
60. Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno CAPM (Capital
Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de ativos de distribuição de
energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte equação:
࢘ࡼ = ࢘ࢌ + ࢼ ∙൫ ࢘࢓ − ࢘ࢌ ൯+ ࢘࡮ (15)
onde:
rP: custo de capital próprio;
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;
: beta do setor regulado;
rm-rf: prêmio de risco do mercado de referência; e
rB: prêmio de risco país.
61. Para o custo de capital de terceiros adota-se uma abordagem similar à do capital próprio, ou
seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos para se emprestar
recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de terceiros é calculado então
pelo método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão:
࢘ࢊ = ࢘ࢌ + ࢘࡯ + ࢘࡮ (16)
onde:
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;
rc: prêmio de risco de crédito; e

(Fls. 13 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
rB: prêmio de risco país.
62. A tabela a seguir ilustra o cálculo do custo médio ponderado de capital para
uma concessionária que tenha alíquota de 34% a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e
Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL).
Tabela 5 - Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC
CUSTO DE CAPITAL
Proporção de Capital Próprio 51,24%
Proporção de Capital de Terceiros 48,76%
Taxa livre de risco 5,64%
Prêmio de risco de Mercado 7,56%
Beta médio alavancado 0,70
Prêmio de risco do negócio 5,31%
Inflação americana considerada 2,41%
Prêmio de risco país 2,62%
Custo de capital próprio real 10,90%
Prêmio de risco de crédito 3,37%
Custo de dívida real 5,14%
CUSTO MÉDIO PONDERADO
WACC real antes de impostos* 12,26%
WACC real depois de impostos 8,09%
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%
63. Para aplicação tarifária considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos impostos
do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às tarifas dos
consumidores como se segue abaixo:
( ࡼࢂ ⁄ )∙ ࢘࢖ ା( ࡰࢂ ⁄ )∙ ࢘ࢊ
࢘ࢃ࡭࡯࡯࢖࢘ =
(17)
é ૚ି ࢀ
64. Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal
diferenciado, de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas finais
inferiores ao valor de 34%, seriam consideradas as seguintes alíquotas:
a) para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as alíquota de IRPJ
e CSSL somam 0,00% (zero);
b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as alíquotas de
IRPJ e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na área de concessão
sujeita ao benefício fiscal;

(Fls. 14 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
c) para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as alíquotas de
IRPJ e CSLL somam 24%;
d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%.
65. Para aplicação tarifária considerar-se-ia o WACC conforme tabela abaixo:
Tabela 6 - WACC antes de Impostos
Alíquota de Taxa
WACC
IRPJ e CSLL (rwacc-pré)

| WACC real antes dos impostosa | Isento | 9,97% |
| --- | --- | --- |
| WACC real antes dos impostosb | 15,25% | 10,77% |
| WACC real antes dos impostosc | 24% | 11,45% |
| WACC real antes dos impostosd | 34% | 12,26% |

a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda;
b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM;
c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e
d) todas as demais.
66. Também será deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor
de recursos da RGR junto a Eletrobrás, referente ao terceiro mês anterior à data base do laudo de avaliação
da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR
serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da empresa ao custo de capital regulatório (WACC).
67. O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será
remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário contempla
atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário são
corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória.
68. Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) serão remunerados
pelo custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 0,73% a.a., e os recursos da RGR não destinados ao
PLpT serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros disponíveis às distribuidoras
de energia elétrica, de 2,88% a.a. em termos reais.
III.3.3.2 BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA
69. Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público
de distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser observadas as
seguintes diretrizes:
a) A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP) deve ser
"blindada". Entende- se como base blindada os valores aprovados por laudo de avaliação
ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e as
respectivas atualizações;
b) As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde que ainda
em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão tarifária;

(Fls. 15 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
c) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de
remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base
do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b);
d) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês anterior
ao mês da atual revisão tarifária;
e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IGP-M, entre a data-base do
laudo de avaliação e a data da revisão tarifária;
Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica
70.
somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente utilizados no
serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de remuneração aqueles
ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR.
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como da
71.
remuneração e quota de reintegração.
Tabela 7 – Remuneração do Capital e Quota de Reintegração
Descrição
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) 2.893.348.044
(2) Índice de Aproveitamento Integral 5.568.310
(3) Obrigações Especiais Bruta 1.443.112.677
(4) Bens Totalmente Depreciados 300.442.423
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 1.144.224.633
(6) Depreciação Acumulada 1.252.361.491
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 1.640.986.553
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado 2.783.356
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) 1.638.203.197
(10) Almoxarifado em Operação 5.377.359
(11) Ativo Diferido -
(12) Obrigações Especiais Líquida 1.077.174.779
(13) Terrenos e Servidões 10.676.586
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13) 577.082.364
(15) Saldo RGR PLPT 59.851.025
(16) Saldo RGR Demais Investimentos -
(17) Taxa de Depreciação 3,73%
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) 42.679.579
(19) Remuneração de Obrigações Especiais 29.515.929
(20) Remuneração do Capital 93.365.403
O valor da Base de Remuneração Regulatória foi informado pela Superintendência de
72.
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF por meio do Memorando nº 343/2016-SFF/ANEEL, de 23 de
junho de 2016.

(Fls. 16 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI).
73. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, refere-se
aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos,
e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.
74. Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no
Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são determinados
como uma relação do AIS. A BAR será determinada pela formulação a seguir:
)ି૙,૚૟ૠା૚∙( ૙)૙,૚૟ૠ

࡮࡭ࡾ = ૛, ૠ૚૞ૢ∙( ࡭ࡵࡿ − ࡵ࡭ ࡵࡼ࡯࡭ ૚/ ࡵࡼ࡯࡭ (18)
onde:
ܤܣܴ : Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos não
elétricos (instalações móveis e imóveis);
ܣܫܵ : Ativo imobilizado em serviço aprovado na quarta revisão;
ܫܣ : Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na quarta revisão;
ܫܩܲܯ 1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e
ܫܩܲܯ 0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011.
Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade é necessário
75.
segregar em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:
Tabela 8 - Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos
Grupo de Ativos (% da BAR)
Aluguéis ( ܤܣܴ ஺) 45%
Veículos ( ܤܣܴ ௏) 12%
Sistemas (BAR୍) 43%
76. Uma vez segregado, as Anuidades são dadas por:
࡯࡭ࡵࡹࡵ = ࡯࡭ࡸ + ࡯࡭ࢂ + ࡯࡭ࡵ (19)
onde:
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades);
CAL: Custo Anual de Aluguéis;
CAV: Custo Anual de Veículos; e
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática.
77. As Anuidades serão calculadas em regime, com depreciação linear na vida útil e com
remuneração sobre 50% do investimento.
૚ ࢘ࢃ࡭࡯࡯࢖࢘ é
࡯࡭ ( ࡸ / ࢂ / ࡵ ) = ࡮࡭ࡾ࡭ ∙൤ + ൨ (20)
/ ࢂ / ࡵ ࢂࢁ࡭ ૛
/ ࢂ / ࡵ
onde:

(Fls. 17 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
CA(L/V/I): Custo Anual de: A: Aluguéis / V:Veículos / I:Sistemas de Informática;
BARA/V/I: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para
infraestrutura de: A:imóveis de uso administrativos / V: veículos / I: Sistemas de informática; e
VUA/V/I: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle
Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE: A: 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade de Cadastro)
"Edificação – outras" e 15% referente ao TUC "Equipamento Geral" / V: referente ao TUC "Veículos" /
I:referente ao TUC "Equipamento Geral de Informática".
78. A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI
Tabela 9 - Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI
Descrição Valores (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR) 210.933.020
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA) 94.919.859
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV) 25.311.962
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI) 90.701.199
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL) 10.686.272
(6) Anuidade - Veículos (CAV) 5.167.618
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI) 22.673.417
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7) 38.527.308
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO
DE INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE
79. Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção - CAOM e ao Custo Anual dos Ativos -
CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.
80. O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, considera os
ganhos potenciais de produtividade entre o ano anterior à revisão tarifária, período de referência, e o período
em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze meses posteriores à revisão.
O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm) a ser aplicado na revisão tarifária periódica de
81.
cada concessionária no ajuste do Valor da Parcela B é definido a partir da produtividade média do setor
de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do número de unidades consumidoras da
concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme equação a seguir:

( ): ( ) തതതതതതതതതത൯−૙, ( ) തതതതതത)
ࡼ࢓ ࢏ = ࡼࢀࡲ + ૙, ૚૝× ൫∆ ࡹࢃࢎ ࢏ −∆ ࡹࢃࢎ ૙૝× (∆ ࢁ࡯ ࢏ −∆ ࢁ࡯ (21)
onde:
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.;
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a
revisão tarifária em processamento;
തതതതതതതതത:
∆ ܯܹ ℎ Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.;
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i,
entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e
തതതതതത
∆ ܷܥ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a.

(Fls. 18 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
82. O Fator de Ajuste de Mercado calculado para aplicação na atual revisão tarifária é de 1,83%.
83. Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, são considerados os indicadores
Duração Equivalente de Interrupção (DEC) e Frequência Equivalente de Interrupção (FEC). O mecanismo
busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho relativo entre as
distribuidoras.
A ETO situa-se no período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, quanto à aplicação
84.
da metodologia definida pelo Submódulo 2.5 do PRORET, descrita na seção III.5.3 desta Nota Técnica. Para
os processos de revisão tarifária de concessionárias, cujas datas situam-se no período de abril de 2016 e
março de 2017, apenas os indicadores de qualidade técnica DEC e FEC são considerados. Após esse
período, indicadores de qualidade comercial serão adicionados de forma gradativa, até o final do período de
transição, em março de 2019.
85. O Fator de Ajuste de Qualidade calculado para aplicação na atual revisão tarifária foi definido
em 0,26%.
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária
86.
da concessionária.
Tabela 10 - Cálculo da Parcela B ajustada
Descrição Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) 287.209.446
Custos Operacionais (CO) 282.093.897,12
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi) 447.090,24
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse) 4.668.459,09
Custo Anual dos Ativos (CAA) 174.572.290
Remuneração do Capital (RC) 93.365.403,47
Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 42.679.578,80
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI) 38.527.307,52
Parcela B (VPB) 461.781.736
Índice de Produtividade da Parcela B 1,83%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade 0,26%
Parcela B com ajustes 452.167.947
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR)
87. As outras receitas podem ser classificadas em duas categorias, conforme sua natureza:
em "receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica", que são as relativas aos serviços
cobráveis, e "receitas de atividades acessórias", que são atividades de natureza econômica acessória ao
objeto do contrato de concessão, exercida por conta e risco das concessionárias. As atividades acessórias
subdividem-se em 2 subgrupos:
a) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade regulada,
prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como: arrecadação de convênios
ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de faturas de terceiros por meio de

(Fls. 19 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
estrutura própria de arrecadação; veiculação de propaganda ou publicidade em fatura de energia
elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos;
compartilhamento de infraestrutura; serviços de avaliação técnica e de aferição de medidores em
laboratório próprio; e operacionalização de serviço de créditos tributários.
b) Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como atividade não
regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de distribuição de energia
elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por terceiros, observando-se
a legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da concorrência. São elas:
elaboração de projeto, construção, expansão, operação, manutenção ou reforma de: (1) redes de
distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao
atendimento dos empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia
elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de
energia; (4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores:
(6) padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas
de medição de energia elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e
minigeração distribuída; e (9) sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do
consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis
nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em
lei; serviços de comunicação de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades
acessórias previstas.
88. O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será de
60% da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins de estimular
a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço
de distribuição de energia elétrica.
89. Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias complementares
também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens: a) (8) geradores, incluindose unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de iluminação pública, b) eficientização
do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos
projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços
de comunicação de dados, os quais o percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta.
90. Desse modo, para cada natureza de receita há um percentual que deve ser revertido
à modicidade tarifária, nos termos do Submódulo 2.7 do PRORET. A tabela a seguir sintetiza o cálculo de
"Outras Receitas".

(Fls. 20 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
Tabela 11 - Outras Receitas

| Descrição das atividades | Compartilhamento | Receita Regulatória |
| --- | --- | --- |
| Serviços Cobráveis | 60% | 2.336.546,37 |
| Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros | 60% | 1.356.630,69 |
| Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses) | 60% | 2.500.100,21 |

III.4 PARCELA A
91. O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as condições
vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de energia elétrica (CE),
os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão (CT) e os custos com Encargos
Setoriais (ES).
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE)
III.4.1.1 TIPOS DE CONTRATOS E REGRAS DE PRECIFICAÇÃO
A Lei n. 10.848, de 15/03/2004 alterou as regras de compra e venda de energia
92.
elétrica especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica.
Foram estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com
mercado próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar.
93. Adicionalmente, a Lei n° 10.848, de 15/03/2004, estabeleceu dois ambientes de contratação
no Sistema Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente
de Contratação Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de
energia "deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada".
94. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema
Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio
de licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações
de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a
Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes
de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre
concessionária com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do
Decreto n. 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos
empreendimentos e de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004;
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163,
de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou

(Fls. 21 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento de
até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com
as concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, de
16/9/2008;
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e
Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art. 11
Lei nº 12.111, de 9/12/2009;
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – PROINFA;
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia física
de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos da
Lei n° 12.783, de 2013;
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio da
concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que atendem
os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho de 1995,
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004;
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL;
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: hidráulicas
com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração, com
eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de eficiência
para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível).
III.4.1.2 ENERGIA REQUERIDA
95. Além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores há que se considerar que
nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Perdas de energia são inerentes à
natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica. Cabe à ANEEL definir
a cada revisão tarifária um referencial regulatório de perdas que leve em consideração o desempenho da
concessionária nos segmentos de perdas que tenha maior gestão.

(Fls. 22 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
96. As perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema
de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as Perdas na Distribuição que
podem ser de natureza técnica ou não técnica.
97. As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de
transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária. As perdas não
técnicas, por sua vez, representam todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica, tais
como furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem
equipamento de medição, etc. São medidas pela diferença entre as Perdas na Distribuição e as Perdas
Técnicas.
98. As Perdas Técnicas são calculadas levando-se em consideração as características do sistema
de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos
condutores, tipo de transformadores, etc. São calculadas as perdas nas redes de distribuição em alta, média
e baixa tensão, subestações, transformadores de distribuição, além dos ramais de ligação e medidores. O
Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição - PRODIST detalha a metodologia empregada para o cálculo
das perdas técnicas. O nível de perdas técnicas calculado, como percentual da energia injetada, é mantido
constante em todos os processos tarifários até a revisão subsequente.
99. O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela
Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 238/2016 – SRD/ANEEL,
de 16 de junho de 2016, no percentual de 10,73% sobre a energia injetada.
100. O referencial regulatório para as Perdas Não Técnicas é redefinido a cada revisão tarifária e
pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor de perdas não
técnicas a cada reajuste tarifário, ou na forma de uma meta fixa, em que o nível de perdas não técnicas
reconhecido nas tarifas, sempre referenciado em termos de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa
tensão, se mantém constante ao longo do ciclo tarifário.
101. A abordagem adotada pela ANEEL para a definição dos limites de perdas não técnicas é o da
comparação do desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão com certo grau de
semelhança. Essa comparação se dá essencialmente a partir da construção de um ranking de complexidade
no combate às perdas não técnicas que busca mensurar de forma objetiva o nível de dificuldade enfrentado
por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as fraudes e furtos de energia em sua área de atuação.
102. A partir da formulação do ranking é possível afirmar que distribuidoras que atuam em áreas
mais complexas, e que ainda assim tenham alcançado níveis mais baixos de perdas não técnicas, sejam
referencias de eficiência e possam, portanto, ser utilizadas para se definir trajetórias de redução de perdas
não técnicas para as demais. Cabe ressaltar que além da análise de eficiência comparativa das
distribuidoras, a avaliação também considera o desempenho passado da própria distribuidora, que pode
servir de referencial regulatório quando os níveis de perdas não técnicas tiverem crescido.
O ponto de partida para o referencial regulatório de perdas não técnicas é definido, regra geral,
103.
pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada
pela distribuidora, considerando eventuais ajustes e exceções previstas no Submódulo 2.6 do PRORET, se
for o caso. A meta para o final do ciclo, por sua vez, considera o desempenho de distribuidoras que atuem em
áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não técnicas, e que tenham

(Fls. 23 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
desempenho melhores. Caso a concessionária em processo de revisão possua patamares reais de perdas
não técnicas superiores aos considerados adequados pela ANEEL, o nível médio de perdas não técnicas das
empresas benchmarks passa a ser referencial para a definição da meta, que deve observar a velocidade
potencial de redução.
104. A tabela a seguir sintetiza o cálculo das perdas não técnicas para a concessionária.
Tabela 12 - Perdas Regulatórias
1 - Cálculo do Ponto de Partida
Descrição Perdas Não
Técnica (% BT)
1. Meta 3º Ciclo (Faturada) 1,04%
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos anos) 1,22%
3. Meta 3º Ciclo (Medida) [1. + 2.] 2,26%
4. Média Histórico (Medida) 6,51%
5. Ponto de Partida [ = Média Histórica ] 6,51%
6. Ponto de Partida (faturado) 5,29%
2 - Cálculo do Ponto de Chegada

Descrição Modelo C Modelo G Modelo K
Empresa Benchmark CPFL PIRATININGA CPFL PIRATININGA CPFL PIRATININGA

| 5. Perda Benchmark (PNT/BT) | 2,11% | 2,11% | 2,11% |
| --- | --- | --- | --- |
| 6. Perda CELTINS (PNT/BT) | 8,71% | 8,71% | 8,71% |
| 7. Probabilidade de Comparação | 68,97% | 81,54% | 85,70% |
| 8. Meta baseada em cada Benchmark [ 7. x 5. + ( 1.- 7.) x 6. ] | 4,15% | 3,32% | 3,05% |

9. Meta média dos Benchmarks [média( 8 ) ] 3,51%
10. Ponto de Partida (PNT/BT) 6,51%
11. Meta [ = Ponto de Partida ] 6,51%
12. Meta (Faturado) 5,29%

| Descrição | Ponto Partida | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) | 6,51% | 6,51% | 6,51% | 6,51% | 6,51% |
| Velocidade de Redução (a.a) | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |  |
| Limite de Redução (a.a) | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |  |
| Referencial Regulatório PNT/BT (medido) | 6,51% | 6,51% | 6,51% | 6,51% | 6,51% |
| Diferença entre medido e faturado | 1,22% | 1,22% | 1,22% | 1,22% | 1,22% |
| Referencial Regulatório PNT/BT (faturado) | 5,29% | 5,29% | 5,29% | 5,29% | 5,29% |
| Referencial Regulatório PT/Einj | 10,73% | 10,73% | 10,73% | 10,73% | 10,73% |

105. No caso da ETO, por se tratar de empresa com nível de perdas não técnicas inferior a 7,50%
do mercado de baixa tensão medido, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, a média praticada
pela empresa nos últimos 4 anos civis, a qual, quando ajustada ao mercado faturada, corresponde à 5,29%.
Também, por ser considerada como empresa eficiente no combate às perdas, propõe-se como meta para o
final do ciclo o mesmo percentual de 5,29%, sem o estabelecimento de uma trajetória de redução das perdas.
106. A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo de revisão
tarifária.

(Fls. 24 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
Tabela 13 - Energia Requerida

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 2.113.068 | 2.113.068 |
| Fornecimento | 2.113.068 | 2.113.068 |
| Consumidores Livres | 60.615 | 60.615 |
| Perdas Totais | 382.405 | 389.446 |
| Perdas Rede B. | 31.761 | 37.455 |
| Perdas na Distribuição | 350.644 | 351.991 |
| Perda Não Técnica | 15.918 | 80.961 |
| Perda Técnica | 334.726 | 271.030 |
| Energia Requerida | 2.495.473 | 2.502.514 |

107. A Energia Vendida representa toda energia faturada pela concessionária de seu mercado
cativo, consumo próprio e energia suprida a outras distribuidoras. As perdas na Rede Básica são apuradas
em cada processo tarifário com base nas medições dos últimos 12 meses das perdas apuradas na Rede
Básica e nas Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso compartilhada, contabilizadas pela Câmara
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.
III.4.1.3 VALORAÇÃO DA COMPRA DE ENERGIA
108. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no contrato
de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004.
109. Também é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225,
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia
requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na
data da revisão.
110. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica considerando
o período de referência em questão.
111. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada
e a energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada disponível corresponde
ao somatório de CCEAR's, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, Geração Própria, cotas de
energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos Renovados, e Contratos de
Suprimento.
112. No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os
seguintes procedimentos:
a) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos
contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega nos
12 meses subsequentes;

(Fls. 25 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
b) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi
utilizado o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do
IPCA até o mês do aniversário contratual;
c) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se,
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculada a partir das informações de
previsão de valores do CMO fornecidas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração –
SRG. O mecanismo das bandeiras tarifárias, iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização
mensal ao consumidor do custo de geração de energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham
uma antecipação da receita necessária para cobrir os custos adicionais com geração térmica em condições
hidrológicas desfavoráveis. Para o cálculo do preço de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado
em conta o fato de que para patamares de geração térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28
R$/MWh, as concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto,
os valores de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por
disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes;
d) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas pelo
Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos;
e) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que
pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado - SRM por meio do
Memorando nº 26/2016-SRM/ANEEL, de 16 de fevereiro de 2016, obedecida a data de reajuste prevista no
contrato;
f) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente de Angra e Cotas das
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL.
113. A tabela a seguir resume o custo com compra de energia.

(Fls. 26 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
Tabela 14 - Custo com Compra de Energia
Montante

Contratos Montante Contratado Considerado Tarifa Despesa
(MWh) (R$/MWh) (R$)
(MWh)

| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 628.072,41 | 582.279,79 | 192,97 112.361.353,58 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 4º LEE 2009-08 | 4.971,63 | 4.609,15 | 172,37 | 794.488,50 |  |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | 68,87 | 63,85 | 172,37 | 11.005,21 |  |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | - | 198,29 - | 183,83 | 172,37 - | 31.687,31 |
| 12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra | 159,47 | 147,84 | 176,48 | 26.090,84 |  |
| 12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra | - | 1.542,24 - | 1.429,80 | 176,48 - 252.326,74 |  |
| 12º LEE 2014 36M/ Nova regra | 38.584,43 | 35.771,25 | 176,48 | 6.312.819,81 |  |
| 13º LEE 2014-05 DISP | 30.210,91 | 28.008,24 | 253,44 | 7.098.374,35 |  |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE | 384,14 | 356,13 | 318,70 | 113.497,50 |  |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE - | 3.092,28 - | 2.866,82 | 318,70 - 913.645,06 |  |  |
| 13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE | 77.287,39 | 71.652,38 | 318,70 22.835.332,61 |  |  |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP | 14.900,76 | 13.814,35 | 192,29 | 2.656.396,55 |  |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra | - | 779,64 - | 722,80 | 222,25 - 160.644,94 |  |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra | 19.426,18 | 18.009,82 | 222,25 | 4.002.767,17 |  |
| 1º LEN A-3 2008-15 T | 52.913,32 | 49.055,42 | 200,80 | 9.850.500,78 |  |
| 1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T | - | 948,64 - | 879,48 | 200,80 - 176.602,58 |  |
| 1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T | - | 728,35 - | 675,24 | 200,80 - 135.591,54 |  |
| 1º LEN A-3 2008-30 H | 7.497,11 | 6.950,50 | 192,48 | 1.337.856,33 |  |
| 2º LEN A-3 2009-15 T | 14.306,31 | 13.263,24 | 233,50 | 3.097.015,34 |  |
| 2º LEN A-3 2009-30 H | 27.853,96 | 25.823,14 | 224,70 | 5.802.436,88 |  |
| 4º LEN A-3 2010-15 T | 11.097,05 | 10.287,96 | 224,95 | 2.314.294,82 |  |
| 6º LEN A-3 2011-15 T | 1.584,22 | 1.468,72 | 194,09 | 285.063,01 |  |
| 8º LEN A-3 2012-15 T | 43,81 | 40,62 | 224,96 | 9.136,99 |  |
| 8º LEN A-3 2012-30 H | 4,38 | 4,06 | 220,60 | 895,98 |  |
| 12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra | 14.600,42 | 13.535,91 | 137,33 | 1.858.914,74 |  |
| 12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T | 12.987,85 | 12.040,91 | 150,17 | 1.808.152,13 |  |
| 12º LEN - MCSD (- MIII) A-3 2014-20 T | 13.518,25 | 12.532,64 | 150,17 | 1.881.992,75 |  |
| 12º LEN - MCSD (MIII) A-3 2014-20 T | 3.532,51 | 3.274,95 | 150,17 | 491.791,18 |  |
| 12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T | 9.382,88 | 8.698,78 | 150,17 | 1.306.272,32 |  |
| 12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra | 6.528,24 | 6.052,27 | 137,21 | 830.437,64 |  |
| 17º LEN A-3 2016-20 DIS/ Nova regra | 4.930,69 | 4.571,19 | 146,40 | 669.239,21 |  |
| 1º LEN A-4 2009-15 T | 13.492,63 | 12.508,89 | 199,72 | 2.498.259,18 |  |
| 1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T | - | 229,86 - | 213,10 | 199,72 - | 42.559,71 |
| 1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T | - | 143,20 - | 132,76 | 199,72 - | 26.514,76 |
| 1º LEN A-4 2009-30 H | 1.162,38 | 1.077,63 | 205,68 | 221.642,68 |  |
| 01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés | - | 105,41 - | 97,72 | 207,04 - | 20.232,29 |
| 01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés | - | 22,99 - | 21,31 | 207,04 - | 4.412,12 |
| 1º LEN A-5 2010-15 T | 22.741,09 | 21.083,04 | 202,77 | 4.274.924,74 |  |
| 1º LEN A-5 2010-30 H | 24.470,72 | 22.686,57 | 207,04 | 4.697.106,99 |  |
| 01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés | - | 209,09 - | 193,84 | 207,04 - | 40.133,66 |
| 5º LEN A-5 2012-15 T | 550,97 | 510,80 | 227,03 | 115.965,55 |  |
| 5º LEN A-5 2012-30 H | 220,24 | 204,18 | 218,15 | 44.540,89 |  |
| 7º LEN A-5 2013-15 T | 20.595,02 | 19.093,44 | 250,81 | 4.788.798,08 |  |
| 7º LEN A-5 2013-30 H (alt. pelo decreto 170/2013) | 705,90 | 654,44 | 157,84 | 103.293,64 |  |
| 10º LEN A-5 2015-30 H | 12.404,16 | 11.499,78 | 145,91 | 1.677.943,92 |  |
| 11º LEN A-5 2015-30 H | 35.986,08 | 33.362,34 | 96,11 | 3.206.295,94 |  |
| 1º LFA A-3 2010-15 OF | 947,85 | 878,74 | 245,96 | 216.135,16 |  |
| 1º LFA A-3 2010-30 H | 407,49 | 377,78 | 231,40 | 87.418,02 |  |
| 2º LFA A-3 2013-20 OF | 3.248,76 | 3.011,89 | 196,80 | 592.744,85 |  |
| 2º LFA A-3 2013-20 OF | 4.983,60 | 4.620,24 | 196,80 | 909.271,93 |  |
| 2º LFA A-3 2013-20 OF | 956,16 | 886,44 | 196,80 | 174.453,33 |  |
| 2º LFA A-3 2013-20 OF | 10.151,91 | 9.411,73 | 196,80 | 1.852.245,07 |  |
| 2º LFA A-3 2013-20 OF | 4.788,02 | 4.438,93 | 196,80 | 873.588,29 |  |
| 2º LFA A-3 2013-30 H | 1.742,09 | 1.615,07 | 215,51 | 348.063,58 |  |
| 3º LFA BIO-2016/ Nova regra | 1.991,65 | 1.846,44 | 227,36 | 419.799,84 |  |
| Madeira Santo Antônio | 7.050,79 | 6.536,71 | 131,75 | 861.212,52 |  |
| Madeira Santo Antônio | 1.515,48 | 1.404,99 | 131,75 | 185.107,09 |  |
| Estruturante Santo Antônio - MCSD | 1.112,64 | 1.031,52 | 131,75 | 135.902,89 |  |
| Estruturante Jirau | 40.979,85 | 37.992,02 | 115,88 | 4.402.561,30 |  |
| Estruturante Jirau - MCSD | 2.499,25 | 2.317,03 | 115,88 | 268.500,32 |  |
| Estruturante Jirau - MCSD | 1.653,87 | 1.533,28 | 115,88 | 177.678,73 |  |
| Estruturante Belo Monte | 36.513,11 | 33.850,94 | 114,86 | 3.888.279,76 |  |
| Estruturante Belo Monte | 18.833,13 | 17.460,01 | 114,86 | 2.005.540,05 |  |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | - | 2.407,20 - | 2.231,69 | 114,86 - 256.342,67 |  |
| Energia Base | 598.842,24 | 556.905,38 | 155,81 86.772.135,32 |  |  |
| Cota Angra I/Angra II | 39.474,65 | 36.596,57 | 162,09 | 5.931.937,28 |  |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 306.495,86 | 284.149,31 | 35,82 10.178.228,33 |  |  |
| Itaipu (tirando as perdas) | 229.217,96 | 212.505,73 | 332,52 70.661.969,71 |  |  |
| PROINFA | 23.653,77 | 23.653,77 | - | - |  |
| Total | 1.226.914,66 | 1.139.185,18 | 174,80 199.133.488,90 |  |  |

(Fls. 27 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
114. Destaca-se o impacto na revisão dos custos com compra de energia, de 9,58%. Tal resultado
decorre do aumento da contratação de energia proveniente de Leilões de energia Existente, via MCSD, a um
preço unitário acima do custo médio.
115. Ao longo de 2014 e 2015 a ETO ficou exposta ao mercado de curto prazo. De janeiro a
setembro de 2015 a empresa precisou adquirir energia no curto prazo correspondente a 18% da carga real da
concessionária. Para reverter essa situação, e em atendimento ao disposto na Lei n° 10.848, de 15/03/2014,
que em seu art. 2° estabelece a obrigação para a distribuidora "garantir o atendimento à totalidade de seu
mercado, mediante contratação regulada", a ETO participou das declarações dos MCSD mensais e trocaslivres para reduzir a exposição contratual, tendo sucesso somente em novembro de 2015, quando a empresa
passou de uma situação de exposição para sobrecontratação mensal, cuja sobra de energia entre outubro de
2015 a março fevereiro de 2016 passou a corresponder a 14,7% da sua carga real.
Como a energia adquirida no MCSD proveio principalmente do 13° Leilão de Energia Existente
116.
por Quantidade, a um preço unitário de R$ 270,81 / MWh, que quando atualizada para a data da revisão
correspondente a R$ 320,12 /MWh, o resultado foi um aumento dos custos de compra de energia observado
no atual processo tarifário.
. A tabela abaixo detalha os produtos que foram adquiridos no MCSD em novembro de
2015.
Tabela 3 – Detalhamento do MCSD adquirido pela ETO.
117. Isso porque na valoração dos custos com compra de energia é considerada a energia
requerida apurada para concessionária multiplicado pelo preço médio de contratação na data da revisão. O
conceito de energia requerida contempla além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores,
o montante de perdas regulatórias, que leva em consideração o desempenho da concessionária nos
segmentos de perdas que tenha maior gestão. O preço médio que é valorado o montante de energia
requerida depende da média dos contratos de energia da distribuidora. Assim, quando a ETO adquiriu
energia no MCSD, a um preço médio acima dos seus contratos de energia adquiridos anteriormente, o
resultado foi um aumentou dos custos com aquisição de energia a ser repassado às tarifas.
118. Sobre a contratação de energia praticada pela ETO cumpre destacar que a empresa foi
penalizada pelo fato de ter ficado exposta voluntariamente ao mercado de curto de prazo no ano civil de
2014, de modo que no ajuste financeiro que é realizado para compensar a diferença entre o valor da
cobertura tarifária e o pago pela energia no curto-prazo, o repasse foi limitado ao menor valor entre o PLD
vigente e o Valor Anual de Referência - VR. Estando ainda a ETO sujeita ao mesmo tipo de penalização na
parcela de energia que a empresa ficar exposta voluntariamente no ano civil de 2015, após a conclusão da
apuração dessa exposição pela ANEEL.

(Fls. 28 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
119. Quanto a atual situação de sobrecontratação que a empresa se encontra a partir de outubro de
2015, cumpre esclarecer que o repasse tarifário é limitado a 105% da energia requerida, salvo se a
contratação além do valor excedente seja considerada alheia à vontade da concessionária.1 De tal sorte que
o consumidor não é impactado pela contratação acima de 105%, constituindo essa energia um risco para a
concessionária quando da comercialização desses montantes excedentes no mercado de curto-prazo.
120. Neste particular, há que se enfatizar que apesar da participação do MCSD ter resultado em um
aumento do custo de energia, as distribuidoras não possuem qualquer incentivo para adquirir uma energia
mais cara. Até 105% a contratação da energia é neutra para concessionária. Em relação à energia que
excede os 105%, a empresa sempre tem o interesse de adquirir uma energia mais barata, seja para
maximizar seu ganho em uma situação de PLD elevado, ou de minimizar a sua perda em uma situação de
PLD baixo.
Dessa forma, nos cálculos dos repasses tarifários referentes à aquisição de energia já existe
121.
um incentivo regulatório para a boa gestão da distribuidora quanto à compra de energia, pois quanto mais
uma empresa não cumpre os requisitos regulatórios, maior será o risco de um impacto financeiro negativo a
que ela estará sujeita.
122. Acrescenta-se ainda que a empresa não possui gerência sobre o preço dos produtos que serão
ofertados no MCSD e que na época da sua contratação (setembro e novembro de 2015), o cenário de
contratação de energia apresentava um preço elevado no mercado de curto prazo, o que só veio a se reverter
em dezembro de 2015.
123. De todo modo, a SGT propõe que quando da defini processo específico na ANEEL para se
analisar as motivações que a levaram a concessionária a demandar de forma intensiva a contratação de
energia no MCSD em novembro de 2015. Ainda que a parcela de energia excedente, acima de 105%, não
seja passível de repasse tarifário, e a empresa não possuir gestão sobre os preços dos produtos que foram
ofertados no MCSD, é fato que a contratação de energia resultou em um aumento do preço médio de energia
que é repassado às tarifas, pelo fato da concessionária ter adquirido um montante substancial de energia no
MCSD em novembro de 2015. Tampouco a empresa tem gerência em relação ao período de vigência dos
produtos adquiridos no Leilão.
124. Por fim, propõe-se que nos processos em que serão homologados os valores de exposições
contratuais involuntárias referente aos anos de 2015 e 2016, seja avaliada a gestão da ETO em relação a
contratação de energia que a levou de uma situação de elevada exposição para elevada sobrecontratação.
125. Ainda que a parcela de energia excedente, acima de 105%, não seja passível de repasse
tarifário, e a empresa não possuir gestão sobre os preços e a vigência dos produtos que foram ofertados no
MCSD, a empresa demandou uma quantidade significativa de energia no MCSD de novembro de 2015, o que
elevou o custo médio de energia que é repassado às tarifas, razão pelo qual recomenda-se uma análise mais
detalhada da contratação realizada pela empresa.
1
Cabe ressaltar que as energias adquiridas nestes MCSDs não constituem direito à sobrecontratação involuntária.

(Fls. 29 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT)
126. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição da
concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu e
Uso de Sistemas de Distribuição:
127. Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com
o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos
valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes da
atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas de
TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de
fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuídaà
geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotaspartes.
128. O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações
de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e têm
reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia
elétrica.
129. O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A despesa
com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de
demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW.
130. O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição
– CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com
base nos valores de demanda de potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em
resolução da distribuidora acessada.
131. Os valores dos custos relacionados à transmissão de energia a serem considerados nesta
revisão tarifária são detalhados na tabela a seguir:

(Fls. 30 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
Tabela 15 - Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)
Descrição Valor (R$)
Rede Básica 12.305.746
Rede Básica Fronteira 6.668.267
Rede Básica ONS (A2) 302.399
Conexão 129.930
Uso do sistema de distribuição 357.595
Total 19.763.936,99
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES)
132. Os Encargos Setoriais são definidos em legislação própria, têm destinação específica e
resultam de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. A ANEEL não tem competência para criar ou
extinguir encargos setoriais e os mesmos não representam ganhos de receita para a concessionária que
recolhe os valores e os repassa aos gestores dos recursos.
A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, criada pela Lei n.º 10.438/2002 e alterada
133.
pela Lei 12.783/2013, tem a finalidade de prover recursos para: i) universalização; ii) subvenção à subclasse
residencial baixa renda; iii) Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; iv) amortização de operações
financeiras vinculadas à reversão de ativos ao final das concessões; v) a competitividade da energia
produzida a partir de fonte eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral. As
quotas da CDE foram definidas originalmente com base nos valores da CCC dos Sistemas Interligados de
2001, cujos valores foram reajustados anualmente, a partir de 2002, na proporção do crescimento de
mercado de cada agente, e em 2004 também pelo Índice de Preço ao Consumidor Amplo – IPCA (IBGE). A
partir da Lei 12.783/2013, a sistemática fica alterada e as cotas passam a ser definidas em função dos
recursos necessários para atingir suas finalidades e das demais receitas relacionadas à CDE.
134. A cobertura tarifária referente ao encargo CDE considerada nesta revisão tarifária incorpora os
seguintes valores:
a) quota anual da CDE – USO de R$ 14.689.405,99, paga por todos os agentes que atendem
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo
tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica.
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual,
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de
2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013.
b) quota anual CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) de R$ 47.694.766,80, paga por todos as
concessionárias de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado
Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica.
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta no Ambiente de Contratação
Regulada – CONTA-ACR, em atendimento ao Decreto nº 8.222, de 1º de abril de 2014, e nos
termos na Resolução Normativa nº 612, de 16 de abril de 2014.

(Fls. 31 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
A CONTA-ACR tem como objetivo cobrir as despesas incorridas pelas concessionárias de
distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da exposição involuntária no mercado de
curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas a Contratos de Comercialização de
Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na modalidade por disponibilidade de energia
elétrica.
O valor da quota anual CDE – ENERGIA (CONTA-ACR) deverá ser recolhido mensalmente à
CCEE, diretamente na CONTA-ACR, no período de competência de julho de 2016 a junho de
2017, até o dia 12 do mês subsequente.
c) quota anual CDE – ENERGIA (DEC 7.895) de R$ 17.326.813,74, paga por todos as
concessionárias de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado
Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica.
Essa quota é destinada à devolução dos recursos recebidos pelas concessionárias de distribuição,
no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, para a cobertura de parcela dos custos com a
exposição involuntária no mercado de curto prazo, o risco hidrológico das usinas contratadas em
regime de Cotas, e o despacho de termoelétricas por razão de segurança energética, em
atendimento aos Decretos 7.895/2013 e Decreto 8.203/2014.
135. A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH foi criada pela
Lei n.º 7.990, de 28 de dezembro de 1989. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas
hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula: CFURH = TAR x GH x 6,75%, em que TAR refere-se à Tarifa
Atualizada de Referência estabelecida anualmente pela ANEEL (em R$/MWh) e GH é o montante (em MWh)
da geração mensal da usina hidrelétrica, conforme determina a Resolução ANEEL nº 67/2001.
136. A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE foi instituída pela
Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, posteriormente alterada pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de
2013. Esta última reduziu o valor da TFSEE de 0,5% para 0,4% do benefício econômico anual auferido pela
concessionária. O valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita
e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades.
137. A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, instituiu o Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, com o objetivo de aumentar a participação de fontes
alternativas renováveis na produção de energia elétrica (energia eólica, biomassa e pequena central
hidrelétrica). O custeio do PROINFA é estabelecido em conformidade com o Plano Anual do PROINFA –
PAP, elaborado pela ELETROBRÁS, conforme o disposto no art. 12 do Decreto no 5.025/2004, sendo suas
quotas determinadas em função do mercado relativo aos consumidores cativos, livres e autoprodutores (caso
o consumo seja maior que a geração própria) de cada distribuidora, conforme estabelece a Resolução
Normativa ANEEL n° 127/2004.
138. O Encargo de Serviços do Sistema – ESS, previsto no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de
2004, representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços
ancilares, prestados aos usuários do Sistema Interligado Nacional - SIN, que compreenderão, dentre outros:
I - custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições de
transmissão dentro de cada submercado; II - a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos
geradores para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; III - a reserva
de capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior aos valores de referência estabelecidos

(Fls. 32 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
para cada gerador em Procedimentos de Rede do ONS, necessária para a operação do sistema de
transmissão; e IV - a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os
esquemas de corte de geração e alívio de cargas.
139. O Encargo de Energia de Reserva – EER, conforme previsto no Decreto nº 6.353, de 16 de
janeiro de 2008, representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida
como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao Sistema Interligado
Nacional - SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os
custos administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica
do SIN.
140. O encargo referente à Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D) foi criado pela
Lei nº. 9.991, de 24 de julho de 2000, que estabelece que as concessionárias e permissionárias de serviços
públicos de distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar anualmente o montante de,
no mínimo, 0,75% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no
mínimo, 0,25% em programas de eficiência energética no uso final, conforme determinam a Resolução
ANEEL nº 271/2000 e a Resolução Normativa ANEEL nº 316/2008.
141. As distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades do Operador
Nacional do Sistema – ONS. Este tem como atividades a coordenação e o controle da operação dos
sistemas elétricos interligados e a administração e coordenação da prestação dos serviços de transmissão de
energia elétrica por parte das transmissoras aos usuários acessantes da rede básica.
142. Os valores dos encargos setoriais considerados nesta revisão tarifária estão demonstrados na
tabela abaixo:
Tabela 16 - Encargos Setoriais
Descrição Valor (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1.822.228
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 79.710.987
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 45.148.801
PROINFA 16.182.873
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 9.615.307
ONS 32.111
Total 152.512.306
III.5 FATOR X
143. O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas
eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo tarifário. É
empregado no cálculo tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é corrigido pelo IGP-M
menos o Fator X. Dessa forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste tarifário anual.
144. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária periódica
busca defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível de crescimento do

(Fls. 33 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
mercado, do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além de promover uma transição
dos custos operacionais eficientes.
145. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme a
formulação a seguir:
ࡲࢇ࢚࢕࢘ ࢄ = ࡼࢊ + ࡽ + ࢀ (24)
onde:
ܲ݀ = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
ܳ = Qualidade do serviço; e
ܶ = Trajetória de custos operacionais.
146. Os componentes Pd e T são definidos "ex-ante", ou seja, no momento da revisão tarifária.
O componente Q será especificado "ex-post", ou seja, em cada reajuste tarifário posterior à atual revisão
tarifária, embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida.
III.5.1 COMPONENTE DE GANHOS DE PRODUTIVIDADE DA ATIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO – Pd
147. O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de
energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da variação observada, no curto prazo,
do mercado e das unidades consumidoras.
148. O componente Pd a ser aplicado nos reajustes tarifários de cada concessionária é definido a
partir da produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do
número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme
equação a seguir:

( ) ( ) തതതതതതതതതത൯−૙, ( ) തതതതതത)
ࡼࢊ ࢏ : = ࡼࢀࡲ + ૙, ૚૝× ൫∆ ࡹࢃࢎ ࢏ −∆ ࡹࢃࢎ ૙૝× (∆ ࢁ࡯ ࢏ −∆ ࢁ࡯ (25)
onde:
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.;
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a
revisão tarifária em processamento;
തതതതതതതതത:
∆ ܯܹ ℎ Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.;
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i,
entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e
തതതതതത
∆ ܷܥ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a..
149. O valor do componente Pd do Fator X a ser considerado nos reajustes subsequente é
de 1,83%.
III.5.2 TRAJETÓRIA DE EFICIÊNCIA PARA OS CUSTOS OPERACIONAIS – T
150. O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos
custos operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo dos custos operacionais, bem como o cálculo do

(Fls. 34 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
Componente T, estão descritos na seção III.3.1 da presente Nota Técnica. O valor do componente T do Fator
X a ser considerado nos reajustes subsequentes da concessionária é de -0,49%.
III.5.3 COMPONENTE DE QUALIDADE DO SERVIÇO – Q
151. O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço
prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo com o comportamento
de indicadores de qualidade.
152. Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, serão considerados indicadores dos
serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete
indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.
153. As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme equação
abaixo:

ۿ = ૙,ૠ૙. ۿ܂ + ૙, ૜૙. ۿ۱ܗܕ܍ܚ܋ܑ܉ܔ (૛૟)
é ܋ܖܑ܋ܗ
154. A parcela técnica do componente Q é calculada por meio dos indicadores DEC e FEC,
enquanto a parcela comercial é aferida por outros cinco indicadores, todos apresentados na tabela a seguir2:
2
Considera-se, por simplicidade de apresentação, que o IASC é um componente de qualidade comercial, mesmo sabendo-se que
a satisfação mensurada por esse índice compreende todas as dimensões de qualidade.

(Fls. 35 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
Tabela 17 – Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Mecanismo de Incentivos
Padrões
Sigla Distribuidoras

Indicador Definição Estabelecidos para Regulamentação
Indicador Avaliadas
Atendimento
Comerciais
Frequência equivalente de Valor máximo
Frequência Equivalente

FER reclamações a cada mil unidades definido para cada Todas REN nº 574/2012
de Reclamação
consumidoras Distribuidora
Índice ANEEL de Resultado de pesquisa de avaliação

IASC Satisfação do do grau de satisfação do consumidor Valor mínimo de 70 Todas
Consumidor residencial com os serviços prestados

Indicador de Nível de Relação das chamadas atendidas Aquelas com
Valor maior ou igual Art. 188 da REN

INS Serviço do Atendimento pelas chamadas recebidas menos mais de 60 mil
a 85% nº 414/2010

Telefônico abandonadas unidades
Indicador de Abandono Relação das chamadas Aquelas com
Valor menor ou igual Art. 188 da REN

IAb do Atendimento abandonadas sobre recebidas menos mais de 60 mil
a 4% nº 414/2010

Telefônico abandonadas unidades
Indicador de Chamadas Valor menor ou igual Aquelas com
Relação das chamadas ocupadas Art. 188 da REN

ICO Ocupadas do a: 4% até 2014; 2% a mais de 60 mil
sobre oferecidas nº 414/2010

Atendimento Telefônico partir de 2015 unidades
Técnicos
Duração Equivalente de Valor máximo
Tempo que uma UC ficou sem Módulo 8 do

DEC Interrupção por Unidade definido para cada Todas
energia elétrica para certo período PRODIST
Consumidora Distribuidora
Freqüencia Equivalente Número de vezes que uma UC ficou Valor máximo
Módulo 8 do

FEC de Interrupção por sem energia elétrica para certo definido para cada Todas
PRODIST

Unidade Consumidora período Distribuidora
155. Os sete indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. Após período de transição, a equação
do componente de qualidade será a seguinte:
ۿ = ૙, ૞૙. ۿ۲۳۱ + ૙, ૛૙. ۿ۴۳۱ + ૙, ૚૙. ۿ۴۳܀ + ૙, ૚૙. ۿ۷ۯ܁۱ + ૙, ૙૝. ۿ۷ۼ܁ + ૙, ૙૜. ۿ۷ۯ܊ + ૙, ૙૜. ۿ۷۱۽ (26)
156. As distribuidoras com menos de 60 mil Unidades Consumidoras são avaliadas por quatro
indicadores. Como elas não possuem a obrigação de implantar Central de Teleatendimento – CTA, essas
concessionárias são dispensadas da observância dos limites para os indicadores INS, IAb e ICO. A equação,
após período de transição, passa a ser:
ۿ = ૙, ૞૙. ۿ۲۳۱ + ૙, ૛૙. ۿ۴۳۱ + ૙, ૚૞. ۿ۴۳܀ + ૙, ૚૞. ۿ۷ۯ܁۱ (27)
157. Durante o período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, os pesos dos indicadores
de qualidade comercial serão incrementados de forma gradativa. Conjuntamente, a amplitude dos valores de
cada indicador será elevada de +-1% para +-2%. O efeito conjunto desses dois processos de transição
resulta nos valores finais apresentados nas tabelas seguinte, a serem aplicados aos indicadores técnicos e
comerciais nos períodos considerados.

(Fls. 36 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
Tabela 18 – Valores finais dos pesos para concessionárias com mais de 60 mil unidades consumidoras
Metodologia
Nova Metodologia
3º CRTP

abr/15 a abr/16 a abr/17 a abr/18 a abr/19 a
Indicador

| mar/16 | mar/17 | mar/18 | mar/19 | mar/20 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| DEC | 50% | 30% | 37,5% | 45% | 50% |
| FEC | 50% | 30% | 30,0% | 27% | 20% |
| INS | 0,75% | 1,8% | 4% |  |  |
| ICO | 0,375% | 0,9% | 3% |  |  |
| IAb | 0,375% | 0,9% | 3% |  |  |
| FER | 3,0% | 7,2% | 10% |  |  |
| IASC | 3,0% | 7,2% | 10% |  |  |
| Total | 100% | 60% | 75% | 90% | 100% |

Tabela 19 – Valores finais dos pesos para concessionárias com menos de 60 mil unidades consumidoras
Metodologia
Nova Metodologia
3º CRTP

abr/15 a abr/16 a abr/17 a abr/18 a abr/19 a
Indicador

| mar/16 | mar/17 | mar/18 | mar/19 | mar/20 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| DEC | 50% | 30% | 37,5% | 45% | 50% |
| FEC | 50% | 30% | 30,0% | 27% | 20% |
| FER | 3,75% | 9% | 15% |  |  |
| IASC | 3,75% | 9% | 15% |  |  |
| Total | 100% | 60% | 75% | 90% | 100% |

158. Os modelos a serem aplicados para obtenção de cada parcela da qualidade depende da classe
que pertence cada concessionária. Com o objetivo de aplicar grau de incentivo na medida da qualidade
prestada, as concessionárias foram divididas entre as que atendem ao padrão e aquelas que não atendem ao
padrão estabelecido. Por sua vez, cada um desses dois grupos foi dividido em duas classes de distribuidoras:
a composta por 25% das melhores (ou piores) e a dos demais 75%. Há, portanto, quatro classes de
concessionárias de acordo com seu desempenho: 25% melhores do grupo que atende ao padrão (azul); 75%
restantes do grupo que atende ao padrão (verde); 25% piores do grupo que não atende ao padrão
(vermelha); e 75% restantes do grupo que não atende ao padrão (roxa).
159. A divisão das classes é precedida pela separação das concessionárias em dois grupos pelo
critério de porte. Assim, concessionárias de maior porte terão seus desempenhos comparados entre si.
Igualmente para as concessionárias de menor porte. O critério para divisão dos dois grupos é estabelecido no
âmbito da avaliação anual do ranking de continuidade dos serviços, que deve incorporar também a
divulgação dos indicadores comerciais.
160. O Anexo II do Submódulo 2.5 do PRORET mostra os modelos a serem aplicados para
obtenção de cada parcela da qualidade. O Componente Q será aplicado a partir dos reajustes tarifários do
ano de 2016.
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS
O valor da tarifa de fornecimento de energia elétrica encerra um conceito de custo econômico.
161.
Entretanto, foram criados na legislação diversos componentes tarifários financeiros que não fazem parte da

(Fls. 37 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
base tarifária, ou seja, não integram a tarifa econômica, pois se referem a valores a serem pagos pelos
consumidores em cada período de 12 meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias.
i) Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, para
compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme
disposto na Portaria Interministerial n° 025, de 24 de janeiro de 2002, dos Ministros de Estado de Minas e
Energia e da Fazenda, que resultou em R$ - 12.215.492,60. Tabela abaixo indica os valores calculados
para cada item da CVA.
Tabela 20 - Valores apurados das CVA´s
12 Meses
Delta 5° Dia Útil Anterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)

| CVA CDE | 3.988.024,15 | 4.675.719,66 | 4.992.177,74 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| CVA CDE Energia | 2.735.566,38 | 3.118.997,29 | 3.330.094,61 |  |
| CVA Rede Básica | 2.775.072,58 | 3.085.182,88 | 3.293.991,60 |  |
| CVA Compra Energia | 2.420.206,87 | 2.848.170,02 | 3.040.937,43 |  |
| CVA Proinfa | 2.578.031,61 | 2.698.244,24 | 2.880.864,51 |  |
| CVA ESS/ERR | - | 25.507.011,42 - | 27.867.457,00 - | 29.753.558,49 |
| Total | - | 11.010.109,83 - | 11.441.142,91 - | 12.215.492,60 |

ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, verifica-se se o Saldo da CVA em Processamento considerado
no processo tarifário de 2015 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre
o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado nos 12
meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC
verificada. O resultado, final foi um financeiro de -R$ 9.769.153,84.
Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os valores de
CVA do 5º dia útil fiscalizados pela SFF, os quais foram informados por meio do Memorando. Destaca-se que
os saldos fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, por terem sido excluídos da
CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de competência do ano de 2015, os quais
foram incluídos na apuração da CVA em processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao
disposto no inciso II do Despacho nº 652, de 15 de março de 2016.
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com a redação dada à Subcláusula
Décima - Oitava da Cláusula Sétima do Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, procedeu-se ao
cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no
período de referência e os respectivos valores contemplados no reajuste anterior. O total das diferenças,
atualizadas pela SELIC para maio de 2016, totalizou o valor de -R$ 9.348.711,17.
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme a
metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016. Os

(Fls. 38 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo
foram:
a) Para o período de jan/15 a mar/16: Exposição de energia de 189.398,08 MWh.
Provisoriamente, a totalidade deste montante está sendo considerado como exposição
involuntária, pois ainda não foi calculado o montante definitivo pela ANEEL. Destaca-se
que a diferença entre o valor recalculado com o montante de
exposições/sobrecontratações contratuais involuntárias a ser publicado e o valor
considerado nesta revisão tarifária deverá ser considerada no reajuste de 2017. Referido
montante de energia foi obtido com base em dados fornecidos pela CCEE e representa,
juntamente com o ajuste financeiro das operações no mercado de curto prazo, um
repasse tarifário de R$ 33.037.064,86, a preços de junho/16.
 Dos valores descritos acima foram deduzidos os valores repassados pela Conta
Bandeira à concessionária no mesmo período, de R$ 26.453.531,02, a título de
Exposição Involuntária, nos termos do inciso I do Art 4º-A do Decreto 7.891/2013.
 Assim, o componente financeiro final de Repasse de Exposição ao Mercado de Curto
Prazo é de R$ 6.921.317,50, já atualizado para preços de junho de 2016, somando-se o
resultado do MCP com as devidas recontabilizações.
 Destaca-se que a exposição involuntária de energia no processo tarifário de 2015,
referente ao ano civil de 2014, havia sido calculada provisoriamente. Assim, no atual
processo tarifário essa exposição foi recalculada em caráter definitivo, observando
diferença de R$ -4.159.156,89, já atualizada até junho de 2016.
v) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Está sendo
considerado no atual cálculo tarifário os pagamentos efetuados para constituir garantias financeiras na
contratação dos CCEAR, totalizando o valor de R$ 583.971,62.
vi) Diferencial Eletronuclear. É a diferença3 entre a tarifa praticada e a de referência entre
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. Neste processo tarifário, está sendo
considerado o ajuste de R$ 9.422,47 relativo ao descasamento entre a cobertura tarifária concedida no
processo tarifário anterior, para os 12 meses subsequentes, e o pagamento das parcelas mensais.
vii) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de fevereiro
de 2015 homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de Distribuição de
Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição de energia
elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das novas quotas de
CDE. Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o
aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na Revisão Tarifária Extraordinária –
RTE de cada distribuidora.
3 A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 - 1º Leilão e seu valor será repassado
mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear nos anos de 2013 a 2015, conforme parcelas homologadas pela Resolução
Homologatória 1.585/2013.

(Fls. 39 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, as
variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na tarifa
de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros possibilitaria a
identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria o cálculo da
RTE.
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A RTE,
portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de Encargos
Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual.
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta a
cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos na
RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas
CVAs.
 Dessa forma, para o presente processo tarifário, está sendo revertido o valor negativo de
-R$ 8.032.405,81 referente à receita faturada dos componentes financeiros de CDE, para
a competência de maio a julho de 2015, e o valor de R$ 1.257.154,23, referente à receita
faturada dos componentes financeiros de Energia, referente a abril a julho de 2015,
devidamente atualizados pela SELIC.
viii) Conselho de Consumidores. Conforme dispõe o art. 18, §4º e §6º da Resolução Normativa
451/2011, os valores disponibilizados aos Conselhos de Consumidores devem ser levados em consideração
na definição da Parcela B da receita da distribuidora e eventual saldo remanescente deverá ser revertido à
modicidade tarifária subsequente. Portanto, está sendo considerado o valor total de -R$ 141.935,79, atualizado
pelo IGP-M.
ix) Ajuste Financeiro CUSD. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da Portaria
Interministerial n°25/2002, ajustou-se financeiramente os custos decorrentes dos Contratos de Uso do Sistema
de Distribuição (CUSDs) firmados no valor total de R$ 15,16.
x) Componente Financeiro relativo ao recálculo do Fator Q. À vista do disposto no Parágrafo
20 do Submódulo 2.5 do PRORET (Revisão 1.1 aprovada pela REN nº 640, de 16/12/2014), que determina o
recálculo do Componente "Q" considerado em processos tarifários anteriores quando houver retificação dos
indicadores DEC e FEC utilizados originalmente, cabe informar que após análise dos novos dados fornecidos
pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD), por meio do Memorando nº
116/2016-SRD/ANEEL, de 31/03/2016, relativos aos anos civis de 2014, o referido recálculo realizado nos
processos tarifários de 2015 da ETO não resultou quaisquer valores a serem repassados às tarifas da
distribuidora.
A preservação das tarifas econômicas é adequada pois a decisão proferida não alterou o
regulamento vigente e ainda está sendo cumprida na forma liminar, facilitando a operacionalização do cálculo
no caso de sua reversão.
xi) Passivo usina Agro Trafo. Conforme Despacho resultante da 22ª. Reunião Pública
Ordinária, de 24 de junho de 2014, os valores devidos pela Socibe Energia S.A., a título de pagamento de
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH referente à usina Agro Trafo. No

(Fls. 40 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
reajuste tarifário de 2014 foram reconhecidas como componente financeiro para o ressarcimento as faturas de
competência de junho de 2011 a abril de 2014, ficando pendentes as faturas de novembro de 2005 a maio de
2011, nos termos do Despacho nº 2.515/2015. Portanto está sendo considerado nesse reajuste tarifário o
componente financeiro de R$ 3.897.319,67, devidamente atualizadas pelo Índice Geral de Preços do Mercado
– IGP-M. Este valor deverá ser repassado à Usina Agro Trafo, conforme determina o citado Despacho.
xii) Repasse de compensação DIC/FIC. Refere-se a valores pagos pelas distribuidoras
acessadas às distribuidoras acessantes decorrente do repasse aos consumidores da compensação financeira
referente à violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão dos acessos de distribuidoras à outras
distribuidoras, conforme item 6.1.5.2, Seção 8.2, do Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia
Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST
xiii) Ajuste da estimativa do custo de compartilhamento Enerpeixe. No reajuste tarifário de
2014 da ETO foi considerado, provisoriamente, o valor do Contrato de Compartilhamento de Infraestrutura com
a Enerpeixe no valor total de R$ 381.773,41. Em 15 de dezembro de 2014 a Superintendência de Regulação
dos Serviços de Transmissão – SRT, atendendo a um pedido de análise desta SGT, informou, através do
Memorando nº 443/2014-SRT/ANEEL, que o custo a ser considerado nos processos tarifários da ETO relativo
à conexão com a Enerpeixe deveria ser de R$ 265.523,73 (base junho/2014), devidamente atualizado pelo
IPCA para junho de 2016.
xiv) Custo de implantação do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico — MCPSE. A
Resolução Normativa n.º 367, de 2 de junho de 2009, aprovou o MCPSE, a ser utilizado por concessionárias,
permissionárias e autorizadas de energia elétrica, cujos bens e instalações, nos termos da legislação vigente,
são passíveis de reversão à União. O art. 3.º dessa resolução determina que os custos de implementação do
Manual devem ser considerados regulatoriamente no âmbito da revisão tarifária periódica. O valor informado
pelo Memorando nº 219/2016-SFF/ANEEL, de 26 de abril, é de R$ 2.233.126,43.
Resumo dos Componentes Financeiros
162. A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros.

(Fls. 41 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
Tabela 21 - Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro da RTE | - | 26.582.827,45 | -2,72% |
| CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro da RTE | 4.298.091,66 | 0,44% |  |
| CVA em Processamento - Transmissão | 3.293.991,60 | 0,34% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | - | 9.769.153,84 | -1,00% |
| Neutralidade dos Encargos | - | 9.348.711,17 | -0,96% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | 6.921.317,50 | 0,71% |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 583.971,62 | 0,06% |  |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | 15,16 | 0,00% |  |
| Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE | 10.724.538,14 | 1,10% |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | - | 7.263,12 | 0,00% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 9.422,47 | 0,00% |  |
| Conselho de Consumidores | - | 141.935,79 | -0,01% |
| Recálculo Sobrecontratação/Exposição IRT 2015 | - | 4.159.156,89 | -0,43% |
| Ressarcimento de valores pagos referentes à CFURH - Despacho nº 2.515/2015 | 3.897.319,67 | 0,40% |  |
| Total | - | 20.280.380,43 | -2,08% |

163. No tocante ao efeito do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, de -1,00%, destaca-se o
fato de que os saldos fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, por terem sido
excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de competência do ano de 2015,
os quais foram incluídos na apuração da CVA em processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento
ao disposto no inciso II do Despacho nº 652, de 15 de março de 2016.
III.7. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT
164. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme previsão
das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de liquidação
no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica conectados ao Sistema
Interligado Nacional – SIN.
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são
165.
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
166. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras,
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos preços
de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente.
167. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a receita
decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses da Conta
Bandeiras, para o período de competência de janeiro de 2015 a março de 2015, foram considerados na
apuração da CVA Energia e CVA ESS da concessionária.

(Fls. 42 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
168. Na tabela abaixo são apresentados os valores que foram repassados à ETO e,
consequentemente, descontados dos valores apurados da CVA Energia e ESS.
Tabela 22 – Valores de repasse da conta CCBRT (R$)

Competência CVA Energia CVA ESS
jan/15 2.560.651,04 -

fev/15 4.647.154,59 753.389,11
mar/15 5.071.655,14 2.580.396,74
Total 12.279.460,77 3.333.785,85
III.8. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
169. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário
especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500
GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de irrigação.
170. Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. –
Eletrobras – deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os
referidos descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos
subsídios a serem repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste
processo tarifário.
171. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobras a
distribuidora no período de competência de julho/2016 a junho/2017, até o 10º dia útil do mês subsequente.
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no
período de julho/2015 a junho/2016.
Tabela 23 - Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobras

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)
Subsídio Carga Fonte Incentivada 193.868,46 841.491,88 1.035.360,34
Subsídio Geração Fonte Incentivada - 2.875,24 366.199,67 363.324,43
Subsídio Distribuição - - -

| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 8.740,98 | 287.143,74 | 295.884,72 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Rural | - | 15.150,02 | 1.901.985,31 | 1.886.835,29 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 145.020,23 | 410.301,07 | 555.321,30 |  |
| Total | 329.604,41 | 3.807.121,67 | 4.136.726,08 |  |

III.9. RESULTADO DA REVISÃO
172. A Revisão Tarifária da ETO conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos
consumidores de 12,81% sendo de 9,99%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
13,79%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.

(Fls. 43 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
173. O efeito médio nas tarifas de 12,81% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos
de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 16,77%, (ii) da inclusão dos componentes financeiros
apurados no atual processo tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes, com efeito de -2,08%; e
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a
data da revisão em processamento, que contribuiu para a um efeito de -1,89% no atual processo tarifário da
ETO.
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 12,81%,
174.
representa a conjugação dos três movimentos tarifários acima explicitados [12,81%= + (16,77%) + (-2,08%) +
(-1,89%)].
175. A tabela a seguir apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação
entre o reajuste de 2015 e a revisão de 2016; a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e da
Parcela B na composição da revisão; a distribuição da receita para cobrir os custos da Parcela A e da Parcela
B; e a contribuição de cada componente financeiro, para formar o índice tarifário final, além da retirada dos
componentes tarifários considerados no último processo.

(Fls. 44 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
Tabela 24 - Resumo da revisão
Receita Verificada Receita Requerida Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 523.472.532 | 618.723.111 18,20% | 10,45% | 58,11% |
| Encargos Setoriais | 141.236.316 | 152.512.306 7,98% | 1,24% | 14,32% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 1.500.010 | 1.822.228 21,48% | 0,04% | 0,17% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 23.822.632 | 14.689.406 -38,34% | -1,00% | 1,38% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 16.761.373 | 17.326.814 3,37% | 0,06% | 1,63% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 48.231.991 | 47.694.767 -1,11% | -0,06% | 4,48% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 30.708.580 | 45.148.801 47,02% | 1,58% | 4,24% |
| PROINFA | 11.876.765 | 16.182.873 36,26% | 0,47% | 1,52% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 8.301.202 | 9.615.307 15,83% | 0,14% | 0,90% |
| ONS | 33.762 | 32.111 -4,89% | -0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 18.814.712 | 19.763.937 5,05% | 0,10% | 1,86% |
| Rede Básica | 11.366.062 | 12.305.746 8,27% | 0,10% | 1,16% |
| Rede Básica Fronteira | 6.719.368 | 6.668.267 -0,76% | -0,01% | 0,63% |
| Conexão | 169.611 | 129.930 -23,40% | -0,00% | 0,01% |
| Uso do sistema de distribuição | 352.935 | 357.595 1,32% | 0,00% | 0,03% |
| Custos de Aquisição de Energia | 363.421.504 | 446.446.868 22,85% | 9,11% | 41,93% |
| PARCELA B | 388.316.880,86 | 445.974.669,69 14,85% | 6,32% | 41,89% |
| Custos Operacionais | 279.904.974 | 276.221.012 -1,32% | -0,40% | 25,94% |
| Anuidades | 29.458.833 | 37.725.211 28,06% | 0,91% | 3,54% |
| Remuneração | 33.105.153 | 176,16% | 6,40% | 8,59% |

91.421.638

| Depreciação | 42.273.697 | 41.791.037 -1,14% | -0,05% | 3,93% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Receitas Irrecuperáveis | 9.613.898 | 5.009.049 -47,90% | -0,51% | 0,47% |
| Outras Receitas | -6.039.673 | (6.193.277) 2,54% | -0,02% | -0,58% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 911.789.413,30 | 1.064.697.781 | 16,77% | 100,00% |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -2,08%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro da RTE -2,72%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro da RTE 0,44%
CVA em Processamento - Transmissão 0,34%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -1,00%
Neutralidade dos Encargos -0,96%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 0,71%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,06%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,00%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 1,10%
Repasse de compensação DIC/FIC 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores -0,01%
Recálculo Sobrecontratação/Exposição IRT 2015 -0,43%
Ressarcimento de valores pagos referentes à CFURH - Despacho nº 2.515/2015 0,40%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,89%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,81%

(Fls. 45 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
IV. CONCLUSÃO
176. O reposicionamento tarifário da ETO é de 16,77%, sendo o efeito médio percebido pelo
consumidor de 12,81%. O efeito consolidado, por nível de tensão, pode ser observado na tabela a seguir.
Tabela 25 – Efeito médio ao consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 9,99%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 13,79%
Efeito Médio AT+BT 12,81%
FERNANDO DA COSTA BACCIN NADIA MAKI
Especialista em Regulação – SGT Especialista em Regulação – SGT
THIAGO ROBERTO MAGALHÃES VELOSO
Especialista em Regulação – SGT
De acordo
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária