VOTO 
 
PROCESSO: 48500.001080/2016-81 
 
INTERESSADOS: ELEKTRO - Elektro Eletricidade e Serviços S/A. 
 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da ELEKTRO - Elektro Eletricidade e Serviços S/A., a vigorar a partir 
de 27 de agosto de 2016. 
 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
A ELEKTRO é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca 
de 2,4 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem 
de R$ 3,9 bilhões. 
 
2. 
Em 27/02/2015, mediante a REH nº 1.858/2015, foram homologados os resultados da Revisão 
Tarifária Extraordinária - RTE das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. Os custos adicionais 
considerados na RTE foram alocados como componentes financeiros não alterando em regra as tarifas econômicas 
homologadas nos processos tarifários de 2014. No caso da ELEKTRO, o efeito médio homologado pela REH nº 
1.858/2015 foi de 24,25%. 
 
3. 
A REH nº 1.944, de 25/8/2015, homologou o resultado da quarta Revisão Tarifária Periódica da 
ELEKTRO, que representou um efeito médio tarifário de 4,20% para os consumidores da distribuidora, em relação às 
tarifas homologadas na RTE 2015. 
 
4. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 279, de 18 de agosto de 2016, 
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da ELEKTRO. 
 
5. 
No dia 17/8/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de Consumidores 
da ELEKTRO as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa nº 652 ANEEL, 
de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET – Procedimentos de 
Regulação Tarifária. 
 
6. 
É o relatório. 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
7. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ELEKTRO conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido 
pelos consumidores de -13,40%, sendo de -15,02%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e 
de -12,28%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
 
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 187/1998-ANEEL.

Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
8. 
O efeito médio de -13,40% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculado 
conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos na RTP 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento; e (iii) da inclusão 
dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes. 
 
9. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -2,50%, sendo -4,53%  
referente à variação de custos de Parcela A e 2,03% à variação de custos da Parcela B.  
 
10. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da 
ELEKTRO, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para a variação tarifária de -3,41%. 
 
11. 
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa 
uma redução de -7,49% no atual reajuste. 
 
12. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -13,40% [-13,40% = -
2,50% -7,49% -3,41%], constituiu a conjugação dos quatro movimentos tarifários explicitados: 
 
a) IRT de -2,50% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B; 
b) Retirada dos componentes financeiros fixados na RTP 2015, de -7,49%; e 
c) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de -3,41%. 
 
13. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
 
14. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-15,02%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-12,28%
Efeito Médio AT+BT
-13,40%
-2,44%
0,19%
-2,28%
2,03%
-3,41%
-7,49%
-13,40%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
 
15. 
Os custos da Parcela A representam 75,07% dos custos da Concessionária. A variação desses 
custos representou -4,53% pontos percentuais na composição do índice do atual reajuste tarifário. 
 
16. 
O valor total dos encargos setoriais diminuiu -9,53% em comparação com os valores referentes ao 
reajuste anterior, correspondendo a um efeito tarifário médio de -2,44%. Destaca-se, principalmente, a redução do 
orçamento da CDE – USO, decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE para 2016, conforme 
Resolução Homologatória no 2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para o efeito médio de -5,51% no atual 
reajuste da ELEKTRO.

17. 
O custo de compra de energia sofreu variação de -4,94% em relação ao processo anterior, 
contribuindo para um efeito médio de -2,28%. A principal modalidade que impactou no efeito negativo foi a nova tarifa 
de repasse de potência da Itaipu Binacional para 2016, publicada pela Resolução Homologatória nº. 2.001, de 
15/12/2015, a qual sofreu uma redução de 32,3% em relação à tarifa praticada em 2015. 
 
18. 
O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 demonstra a 
variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao processo anterior. 
 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
19. 
Os custos da Parcela B representam 24,93% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 2,03% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
20. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada do IGP-M entre agosto de 2015 
e julho de 2016, de 11,63%, subtraída do Fator X, de 2,53%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 
9,11%. 
 
-2,28%
0,62%
0,43%
0,65%
0,28%
-0,95%
0,08%
0,34%
-0,24%
-4,04%
0,55%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
 Itaipu
Proinfra
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
594.152,30
627.626,60
5,63%
297,51
357,66
20,22%
Existente - CCEAR-QTD
2.351.338,55
1.377.388,35
-41,42%
232,97
283,81
21,82%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
2.322.375,85
2.459.146,27
5,89%
234,08
249,58
6,62%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.371.187,05
1.476.354,94
7,67%
173,59
187,52
8,02%
Madeira e Belo Monte
1.153.277,19
2.201.296,69
90,87%
115,89
122,99
6,13%
Bilateral
252.156,26
267.824,16
6,21%
183,25
202,81
10,67%
Cota Angra I e Angra II
511.345,11
528.996,59
3,45%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
2.713.147,28
3.481.180,10
28,31%
37,27
66,61
78,71%
Itaipu
2.858.876,57
3.041.474,66
6,39%
275,37
181,57
-34,06%
Proinfa
302.293,18
321.150,48
6,24%
319,47
410,61
28,53%
Sobra (-) / Exposição (+)
-608.242,06
-1.969.419,90
223,8%
188,09
176,20
-6,3%
TOTAL
13.821.907,27
13.813.018,94
-0,1%
190,96
181,65
-4,9%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
0,62% 0,43% 0,65% 0,28% 0,34% 0,55%
0,08%
-0,24%
-0,95%
-2,28%
-4,04%
latoT PSD-RAECC DTQ-RAECC PSD-RAECC DTQ-RAECC etnoM laretaliB II 3102/387.21 upiatI arfniorP
argnA
oleB
e
I
e argnA
- etnetsixE - etnetsixE -avitanretlA -avitanretlA ariedaM º n
ieL
atoC
satoC
e e
avoN avoN  0,62% 0,43% 0,65% 0,28% 0,34% 0,55%
0,08%
  -0,24%
-0,95%
-2,28%
-4,04%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Proinfa  594.152,30 627.626,60 5,63%
2.351.338,55 1.377.388,35 -41,42%
2.322.375,85 2.459.146,27 5,89%
1.371.187,05 1.476.354,94 7,67%
1.153.277,19 2.201.296,69 90,87%
252.156,26 267.824,16 6,21%
511.345,11 528.996,59 3,45%
2.713.147,28 3.481.180,10 28,31%
2.858.876,57 3.041.474,66 6,39%
302.293,18 321.150,48 6,24%  297,51 357,66 20,22%
232,97 283,81 21,82%
234,08 249,58 6,62%
173,59 187,52 8,02%
115,89 122,99 6,13%
183,25 202,81 10,67%
162,09 206,29 27,27%
37,27 66,61 78,71%
275,37 181,57 -34,06%
319,47 410,61 28,53%
Sobra (-) / Exposição (+)  -608.242,06 -1.969.419,90 223,8%  188,09 176,20 -6,3%
TOTAL  13.821.907,27 13.813.018,94 -0,1%  190,96 181,65 -4,9%

21. 
No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão 
Tarifária da ELEKTRO, de 1,28% e 1,38%, respectivamente. O componente Q do Fator X foi calculado considerando 
os pesos dos indicadores DEC e FEC, resultando no percentual de -0,13%. 
 
22. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao 
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento: 
 
a) Da geração (compra de energia); 
 
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de 
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e 
 
c) Dos encargos setoriais2 e dos tributos3. 
 
 
 
 
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL. 
 
 
 
 
 
 
 
Gráfico 4  
2 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais 
de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 16,8% para o ICMS e de 8,7% para o PIS/COFINS, incidentes 
sobre a fatura, contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração 
de 34,29% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de       
Distribuição
24,9%
Custo de            
Energia
42,6%
Custo de     
Transmissão
6,3%
Encargos          
Setoriais
26,1%

Gráfico 4 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL. 
. 
23. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressalta-se 
a CVAESS/EER que contribuiu com um efeito médio de -1,52% e, que somados à CVA dos demais encargos setoriais 
resulta em um efeito médio de -2,28%. 
 
24. 
A Superintendência destacou, ainda, que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das 
Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que fora deduzida dos totais apurados 
de CVAENERGIA e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da ELEKTRO não sofresse aumento adicional médio de 
13,58%. 
 
25. 
No tocante aos efeitos das liminares que concediam isenção do pagamento de parcelas controversas 
do encargo tarifário da CDE, conforme deliberado por esta Diretoria Colegiada na Reunião Pública de 14 de junho de 
2016, salienta-se que foi reformulada a decisão de repassar a perda de arrecadação correspondente aos demais 
consumidores de energia sem proteção judicial, passando a refletir na execução orçamentária do Fundo Setorial e, 
consequentemente, nos reembolsos efetuados aos beneficiários cujos gastos estão sendo contestados na justiça.  
 
26. 
Com isso, os cálculos dos reajustes e das revisões tarifárias das distribuidoras também não mais 
serão afetados pelos efeitos das liminares. Para a operacionalização dessa decisão, conforme consta do Despacho 
no 1.576, de 2016, as distribuidoras foram autorizadas a modular as cotas mensais da CDE a serem pagas à 
Eletrobras, descontando a perda de arrecadação do encargo decorrente das liminares. 
 
27. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
 
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de       
Distribuição
18,6%
Custo de            
Energia
31,8%
Custo de     
Transmissão
4,7%
Encargos          
Setoriais
19,5%
ICMS 16,8%
PIS/COFINS 8,7%
Tributos
25,5%

Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
28. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 279, de 18 de agosto de 2016, que o efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores da ELEKTRO, de -13,40% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária 
evoluísse nos últimos 8 anos abaixo da variação do IGP-M (85,75%) e do IPCA (75,98%) no mesmo período, conforme 
demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
29. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da CDE 
a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores 
mensais a serem repassados durante 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a 
diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.  
 
30. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
ELEKTRO, em relação às competências entre agosto/2016 a julho/2017, é de 16.981.627,25. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 e julho/2016. 
 
31. 
Por fim, cabe análise quanto ao pleito de reajuste tarifário contratual apresentado pela ELEKTRO 
mediante a Carta CT/R/144/2016, conforme segue: 
II.A - Componente Financeiro para Sobrecontratação de Energia 
32. 
A empresa solicita o reconhecimento de um componente financeiro a fim de antecipar valores 
referentes a sobrecontratação/exposição de energia, nos termos da REN nº 255/2007, revogada pela REN nº 
703/2016, para fazer frente ao descasamento temporal entre o custo de aquisição de energia e sua correspondente 
receita, haja vista o cenário de sobrecontratação conjugado com bandeira tarifária verde e PLD baixo. 
33. 
A SGT, na Nota Técnica nº 279/2016 destacou a análise realizada no Voto de minha relatoria que 
apresentou os resultados da Audiência Pública nº 78/2011: 
5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, a Conta 
de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos 
seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação 
e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; 
classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
298,65
323,93
335,80
366,04
366,04
352,17
311,88
423,27
506,16510,41
447,90
ago/07
ago/08
ago/09
ago/10
ago/11
ago/12
ago/13
ago/14
mar/15
ago/15
ago/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  506,15610,41
    
Variação IPCA
423,27  Variação IPCA  
366,04 366,04    
352,17
335,80
323,93
311,88    
298,65    
    
    

No que se refere à previsão de sobrecontratação de energia, relembro que a REH 255/2007, 
alterada pela REN 609/2014, como resultado da 3ª fase da AP 78/2011, regulamentou a 
previsão de sobrecontratação/exposição de energia, tendo em vista o cenário daquele ano 
de falta de lastro contratual das distribuidoras conjugado com exposição a elevados Preços 
de Liquidação de Diferenças. Todavia, sua aplicação nas tarifas foi suspensa desde 2014, 
quando da criação da Conta-ACR. A aplicação continuou suspensa a partir de 2015, com o 
advento da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, mecanismo que já 
cumpre a função de antecipar esses custos à concessionária, além de garantir real 
sinalização de preços ao consumidor. Em função das Bandeiras, essa previsão está sendo 
revogada, junto com os demais dispositivos da REH 255/2007, que será substituída pelo 
Módulo 4 do PRORET. 
 
Dessa forma, entendo que eventual falta de recursos das Bandeiras para fazer frente aos 
custos de sobrecontratação de energia deve ser tratada no âmbito do aperfeiçoamento do 
Submódulo 6.8 do PRORET e não nesta Audiência Pública. 
 
Todavia, explorando um pouco mais o assunto, considerando a argumentação de que em 
um cenário de bandeira verde, conjugado com sobrecontratação de energia e PLD baixo, a 
previsão se faz necessária para antecipar uma receita à distribuidora que cobrirá a diferença 
entre o custo da energia valorada ao Pmix e a liquidação no curto prazo a um PLD baixo, 
pondero que esse custo pode ser compensado por uma receita excedente proveniente de 
cobertura tarifária elevada para os contratos por disponibilidade, afinal, nos processos 
tarifários o custo dos contratos por disponibilidade é calculado considerando o PLD de R$ 
211,288 / MWh. Portanto, num cenário de PLD baixo e sem despacho fora da ordem de 
mérito, a concessionária poderá utilizar essa receita excedente para suportar a venda da 
energia no curto prazo. Ou seja, na avaliação da necessidade de recursos das 
distribuidoras, todos itens cobertos pelas Bandeiras Tarifárias devem ser avaliados, não 
apenas a expectativa de sobrecontratação de energia. Outro exemplo é a cobertura tarifária 
dada para o encargo de energia de reserva e a previsão de receita da CONER 
 
34. 
Portanto, a análise realizada no âmbito da Audiência Pública nº 78/2011, que resultou na publicação 
da REN nº 703/2016 e na revogação da REN nº 255/2007, abordou o cenário alegado pela ELEKTRO em seu pedido 
e concluiu que outros componentes previstos na cobertura tarifária da concessionária, não utilizados nas situações 
alegadas pela Elektro, podem cobrir os custos incorridos pela empresa com sobrecontratação de energia.  Ademais, 
não existe normativo que possibilite a inclusão de componente financeiro de previsão de sobrecontratação para um 
cenário de Bandeira Verde. Entende-se, assim, que não cabe atendimento a este item. 
II.B - Alteração no preço de energia de Itaipu: 
 
35. 
A ELEKTRO solicita que a tarifa de Itaipu considerada na cobertura da Parcela A incorpore os 
potenciais efeitos da aplicação da Medida Provisória nº 735, de 22/6/2016. 
 
36. 
Na Nota Técnica nº 279/2016, a área técnica ressaltou a determinação estabelecida no PRORET, 
submódulo 3.2, de que a cobertura do custo com a aquisição de energia de Itaipu Binacional seja obtida a partir da 
tarifa de repasse vigente na DRP. 
 
37. 
Cabe esclarecer que a aplicação da nova tarifa de repasse de Itaipu Binacional, decorrente da MP nº 
735/2016, somente poderá ser realizada após publicação de Resolução Homologatória, o que ainda não ocorreu. 
Portanto, não há respaldo para a aceitação do pedido.

II.C - TUSD de consumidores Micro e Mini Geração: 
 
38. 
A concessionária pleiteou também um componente financeiro no valor de R$ 428.831,84 a título de 
recomposição da receita de TUSD que a concessionária deixou de faturar devido ao sistema de compensação de 
energia elétrica de micro e minigeração distribuída, de que trata a Resolução Normativa nº 482, de 17/04/2012. 
 
39. 
A área técnica argumenta que não há previsão de tal componente financeiro na REN nº 482/2012 e 
tão pouco no Submódulo 4.4 do PRORET, que define os Demais Componentes Financeiros (DCF) passíveis de 
inclusão nos processos tarifários. 
 
40. 
Sobre essa questão, é importante destacar que no Voto que motivou a Resolução Normativa nº 
687/2015, a qual introduziu alterações na REN nº 482/2012, foi expresso o entendimento de que, devido ao reduzido 
número de conexões estimado até 2019 o impacto econômico relativo à participação da micro e minigeração ainda 
não é relevante. Não obstante, será dado foco nesse aspecto em uma nova revisão da norma a ser realizada até 
31/12/2019. 
 
41. 
Assim, diante da ausência de amparo regulamentar, entende-se que deva ser negado o pleito 
apresentado pela ELEKTRO de recomposição de suposta perda de receita de TUSD decorrente do sistema de 
compensação de energia elétrica de micro e minigeração distribuída. 
 
II.D - Risco Hidrológico associado aos CCGFs e exposição ao MCP de Angra 
 
42. 
A ELEKTRO solicitou a homologação de um componente financeiro referente a previsão para 
cobertura dos custos com risco hidrológico relativo aos CCGF, Itaipu e às usinas que repactuaram esse risco a partir 
da Lei nº 13.203/2015, além da exposição ao MCP da geração de Angra a serem incorridos no próximo período 
tarifário. 
 
43. 
A SGT avaliou a questão e concluiu na Nota Técnica nº 279/2016 que aplicam-se as considerações 
do primeiro item do pleito (Componente Financeiro para Sobrecontratação de Energia), ou seja, existem receitas 
previstas na cobertura tarifária da concessionária que não serão integralmente utilizadas pela Elektro no cenário 
descrito e que podem cobrir os custos com risco hidrológico e MCP, além das despesas com Sobrecontratação. 
 
44. 
Entende-se que, além da falta de regulamentação de um componente financeiro para esses custos, 
as tarifas homologadas para a concessionária já carregam receitas para a cobertura dos custos com risco hidrológico 
e exposição ao MCP. Assim, não há possibilidade de atender à solicitação da empresa. 
II.E - Preço de repasse de energia de Angra 1 e 2  
 
45. 
Por fim, a concessionária solicita o reconhecimento de uma nova tarifa de repasse da energia de 
Angra 1 e 2, decorrente da alteração da receita que foi estabelecida pelo Despacho nº 911/2016, que concedeu parcial 
provimento ao pedido da Eletrobras Termonuclear. 
 
46. 
Apesar de ter homologado um ajuste na receita definida na REH nº 2.006/2015, o extrato da decisão 
da Diretoria Colegiada que aprovou o Despacho nº 911/2016 estabeleceu que a alteração de receita deve ser 
incorporada no próximo processo tarifário de Angra, que ocorrerá em dezembro de 2016. 
 
47. 
Portanto, a tarifa de Angra estabelecida na REH nº 2.006/2015 ainda encontra-se vigente e, conforme 
previsão do submódulo 3.2 do PRORET, deve ser considerada para a cobertura de aquisição de energia de Angra 1 
e 2, não permitindo o atendimento ao pedido da ELEKTRO. 
III. DIREITO

48. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; 
c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; 
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; 
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e 
f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 187/1998-
ANEEL. 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
49. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.001080/2016-81, voto pela emissão de 
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de: 
 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ELEKTRO - Elektro Eletricidade e 
Serviços S/A., a vigorar a partir de 27 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de -13,40%, sendo -15,02% para os consumidores em alta tensão 
e -12,28% para os consumidores em baixa tensão; 
 
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – 
TE aplicáveis aos consumidores e usuários da ELEKTRO; 
 
c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como 
Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;  
 
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do Encargo 
de Energia de Reserva – EER; e 
 
e) Homologar em o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a 
ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à ELEKTRO, de modo a 
custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
Brasília, 23 de agosto de 2016. 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor