48581.002712/2016-00 
 Nota Técnica n° 307/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 15 de setembro de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.001069/2016-11 
 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à CEPISA - Companhia Energética do 
Piauí e demais providências pertinentes ao seu 
Reajuste Tarifário Anual de 2016. 
 
I. DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CEPISA - Companhia 
Energética do Piauí, vigente a partir de 28 de setembro de 2016, calculado em conformidade com as 
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Portaria MME nº 388, de 
26 de julho de 2016, c/c  a Cláusula Sétima do Contrato de Concessão de Distribuição nº 004/2001 e os 
seus termos aditivos. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A CEPISA, sediada na cidade de Teresina/PI, atende aproximadamente 1,1 milhões de 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de 
R$ 1,24 bilhões. 
 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
1 - Fonte: SAMP - competência julho/2016 
 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras1
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
1.047.257
                      
126.057
                     
44,4%
Industrial
3.333
                             
20.834
                       
7,3%
Comercial
87.913
                           
59.851
                       
21,1%
Rural
30.481
                           
15.998
                       
5,6%
Iluminação Pública
399
                                
15.244
                       
5,4%
Poder Público
15.297
                           
20.048
                       
7,1%
Serviço Público
6.045
                             
14.016
                       
4,9%
Demais classes
146
                                
12.051
                       
4,2%
Total 
1.190.871
                      
284.098
                     
100%
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 52581146003983ED CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
FRANCISCO DE MATTOS FAE
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO

Fls. 2 Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
 
3. 
Em 02/05/2016, a SGT solicitou1 as informações em relação ao processo de reajuste 
tarifário da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SFF e SRM). 
 
4. 
Em 22/08/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da CEPISA, prestando os 
esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos a 
serem observados para entrega de informações e documentos. 
 
5. 
Nos dias 12/9/2016 e 14/9/2016, a SGT recebeu os Memorandos n°s 499/2016-
SFF/ANEEL2 e 505/2016-SFF/ANEEL3, com os valores fiscalizados e validados das garantias financeiras 
relativas à contratação regulada de energia (CCEAR), bem como os valores fiscalizados do saldo da CVA 
da concessionária referente ao processo tarifário de 2015. 
 
II.1. Precedentes 
 
II.1.1. Aspectos Contratuais 
 
6. 
Em 12/2/2001 foi firmado o Contrato de Concessão nº 004/2001 entre a União, por 
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a CEPISA - Companhia Energética do Piauí. 
Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos de distribuição de energia 
elétrica, estabelece na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia elétrica da 
concessionária, mediante aplicação de fórmula específica. 
 
7. 
Em 15/07/2005 foi assinado o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o qual dá 
nova redação à sua Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para atender às 
condições de eficácia constante do § 2º dos arts. 36 e 43 do Decreto nº 5.163, de 30/72004. 
 
8. 
Em 8/6/2010, foi assinado o Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando nova 
redação à Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os procedimentos 
de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado pela metodologia 
de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da Parcela “A”, relativos 
aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo. 
 
9. 
Em 10/12/2014, foi firmado o Terceiro Termo Aditivo incluir dispositivo que garanta que 
valores registrados na Conta de Compensação de Variação de Valores de itens da "Parcela A" - CVA. e 
outros itens financeiros sejam incorporados no cálculo da indenização, quando da extinção da concessão, 
correspondente as parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não 
depreciados, na forma das alterações efetuadas na redação da Cláusula Décima Primeira do Contrato de 
Concessão de Distribuição de Energia Elétrica n° 004/2004-ANEEL, que trata da reversão dos bens e 
instalações vinculados, estabelecidas na Cláusula Segunda deste Termo Aditivo. 
                                                          
 
1 Memorando nº 165/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 166/2016-SGT/ANEEL. 
2 Documento SIC nº 48536.005577/2016-00. 
3 Documento SIC nº 48536.005650/2016-00. 
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Fls. 3 Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
 
10. 
Por meio de Despachos do MME publicados no Diário Oficial da União em 29/12/2015, o 
Poder concedente deferiu os Requerimentos para Prorrogação do Prazo da Concessão de Serviço Público 
de Distribuição de Energia Elétrica da concessionária CEPISA e a convocou, nos termos do art. 11, § 2 , da 
Lei n 12.783, de 2013, para assinatura do novo Contrato de Concessão no prazo máximo de duzentos e dez 
dias, a partir da data da publicação do referido Despacho. 
 
11. 
Em 26/07/2016 expirou o prazo estabelecido para que a CEPISA assinasse o novo Contrato 
de Concessão a fim de formalizar suas intenções de se manter como agente prestador do serviço público 
de distribuição de energia elétrica em sua área de concessão. A CEPISA optou pela não assinatura do novo 
Contrato de Concessão e abdicou do seu direito de renovação da concessão. 
 
12. 
Em 03/08/2016, foi publicada a Portarias MME nº423, a qual designou a Companhia 
Energética do Piauí – CEPISA como Responsável pela Prestação do Serviço Público de Distribuição de 
Energia Elétrica, nos termos e condições estabelecidos na Portaria MME nº 388, de 26 de julho de 2016, 
até a assunção de novo concessionário ou até 31 de dezembro de 2017, o que ocorrer primeiro 
 
13. 
A Portaria de designação estabeleceu que o reajuste tarifário para CEPISA fosse realizado 
de modo ordinário e com periodicidade anual, a partir de 28 de setembro de 2016. 
 
 
14. 
A Resolução Homologatória nº 2.124, de 23/08/2016, prorrogou até 27/09/2016 a vigência 
das tarifas de aplicação da CEPISA constantes da Resolução Homologatória nº 1.949/2015. 
 
15. 
Conforme a Nota Técnica nº 331/2016, que instruiu a abertura da Audiência Pública nº 
63/2016, com o objetivo de definir as condições para a Prestação do Serviço Público de Distribuição de 
Energia Elétrica por Órgão ou Entidade da Administração Pública Federal nas Concessões não prorrogadas 
nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, as condições do regime temporário se aplicam 
somente aos órgãos ou entidades da administração pública federal designados e contemplam o empréstimo 
com recursos da RGR, os repasses de recursos de encargos setoriais em condições diferenciadas e a 
aplicação dos reajustes e revisões tarifárias mesmo que não tenham todas as certidões de adimplência 
setorial. Ressalta-se que que a empresa deverá manter-se adimplente com os encargos setoriais a partir do 
período em que começar a receber os recursos do empréstimo. Na prática isso significa que não deverão 
constar registros no cadastro de inadimplentes do setor elétrico relativos ao período compreendido entre 5 
agosto de 2016 até a assunção de novo concessionário ou até 31 de dezembro de 2017 
 
16. 
Dessa forma, em 15/9/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, na CEPISA não existem débitos referentes às 
intrassetoriais para o período posterior a 5 de agosto, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, 
haja vista o disposto no art. 10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 
15/03/2004 
 
II.1.2. Aspectos Metodológicos 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
17. 
A Portaria MME nº 388/2016, que estabelece os termos e condições para a prestação do 
serviço público de distribuição de energia elétrica, destaca no parágrafo 4º, do artigo 9º, que o 
reposicionamento tarifário do ano de designação do prestador de serviço, no caso da CEPISA o ano de 
2016, serão aplicadas as regras de Reajuste Tarifário previstos no Contratos de Concessão não prorrogado. 
 
18. 
No Contrato de Concessão não prorrogado, a empresa reconheceu que o nível tarifário 
vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os mecanismos de 
reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a manutenção do seu equilíbrio 
econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir os custos 
operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o capital investido, na medida em 
que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-
financeiro inicial do contrato.  
 
19. 
Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, 
preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela A 
(VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas 
homologadas na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de Referência”, não incluindo tributos, 
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e 
contratação de reserva de capacidade. 
 
20. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo: 
 
 
 
21. 
Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento 
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice 
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do 
Contrato de Concessão: 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT



 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses 
anteriores ao reajuste em processamento; 
 
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em função 
do “Mercado de Referência; 
Período de 12 meses 
Referência 
DRA
DRP 
VPA0 
VPA1 
RA0 
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Referência


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Processo nº 48500.001087/2016-01 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior”, e o 
“Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
onde: 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior” e a 
energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice que 
vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à “Data de 
Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a 
ser adotado; e 
 
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
22. 
Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a 
ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que deverão ser 
subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.  
 
23. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas 
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por 
três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
Fator X = Pd + Q + T 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
 
II.1.3 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015 
 
24. 
Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da CEPISA 
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração e 
CDE. 
 
25. 
A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o 
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à 
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de 
4,3% e 2,92%, respectivamente. 
 
 
II.1.4. Reajuste Tarifário Anual de 2015 
 
26. 
Conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.949, de 08/09/2015, o reposicionamento 
tarifário da CEPISA representou, em média, uma variação das tarifas homologadas na RTE-2015 de 5,53%. 
 
III. DA ANÁLISE 
 
III.1. Período de Referência 
 
27. 
O período de referência para o reajuste anual da CEPISA é de setembro/2015 a 
agosto/2016. 
 
III.2. Receita Anual 
 
28. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
representando um faturamento anual de R$ 1.245.294.081,46, conforme demonstrado na Tabela 2. 
 
Tabela 2: Mercado no Período de Referência 
 
 
III.3. Encargos Setoriais 
 
29. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas4 e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL 
e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos 
tarifários são: 
                                                          
 
4 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL. 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
3.257.275
                 
1.227.483.604,04
          
A3   (69 kV)
109.276
                    
25.357.886,76
               
A3a (30 kV  a 44 kV)     
16.745
                      
5.078.204,08
                 
A4   (2,3 kV a 25 kV)
652.066
                    
202.400.384,93
             
BT  (menor que 2,3 kV)
2.479.188
                 
994.647.128,27
             
Demais Livres
44.491
                      
3.522.320,42
                 
Distribuição
133.148
                    
3.684.644,99
                 
Geração
-
                            
10.603.512,00
               
Total
3.434.914
                 
1.245.294.081,46
          
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Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 3 .257.275 1 .227.483.604,04
A3 (69 kV) 1 09.276 2 5.357.886,76
A3a (30 kV a 44 kV) 1 6.745 5 .078.204,08
A4 (2,3 kV a 25 kV) 6 52.066 2 02.400.384,93
BT (menor que 2,3 kV) 2 .479.188 9 94.647.128,27
Demais Livres 4 4.491 3 .522.320,42
Distribuição 1 33.148 3 .684.644,99
Geração - 1 0.603.512,00
Total 3 .434.914 1 .245.294.081,46

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Processo nº 48500.001087/2016-01 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 
23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade: 
 
 o desenvolvimento energético dos Estados;  
 
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
 
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores Residencial Baixa Renda,  
 
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
 
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
 
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar, 
fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral 
nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
 
 prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
 
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição;  
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio 
das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET; 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como objetivo 
aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem sua 
metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de 
petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais, 
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo 
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS 
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre 
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de 
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a 
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para 
a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a 
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER 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 SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer 
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira 
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam 
a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e 
 
 
vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. Instituído pela Lei n° 
9.648/1998, alterado pela Lei n° 10.848/2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se 
de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a transmissão 
de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN. 
 
30. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados 
na tabela abaixo: 
 
Tabela 3: Encargos Setoriais 
 
 
31. 
O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual 
(CDE Uso), homologada pela REH 2.077, de 07/06/2016, os seguintes itens: 
 
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela 
REH 2.077, de 07/06/2016. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos pelas 
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
1.461.698,13
          
1.576.100,00
          
-
                                              
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
130.067.866,46
      
118.140.561,52
      
-
                                              
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
32.312.495,72
        
47.799.385,03
        
Previsão SGT -JAN/2016
PROINFA
16.982.702,98
        
23.679.678,98
        
REH 2003/2015
P&D e Eficiência Energética
11.894.030,97
        
12.074.663,58
        
Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS
43.120,35
               
42.185,40
               
Contribuição JAN/16 - DEZ/16
Total de Encargos Tarifários
192.761.915
           
203.312.575
           
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec. 
7.891/2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de aquisição 
de energia elétrica, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com atualização 
dos valores pela variação do IPCA, mediante encargo a ser incluído nas tarifas de energia elétrica, 
definido na proporção dos recursos recebidos pela distribuidora. 
 
ii) quota anual da CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) (Art. 4º-C do Dec. 
7.891/2013) homologada pela REH nº 2.004/2015, destinada à amortização das operações de 
crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para lastro da 
Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, nos termos do Decreto nº 8.221/2014 
e da Resolução Normativa nº 612/2014. A CONTA-ACR teve 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.  O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras 
tem como contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos respectivos 
processos tarifários ordinário de 2015. Frisa-se que a definição desse encargo tarifário para cada 
distribuidora não está vinculada aos recursos recebidos da Conta-ACR, mas ao tamanho de seus 
mercados cativos no período de fevereiro a dezembro de 2014. Dessa forma, os custos da Conta-
ACR foram distribuídos equitativamente a todos os consumidores cativos do sistema interligado 
nacional. 
 
32. 
A partir da assinatura, em 2010, dos Termos Aditivos aos contratos de concessão de serviço 
público de distribuição de energia elétrica, são considerados na DRA (Data de Referência Anterior) os 
valores faturados dos encargos setoriais, de modo a assegurar a neutralidade desses itens da “Parcela A”. 
 
33. 
Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão 
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da 
concessionária. 
 
III.4. Transmissão 
 
34. 
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. 
 
35. 
Com relação aos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de 
Uso do Sistema de Transmissão) foram obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, 
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – 
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas da 
Resolução Homologatória n° 2.099, de 28/06/2016.  
 
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36. 
Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na 
Resolução Homologatória n° 2.098, de 28/06/2015, sendo consideradas também as informações presentes 
no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.  
 
37. 
 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. Esse custo se aplica ao caso da CEPISA, uma vez 
que ela acessa a rede de distribuição da CELPE, CEMAR e COELCE. 
 
38. 
Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas, 
quando houver, as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT). 
 
39. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo: 
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
. 
III.5 Compra de Energia 
 
40. 
A Lei n. 10.848, de 15/03/2004, alterou as regras de compra e venda de energia 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. 
 
41. 
Também a Lei n° 10.848/2004 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”.  
 
42. 
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 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
31.631.492,15
        
33.145.355,41
        
Rede Básica Fronteira
11.190.677,04
        
14.310.344,21
        
Rede Básica ONS (A2)
184.800,00
             
204.120,00
             
Conexão
3.974.374,36
          
4.266.692,09
          
Uso do sistema de distribuição
264.684,51
             
253.387,39
             
Total dos Custos de Transporte
47.246.028,06
        
52.179.899,09
        
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Componente DRA (R$) DRP (R$)
Rede Básica 3 1.631.492,15 3 3.145.355,41
Rede Básica Fronteira 1 1.190.677,04 1 4.310.344,21
Rede Básica ONS (A2) 1 84.800,00 2 04.120,00
Conexão 3 .974.374,36 4 .266.692,09
Uso do sistema de distribuição 2 64.684,51 2 53.387,39
Total dos Custos de Transporte 4 7.246.028,06 5 2.179.899,09

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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 
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; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física 
e Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
 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; 
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 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.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
43. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar, a 
ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e 
na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é 
definido como Energia Requerida. 
 
44. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas 
dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam 
o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas 
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas as 
demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, 
unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 
 
45. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição 
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações 
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica5. 
 
46. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução 
Homologatória nº  1605/2013 (última revisão tarifária da CEPISA) estabeleceu o percentual regulatório de 
perdas técnicas de 12,17% (sobre energia injetada da concessionária) e para as perdas não-técnicas (sobre 
o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 13,93% a ser aplicado no atual reajuste. 
 
47. 
A cada processo tarifário são apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado, com base 
nas medições dos últimos 12 meses, que serão somadas às perdas na Rede Básica (rateadas em regime 
de condomínio) entre todas as distribuidoras. Neste processo tarifário utilizou-se como valor regulatório, 
conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, a média 
de agosto/2015 a julho/2016. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário da 
CEPISA. 
                                                          
 
5 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa 
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida 
instalação. 
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Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
48. 
Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as 
perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária, 
ao mercado de venda da concessionária. 
 
49. 
A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da CEPISA para atendimento ao seu 
mercado de referência apurado na DRA e na DRP. 
 
Tabela 6: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP 
 
 
III.5.2. Valoração da Compra de energia 
 
50. 
O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse 
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 do 
mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a 
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
a) Na Data de Referência Anterior – DRA 
 
51. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos 
montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior, 
conforme a tabela a seguir: 
 
 Tabela 7: Compra de Energia na DRA 
Perdas
DRA
DRP
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
15,33%
13,93%
Técnica (s/ merc. injetado)
12,17%
12,17%
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
2,28%
2,64%
Mercado Baixa Tensão (MWh)
2.479.188
2.479.188
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
3.257.275
          
3.257.275
          
Fornecimento
3.257.275
          
3.257.275
          
Consumidores Livres
177.638
             
177.638
             
Perdas Totais
1.003.634
          
978.241
             
Perdas Rede B.
94.960
               
109.084
             
Perdas na Distribuição
908.674
             
869.156
             
Perda Não Técnica
380.060
             
345.351
             
Perda Técnica
528.615
             
523.805
             
Energia Requerida
4.260.910
          
4.235.516
          
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 52581146003983ED CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
FRANCISCO DE MATTOS FAE
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO

Fls. 14 Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
 
 
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP 
 
52. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP 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. 
 
53. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 6 considerando o período de 
referência em questão.  
54. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de 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.  
 
55. 
No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os 
seguintes procedimentos:  
 
i) 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; 
 
ii) 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; 
 
iii) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se, 
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de 
cobertura tarifária aprovada pela AP 081/2015, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de 
bandeiras e definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016. 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 
                                                          
 
6 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos 
relativos ao período de referência. 
Energia Requerida 
(MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Energia Requerida 
(R$)
4.260.910
136,64
582.229.074,42
             
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
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.  
 
iv) 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. 
 
v) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente das Cotas das 
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, calculado pela ANEEL, 
conforme as Receitas Anuais de Geração homologadas por meio das Resoluções Homologatórias nº 1.924, 
de 28/07/2015 e 1.936, de 18/08/2015. Especificamente para as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, foram 
utilizadas as receias anuais de geração homologadas por meio da Resolução Homologatória nº 2.014, de 
19/01/2016. 
 
56. 
A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos 
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de 
energia adquirida. 
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
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Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa             
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
3.757.713,41
                   
2.921.186,43
                   
207,34
    
605.685.594,02
          
4º LEE 2009-08 (MCSD)
18.835,82
                        
14.642,67
                        
178,93
    
2.620.036,98
              
4º LEE 2009-08 (MCSD) julho
33.033,70
                        
25.679,87
                        
178,93
    
4.594.941,28
              
12º LEE 2014 36M (MCSD) TM julho/ Nova regra
33.797,90
                        
26.273,95
                        
176,63
        
4.640.893,54
              
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
12.004,80
                        
9.332,34
                          
176,63
    
1.648.415,79
              
12º LEE 2014 36M/ Nova regra
20.671,15
                        
16.069,42
                        
176,63
    
2.838.419,27
              
13º LEE 2014-05 DISP
47.085,88
                        
36.603,81
                        
370,90
    
13.576.342,82
            
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) julho/ Regra esp. do 13º LEE
177.828,00
                      
138.240,65
                      
320,12
    
44.253.038,79
            
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
71.683,08
                        
55.725,28
                        
320,12
    
17.838.552,53
            
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE
120.457,96
                      
93.642,09
                        
320,12
    
29.976.328,73
            
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP
94.834,07
                        
73.722,50
                        
296,56
    
21.863.245,27
            
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) julho/ Nova regra
25.027,32
                        
19.455,84
                        
222,45
    
4.328.005,62
              
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra
7.516,08
                          
5.842,88
                          
222,45
    
1.299.765,08
              
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra
123.635,53
                      
96.112,29
                        
222,45
    
21.380.447,00
            
15º LEE DIS2-03ANOS
2.636,76
                          
2.049,78
                          
297,87
    
610.566,89
                 
15º LEE DIS3-01ANOS
9.179,28
                          
7.135,83
                          
265,09
    
1.891.609,38
              
15º LEE QTD-03ANOS (MCSD) julho/ Nova regra
184.117,68
                      
143.130,15
                      
147,31
    
21.084.501,76
            
15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra
184.546,92
                      
143.463,83
                      
147,31
    
21.133.656,80
            
2º LEN A-3 2009-15 T
48.641,47
                        
37.813,10
                        
315,17
    
11.917.405,36
            
2º LEN A-3 2009-30 H
94.703,46
                        
73.620,96
                        
233,25
    
17.172.091,03
            
4º LEN A-3 2010-15 T
26.223,25
                        
20.385,54
                        
326,55
    
6.656.941,56
              
6º LEN A-3 2011-15 T
6.294,67
                          
4.893,37
                          
174,53
    
854.018,32
                 
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra
7.061,63
                          
5.489,60
                          
147,88
    
811.813,85
                 
17º LEN DIS-2016/ Nova regra
61.794,41
                        
48.037,99
                        
147,88
    
7.103.966,34
              
19º LEN DIS-2017/ Nova regra
20.275,09
                        
15.761,53
                        
147,53
    
2.325.323,99
              
19º LEN QTD-2017/ Nova regra
9.893,27
                          
7.690,87
                          
137,35
    
1.056.337,43
              
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T
(1.205,83)
                         
(937,39)
                            
300,17
    
(281.374,14)
                
1º LEN  redução COCAL A-4 2009-15 T
(751,23)
                            
(584,00)
                            
300,17
    
(175.296,10)
                
1º LEN A-4 2009-15 T
70.782,34
                        
55.025,06
                        
300,17
    
16.516.662,04
            
1º LEN A-4 2009-30 H
5.546,83
                          
4.312,02
                          
213,50
    
920.626,77
                 
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés
(120,58)
                            
(93,74)
                              
214,92
    
(20.146,71)
                  
1º LEN A-5 2010-15 T
107.283,40
                      
83.400,40
                        
265,52
    
22.144.315,10
            
1º LEN A-5 2010-30 H
110.643,78
                      
86.012,71
                        
214,92
    
18.486.068,80
            
01º LEN A-5 2010-30 H  - Retirada Porto Goés
(995,67)
                            
(774,02)
                            
214,92
    
(166.353,86)
                
3º LEN A-5 2011-15 T
192.241,23
                      
149.445,27
                      
287,02
    
42.893.732,43
            
3º LEN A-5 2011-30 H
204.458,43
                      
158.942,72
                      
220,65
    
35.070.806,99
            
5º LEN A-5 2012-15 T
314.370,96
                      
244.386,97
                      
243,95
    
59.618.848,07
            
5º LEN A-5 2012-30 H
145.391,49
                      
113.025,02
                      
226,45
    
25.594.327,10
            
7º LEN A-5 2013-15 T
94.017,17
                        
73.087,45
                        
243,05
    
17.763.847,84
            
10º LEN A-5 2015-30 H
36.932,16
                        
28.710,47
                        
151,46
    
4.348.591,98
              
11º LEN A-5 2015-30 H
107.117,28
                      
83.271,26
                        
99,76
      
8.307.349,27
              
15º LEN DIS20-2017/ Nova regra
12.097,95
                        
9.404,75
                          
109,68
    
1.031.543,67
              
15º LEN QTD30-2017/ Nova regra
51.178,41
                        
39.785,28
                        
116,57
    
4.637.691,98
              
3º LFA BIO-2016/ Nova regra
8.193,47
                          
6.369,47
                          
227,56
    
1.449.430,87
              
3º LFA EOL-2017/ Nova regra
650,40
                             
505,61
                             
189,46
    
95.790,55
                   
Estruturante Santo Antônio
315.713,04
                      
245.430,28
                      
136,76
    
33.565.973,19
            
Estruturante Santo Antônio - MCSD
3.311,44
                          
2.574,26
                          
136,76
    
352.065,36
                 
Estruturante Jirau
100.156,20
                      
77.859,83
                        
120,29
    
9.365.840,16
              
Estruturante Jirau - MCSD
4.922,22
                          
3.826,46
                          
120,29
    
460.288,39
                 
Estruturante Belo Monte
230.859,87
                      
179.466,78
                      
119,24
    
21.398.880,02
            
Estruturante Belo Monte
43.327,01
                        
33.681,73
                        
119,24
    
4.016.070,72
              
Estruturante Belo Monte - MCSD
159.812,46
                      
124.235,65
                      
119,24
    
14.813.348,14
            
Energia Base
1.668.404,02
                   
1.314.329,42
                   
71,34
      
93.768.700,98
            
Cota Angra I/Angra II
110.166,89
                      
85.641,99
                        
206,29
    
17.667.085,11
            
Cotas Lei n º 12783/2013
1.480.350,69
                   
1.150.801,00
                   
66,13
      
76.101.615,86
            
PROINFA
77.886,44
                        
77.886,44
                        
-
          
-
                              
Total
5.426.117,43
                   
4.235.515,85
                   
165,14
    
699.454.295,00
          
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 52581146003983ED CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
FRANCISCO DE MATTOS FAE
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 3.757.713,41 2.921.186,43 207,34 605.685.594,02  
4º LEE 2009-08 (MCSD) 18.835,82 14.642,67 178,93 2.620.036,98
4º LEE 2009-08 (MCSD) julho 33.033,70 25.679,87 178,93 4.594.941,28
12º LEE 2014 36M (MCSD) TM julho/ Nova regra 33.797,90 26.273,95 176,63 4.640.893,54
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra 12.004,80 9.332,34 176,63 1.648.415,79
12º LEE 2014 36M/ Nova regra 20.671,15 16.069,42 176,63 2.838.419,27
13º LEE 2014-05 DISP 47.085,88 36.603,81 370,90 13.576.342,82
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) julho/ Regra esp. do 13º LEE 177.828,00 138.240,65 320,12 44.253.038,79
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE 71.683,08 55.725,28 320,12 17.838.552,53
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE 120.457,96 93.642,09 320,12 29.976.328,73
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP 94.834,07 73.722,50 296,56 21.863.245,27
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) julho/ Nova regra 25.027,32 19.455,84 222,45 4.328.005,62
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra 7.516,08 5.842,88 222,45 1.299.765,08
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra 123.635,53 96.112,29 222,45 21.380.447,00
15º LEE DIS2-03ANOS 2.636,76 2.049,78 297,87 610.566,89
15º LEE DIS3-01ANOS 9.179,28 7.135,83 265,09 1.891.609,38
15º LEE QTD-03ANOS (MCSD) julho/ Nova regra 184.117,68 143.130,15 147,31 21.084.501,76
15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra 184.546,92 143.463,83 147,31 21.133.656,80
2º LEN A-3 2009-15 T 48.641,47 37.813,10 315,17 11.917.405,36
2º LEN A-3 2009-30 H 94.703,46 73.620,96 233,25 17.172.091,03
4º LEN A-3 2010-15 T 26.223,25 20.385,54 326,55 6.656.941,56
6º LEN A-3 2011-15 T 6.294,67 4.893,37 174,53 854.018,32
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra 7.061,63 5.489,60 147,88 811.813,85
17º LEN DIS-2016/ Nova regra 61.794,41 48.037,99 147,88 7.103.966,34
19º LEN DIS-2017/ Nova regra 20.275,09 15.761,53 147,53 2.325.323,99
19º LEN QTD-2017/ Nova regra 9.893,27 7.690,87 137,35 1.056.337,43
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T ( 1.205,83) ( 937,39) 300,17 (281.374,14)
1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T ( 751,23) ( 584,00) 300,17 (175.296,10)
1º LEN A-4 2009-15 T 70.782,34 55.025,06 300,17 16.516.662,04
1º LEN A-4 2009-30 H 5.546,83 4.312,02 213,50 920.626,77
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés ( 120,58) ( 93,74) 214,92 (20.146,71)
1º LEN A-5 2010-15 T 107.283,40 83.400,40 265,52 22.144.315,10
1º LEN A-5 2010-30 H 110.643,78 86.012,71 214,92 18.486.068,80
01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés ( 995,67) ( 774,02) 214,92 (166.353,86)
3º LEN A-5 2011-15 T 192.241,23 149.445,27 287,02 42.893.732,43
3º LEN A-5 2011-30 H 204.458,43 158.942,72 220,65 35.070.806,99
5º LEN A-5 2012-15 T 314.370,96 244.386,97 243,95 59.618.848,07
5º LEN A-5 2012-30 H 145.391,49 113.025,02 226,45 25.594.327,10
7º LEN A-5 2013-15 T 94.017,17 73.087,45 243,05 17.763.847,84
10º LEN A-5 2015-30 H 36.932,16 28.710,47 151,46 4.348.591,98
11º LEN A-5 2015-30 H 107.117,28 83.271,26 99,76 8.307.349,27
15º LEN DIS20-2017/ Nova regra 12.097,95 9.404,75 109,68 1.031.543,67
15º LEN QTD30-2017/ Nova regra 51.178,41 39.785,28 116,57 4.637.691,98
3º LFA BIO-2016/ Nova regra 8.193,47 6.369,47 227,56 1.449.430,87
3º LFA EOL-2017/ Nova regra 650,40 505,61 189,46 95.790,55
Estruturante Santo Antônio 315.713,04 245.430,28 136,76 33.565.973,19
Estruturante Santo Antônio - MCSD 3.311,44 2.574,26 136,76 352.065,36
Estruturante Jirau 100.156,20 77.859,83 120,29 9.365.840,16
Estruturante Jirau - MCSD 4.922,22 3.826,46 120,29 460.288,39
Estruturante Belo Monte 230.859,87 179.466,78 119,24 21.398.880,02
Estruturante Belo Monte 43.327,01 33.681,73 119,24 4.016.070,72
Estruturante Belo Monte - MCSD 159.812,46 124.235,65 119,24 14.813.348,14  
Energia Base 1.668.404,02 1.314.329,42 71,34 93.768.700,98  
Cota Angra I/Angra II 110.166,89 85.641,99 206,29 17.667.085,11
Cotas Lei n º 12783/2013 1.480.350,69 1.150.801,00 66,13 76.101.615,86
PROINFA 77.886,44 77.886,44 - -  
Total 5.426.117,43 4.235.515,85 165,14 699.454.295,00  

Fls. 17 Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
57. 
Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA7 e na DRP 
para a CEPISA, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 582.229.074,42 e R$ 
699.454.295,00. 
 
III.6. Parcela B 
 
58. 
O Fator X8 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na 
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que 
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa 
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
T
Q
Pd



X
Fator 
 
 
onde:  
 
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
59. 
A Resolução Homologatória nº 1.605/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os 
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 2,15% e 2,00%, respectivamente, a serem aplicados na 
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da CEPISA. 
 
60. 
Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior 
(agosto/2015) e do reajuste atual (setembro/2016), o valor do componente Pd do Fator X foi 
proporcionalizado, de modo a refletir o ganho de produtividade de todo o período, resultando em 2,33% 
 
61. 
Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, o componente Q (qualidade 
do serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da variação dos 
indicadores de DEC e FEC apurados nos últimos dois anos disponíveis.  
 
62. 
No da CEPISA, a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos de 2014 e 
2015 foi -10,63%, de modo que o valor do componente Q do Fator X a ser aplicado na atualização da Parcela 
B é de -0,24%. 
 
63. 
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 
                                                          
 
7 O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo 
preço médio de repasse do processo tarifário anterior. 
8 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
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Fls. 18 Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
civis de 2014 e 2015, não se verificou quaisquer efeitos tarifários a considerar no caso da CEAL em relação 
aos cálculos anteriores em que tais dados tenham sido utilizados.  
 
Tabela 9: Fator X 
 
  
64. 
Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M9 e do Fator X. A variação 
do IGP-M considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (agosto/2015) e do 
reajuste atual (setembro/2016) foi de 11,80%, enquanto o Fator X resultou em 4,09%.. A tabela abaixo 
demonstra o cálculo da Parcela B na DRP. 
 
Tabela 10: Cálculo da Parcela B 
 
 
 
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
65. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias. 
 
66. 
Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:  
 
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do 
Ministério da Fazenda (MF).  
 
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, e a nova 
metodologia de cálculo resultado da 4ª fase da Audiência Pública 78/2011, a apuração do 
saldo da CVA será realizada com base nos valores devidos de pagamentos, ao invés dos 
valores apresentados pelas concessionárias para o processo tarifário corrente. Os dados 
considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de 
                                                          
 
9 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. 
Componentes
Valor
Componente Pd do Fator X
2,33%
Componente T do Fator X
2,00%
Componente Q do Fator X
-0,24%
Fator X
4,09%
Descrição
Valores
Parcela B - DRA (R$)
423.057.064,36
          
IGP-M
11,80%
Fator X
4,09%
Parcela B - DRP (R$)
455.662.225,01
          
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de fiscalização, 
ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão incorporadas no 
processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa Selic. 
 
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados 
pela taxa média anual BM&F10, de 13,16% a.a.. 
 
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzido a parcela da receita decorrente da 
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta 
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos custos dos 
CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de competência de 
janeiro a setembro de 2015, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do PRORET.  
 
 Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das 
Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a 
cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para 
a CVA ESS/EER para as competências de janeiro a setembro de 2015. 
 
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita 
no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016. 
Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa decorrente de 
ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do repasse do resultado 
financeiro das compras e vendas no MCP com o consequente desaparecimento do Fator K; 
(ii) exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio dos 
contratos de compra de energia, exceto para contratos de disponibilidade e (iii) utilização 
dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos resultados do MCP 
para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços do Sistema. 
 
 Foi incluído no cálculo da CVAENERGIA o risco financeiro decorrente de diferenças de preços 
entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme critérios de rateio 
previstos nas regras de comercialização vigentes. A SGT apurou, com base nos relatórios 
da CCEE, o valor da exposição líquida das diferenças de preços de submercados, 
atualizado pela taxa SELIC, referente ao período de janeiro a setembro de 2015.  
 
 No cálculo da CVA ESS, CVA Energia e do Custo do MCP não foram consideradas as 
faturas ou custos das competências de outubro/2015 a junho/2016, visto que a CEPISA 
                                                          
 
10 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 
1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do 
reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos 
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a 
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias 
e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
encontra-se inadimplente na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e não 
efetuou o pagamento de algumas faturas dos geradores ou dos custos do MCP. 
 
 Logo, de acordo com a Portaria Interministerial nº 25/2002, apenas as faturas ou custos 
efetivamente pagos podem ser considerados na CVA. Portanto, a cobertura tarifária e os 
respectivos pagamentos desses meses de competência devem ser considerados no 
primeiro processo tarifário subsequente aos efetivos pagamentos. 
 
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo: 
 
 
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento 
 
 
 
 A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA relacionada aos 
custos de aquisição de energia representou o repasse negativo de R$ 59.248.110,53, com efeito no 
atual reajuste de -4,47%. O principal componente que impactou no saldo da CVAENERGIA foi os 
contratos de cota de garantia física, cuja participação no mix de contratação da CEPISA desses 
contratos foi de 36%. Os custos dos contratos de cotas de garantia física tiveram valores majorados 
devido ao Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação 
de Cotas de Garantia Física e Potência, onde foi incorporada nova parcela de custo relacionado ao 
Retorno da Bonificação pela Outorga11. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
                                                          
 
11 Previsto na Lei n° 13.203/2015. 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
7.737.863,41
            
9.669.800,60
            
10.333.003,07
                 
CVA CDE Energia
5.446.891,64
            
6.338.024,83
            
6.772.717,74
                   
CVA Rede Básica
11.909.308,05
          
12.629.195,28
          
13.495.367,58
                 
CVA Compra Energia
(55.571.530,17)
         
(55.445.392,89)
         
(59.248.110,53)
               
CVA Proinfa
5.427.573,40
            
5.764.456,72
            
6.159.811,50
                   
CVA ESS/ERR
(7.683.936,85)
           
(9.072.876,20)
           
(9.695.138,66)
                 
Total
(32.733.830,51)
         
(30.116.791,66)
         
(32.182.349,30)
               
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12 Meses
Delta 5 ° D i a Ú t i l A nterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)  
CVA CDE 7.737.863,41 9.669.800,60 1 0.333.003,07
CVA CDE Energia 5.446.891,64 6.338.024,83 6 .772.717,74
CVA Rede Básica 11.909.308,05 12.629.195,28 1 3.495.367,58
CVA Compra Energia ( 55.571.530,17) ( 55.445.392,89) (59.248.110,53)
CVA Proinfa 5.427.573,40 5.764.456,72 6 .159.811,50
CVA ESS/ERR ( 7.683.936,85) ( 9.072.876,20) (9.695.138,66)  
Total ( 32.733.830,51) ( 30.116.791,66) ( 32.182.349,30)  

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Processo nº 48500.001087/2016-01 
Composição do Mix na CVA  
 
34%
23%
3%
2%
2%
36%
0%
Qm (MWh)
CCEAR-Q
CCEAR-D
MCSD
CCEN
PROINFA
CCGF
CCEAR-A
 
 
Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT 
 
 
(4,07%)
(4,77%)
2,95% 
0,14% 
0,00% 
5,94% 
0,58% 
(7,26%)
1,97% 
(8,00%)
(6,00%)
(4,00%)
(2,00%)
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
CCEAR-Q
CCEAR-D
MCSD
CCEN
PROINFA
CCGF
CCEAR-A
Receita de
Bandeiras
Alocada
Energia
DEMAIS
CUSTOS
%CVA Energia no processo tarifário
 
 
 
 
 
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5,94%                        
                        
2,95%                1,97%        
                        
            0,14% 0,00%    0,58%        
C  CEAR-  Q C  CEAR  -D MCSD CCEN PROINFA CCGF CCEAR-A Re
Ba          ceita
ndeir  de DEMAIS
as CUSTOS    
        A
E          locad
nergi  a
a    
(4,07%)
(4,77%)                        
                        

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Processo nº 48500.001087/2016-01 
CVA Energia  
 
-200,00
-100,00
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
Milhões
Cobertura tarifária (R$)
Pagamento CVA após limite de repasse (R$)
 
 
 
 
ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, foi verificado 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.  
 
 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 nº 505/2016-SFF/ANEEL, de 14/9/2016. Destaca-se que a SFF afirmou 
que a fiscalização da compra de energia se estenderá para o processo de fiscalização 
do processo do ano que vem, em virtude da necessidade de se garantir o direito de 
ampla defesa e contraditório da Concessionária. Além disso, os saldos fiscalizados da 
CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, tendo 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.  
 
 No saldo a compensar analisado também está contemplado o financeiro de saldo a 
compensar da reversão da RTE realizada no processo tarifário de 2015.  
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
 
 
iii) 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 valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto 
Prazo foram:  
 
 a) Para o ano civil de 2015: Exposição de energia de 368.193,44 MWh. O referido valor 
já é definitivo e é inferior ao valor do Despacho n° 2.271, de 25 de agosto de 2016. 
Além disso, o referido montante de energia foi obtido com base em dados fornecidos 
pela CCEE. Em função da inadimplência da CEPISA com o MCP, o ajuste financeiro 
das operações no mercado de curto prazo foi feito até setembro de 2015, gerando um 
repasse tarifário de R$ -12.628.451,21, a preços de setembro/16. 
 
 Dos valores descritos acima foram deduzidos os valores repassados pela Conta 
Bandeira à concessionária entre janeiro e setembro de 2015, de R$ -56.598.710,64, a 
título de Exposição Involuntária, nos termos do inciso I do Art 4º-A do Decreto 
7.891/2013.  
 
 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, não se 
observando diferença financeira.  
 
 Foi feito o ajuste relativo ao MAC da UHE Santo Antônio12 e MAC Exportação ao SIN 
AMAZONAS ENERGIA no cálculo da exposição ao mercado de curto prazo que 
resultou em um valor de  R$ (245.622,99), atualizado para a taxa Selic. 
  
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula 
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão anterior, a neutralidade dos encargos refere-
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 processo tarifário anterior, 
devidamente atualizadas pela taxa SELIC. 
 
v) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram 
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de agosto de 2015 a junho de 2016, 
atualizados pela taxa SELIC, conforme Submódulo 4.4 do PRORET, resultante da 4ª fase da AP ° 078/2011, 
tendo sido fiscalizados13 pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF. 
 
                                                          
 
12 Conforme determinação no voto do Diretor Relator (parágrafo 76, alínea a) do processo tarifário 48500.006196/2014-45, 
referente ao reajuste da CPFL Piratininga de 2015, foi feito recálculo do valor relativo ao ano civil de 2014, decorrente da 
redução do montante contratual de Santo Antônio contabilizada pela CCEE em julho de 2014. 
13 Memorando nº. 326/2016-SFF/ANEEL, de 15/6/2016. 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
vi) Ajuste Financeiro CUSD. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da Portaria 
Interministerial n° 25/2002 e conforme dispõe o Submódulo 4.4 do PRORET, ajustou-se financeiramente os 
custos decorrentes dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSDs) firmados entre a CEPISA e 
a distribuidora CELPE, COELCE e CEMAR. 
 
vii) Diferencial Eletronuclear. É a diferença14 entre a tarifa praticada e a de referência entre 
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. Neste reajuste, está sendo considerado 
o ajuste, de R$ 87.894,35, relativo ao descasamento entre a cobertura tarifária concedida no processo 
tarifário anterior, para os 12 meses subsequentes, e o pagamento das parcelas mensais, realizado até 
dezembro de 2015.  
 
viii) Reversão de financeiros pela postergação da data contratual. Em consequência da 
publicação da Portaria MME nº 423, a qual designou a CEPISA como Responsável pela Prestação do 
Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, com vistas a garantir a continuidade do serviço, houve 
alteração de data de aniversário contratual de 28 de agosto para 28 de setembro. Assim, foi efetuada a 
reversão da parcela da receita correspondente aos componentes financeiros faturados nesse período 
adicional de vigência das tarifas homologadas no ano anterior, totalizando (R$ 4.037.814,05), para a 
componente TE (energia) e (R$ 2.426.795,12), para a componente TUSD (uso). 
 
ix) Reversão do financeiro da RTE aplicado no período de inadimplência. O 
processamento do reajuste tarifário anual de 2015 da CEPISA foi suspenso por 11 dias, entre os dias 28 de 
agosto de 2015 e 07 de setembro de 2015, visto que a concessionária encontrava-se inadimplente com suas 
obrigações intrassetoriais. Nesse período, foram mantidas e praticadas as tarifas de aplicação da Revisão 
Tarifária Extraordinária de 2015, conforme estabeleceu a Resolução Homologatória nº 1.941/2015. Tal 
medida encontra amparo no art. 10 da Lei nº 8.631 e tem caráter punitivo para desestimular inadimplências 
no setor elétrico, imputando ao agente devedor perda de receita sem possibilidade de recuperação. Somente 
no dia 08 de setembro de 2015, após a concessionária ter quitado as pendências com as obrigações 
intrassetoriais, foi concluído o processamento do Reajuste Tarifário Anual de 2015 da CEPISA, com a 
publicação no D.O.U da Resolução Homologatória nº 1.949/2015. 
 
 Nesse sentido, segundo regulamenta o Submódulo 3.1 do PRORET, “Os 
Componentes Financeiros previstos na legislação pertinente não fazem parte da 
base tarifária, ou seja, não compõem a tarifa econômica da distribuidora. São 
valores apurados anualmente, positivos ou negativos, que são repassados às 
tarifas da distribuidora para compensação no período de 12 (doze) meses 
subsequentes ao reajuste tarifário em processamento.”. 
   
 Portanto, os componentes financeiros da tarifa de aplicação da RTE 2015, que são 
aqueles do reajuste de 2014 acrescidos dos financeiros da revisão extraordinária 
                                                          
 
14 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, conforme parcelas homologadas pela Resolução Homologatória 1.585/2013. 
Esse ajuste será considerado até o processo tarifário de 2016. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
de 2015, deveriam ter sido percebidos pelos consumidores somente até a data de 
aniversário da concessão em 2015, ou seja, no período determinado de 12 meses, 
sob o risco de imputar aos consumidores o ônus por atos de responsabilidade 
exclusiva da Concessionária, qual seja, manter-se adimplente segundo as 
obrigações legais.   
 
 Assim, está sendo revertido o valor de (R$ 3.428.403,09), atualizado pela SELIC, 
correspondente à receita faturada proveniente de componentes financeiros 
presentes na tarifa de aplicação da RTE 2015, para os dias em que a 
Concessionária esteve inadimplente e impedida de aplicar as novas tarifas, a saber: 
4 dias referentes ao mês de agosto e 07 dias do mês de setembro de 2015. 
 
x) 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 
 
xi) Penalidade por descumprimento de meta de universalização. Conforme Despacho  
n° 2154, de 24 de maio de 2011 (Processo 48500.001109/2009-04) e Resolução Normativa nº 238, de 28 
de novembro de 2006, que alterou os critérios de aplicação de penalidades, estabelecidos pelo art. 14 da 
Resolução nº 223, de 29 de abril de 2003, referentes ao não cumprimento, por parte das concessionárias e 
permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, das metas estabelecidas para o 
Programa de Universalização, foi calculado, a título de penalidade por não cumprimento de metas de 
universalização, o valor de R$ (1.551.566,18), que foi dividido em quatro parcelas para consideração nos 
processos tarifários. Para este reajuste está sendo considerada a última parcela da penalidade no valor de 
R$ (488.565,92), já devidamente atualizado pelo IGP-M para setembro/16. 
 
xii) 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. A 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.  
 
 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. 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
 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 e já não tenham sido revertidos no último processo tarifário. 
 
 Portanto, está sendo revertido o valor de -R$ 20.086.819,65, devidamente atualizado 
pela SELIC, referente à receita faturada no período remanescente de 1º de julho de 
2015 a 28 de agosto de 2015, proveniente dos componentes financeiros de CDE 
estabelecidos na RTE. Já para o componente financeiro de Compra de Energia 
estabelecido na RTE, está sendo revertida a receita faturada para o período de 1º de 
junho de 2015 a 28 de agosto de 2015, totalizando R$ 4.369.192,84, atualizada pela 
SELIC.  
 
 O saldo a compensar dessa reversão será apurado, no próximo reajuste tarifário, 
seguindo a mesma sistemática de cálculo da CVA saldo a compensar.  
 
 
67. 
A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Tabela 12: Componentes Financeiros 
 
 
 
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
68. 
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. 
 
69. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são 
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. 
 
70. 
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. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
13.570.393,65
          
1,02%
CVA em Processamento - Energia comprada
(59.248.110,53)
         
-4,47%
CVA em Processamento - Transmissão
13.495.367,58
          
1,02%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(4.146.476,16)
           
-0,31%
Neutralidade dos Encargos
(7.984.698,07)
           
-0,60%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(12.628.451,21)
         
-0,95%
Recálculo MCP 2014
(245.622,99)
              
-0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
761.703,03
               
0,06%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
(740,52)
                     
0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
4.369.192,84
            
0,33%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(13.139.761,49)
         
-0,99%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(6.947.058,16)
           
-0,52%
Repasse de compensação DIC/FIC
(24.052,32)
                
0,00%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização
(488.565,92)
              
-0,04%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
87.894,35
                 
0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
(4.037.814)
                
-0,30%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(2.426.795)
                
-0,18%
Reversão de Financeiros por Inadimplência - Componente TE
(2.602.549)
                
-0,20%
Reversão de Financeiros por Inadimplência - Componente TUSD
(825.854)
                   
-0,06%
Total
(82.461.998,17)
         
-6,22%
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COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 13.570.393,65 1,02%
CVA em Processamento - Energia comprada ( 59.248.110,53) -4,47%
CVA em Processamento - Transmissão 13.495.367,58 1,02%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 4.146.476,16) -0,31%
Neutralidade dos Encargos ( 7.984.698,07) -0,60%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 12.628.451,21) -0,95%
Recálculo MCP 2014 ( 245.622,99) -0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 761.703,03 0,06%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs ( 740,52) 0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia 4.369.192,84 0,33%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 13.139.761,49) -0,99%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia ( 6.947.058,16) -0,52%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 24.052,32) 0,00%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização ( 488.565,92) -0,04%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 87.894,35 0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE ( 4.037.814) -0,30%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD ( 2.426.795) -0,18%
Reversão de Financeiros por Inadimplência - Componente TE ( 2.602.549) -0,20%
Reversão de Financeiros por Inadimplência - Componente TUSD ( 825.854) -0,06%  
Total ( 82.461.998,17) -6,22%  

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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
 
71. 
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 foram considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do 
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de 2015.  
 
72. 
Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras 
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA 
e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da CEPISA não sofresse um aumento adicional médio de 
14,84%.   
 
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
73. 
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. 
 
74. 
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. 
 
75. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a 
distribuidora no período de competência de setembro/2016 a agosto/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 agosto/2015 a agosto/2016.  
 
Tabela 13: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás 
 
 
 
VI. Metodologia para o cumprimento de decisões liminares relativas ao pagamento da CDE  
 
76. 
Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem ajuizando 
ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas controversas no 
orçamento anual da CDE. 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Geração Fonte Incentivada
(61.976,09)
                    
146.302,62
                    
84.326,53
                      
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
17.820,33
                      
693.687,78
                    
711.508,12
                    
Subsídio Rural
66.916,47
                      
1.660.672,67
                 
1.727.589,14
                 
Subsídio Irrigante/Aquicultor
283.169,92
                    
176.627,24
                    
459.797,16
                    
Total
305.930,64
                    
2.677.290,31
                 
2.983.220,95
                 
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TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)  
Subsídio Geração Fonte Incentivada (61.976,09) 1 46.302,62 8 4.326,53
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 1 7.820,33 6 93.687,78 7 11.508,12
Subsídio Rural 6 6.916,47 1 .660.672,67 1 .727.589,14
Subsídio Irrigante/Aquicultor 2 83.169,92 1 76.627,24 4 59.797,16  
Total 3 05.930,64 2 .677.290,31 2 .983.220,95  

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Processo nº 48500.001087/2016-01 
 
77. 
A primeira decisão liminar favorável foi mediante ação ajuizada pela Associação Brasileira 
de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE no Processo Judicial n. 26648-
39.2015.4.01.3400.  
 
78. 
Para cumprir a decisão liminar favorável aos membros da ABRACE, foi preciso desenvolver 
metodologia específica para o cálculo das cotas anuais da CDE e do correspondente encargo tarifário, de 
forma não prevista na legislação e na regulação vigentes.  
 
79. 
Para isso, foi aberta a Audiência Pública nº 57/2015 que teve como resultado final a 
Resolução Homologatória nº 1.967/2015 e o Despacho nº 3.312/2015 estabelecendo, resumidamente, duas 
ações para incorporar a liminar da ABRACE ao processo tarifário: (i) publicar tarifas específicas para os 
associados da ABRACE, para os dois ambientes de contratação (LIVRE e CATIVO) e para as modalidades 
tarifárias aplicáveis a cada subgrupo tarifário de acordo com o mercado fornecido pela distribuidora; e (ii) 
reconhecer um financeiro da diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada no último processo tarifário e a 
nova tarifa aprovada pela REH nº 1.967/2015, considerando o mercado faturado dos consumidores 
ABRACE. 
 
80. 
No entanto, com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da 
CDE após a liminar concedida à ABRACE, a decisão da ANEEL quanto a metodologia de aplicação das 
liminares mostrou-se impraticável do ponto de vista operacional tanto para a Agência quanto para as 
distribuidoras. 
 
81. 
Dessa maneira, a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 
2.083/201615, de 14 de junho de 2016, publicar as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de 
consumidores beneficiados, de tal forma que as distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE 
considerando as novas tarifas publicadas, com vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus 
efeitos.  
 
82. 
Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à Eletrobras as cotas da CDE fixadas 
pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma competência, e observando a 
diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à ELETROBRAS sobre as glosas 
realizadas. 
 
83. 
Além disso, será realizado o estorno dos efeitos das liminares repassados às tarifas das 
distribuidoras nos processos tarifários subsequentes à publicação da REH nº 2.083/2016 e a SFF ficará 
responsável por fiscalizar o efeito das liminares no faturamento das distribuidoras e transmissoras, no 
pagamento das cotas à Eletrobrás e nos reembolsos da CDE aos beneficiários.  
 
VII. 
Análise dos Resultados 
 
                                                          
 
15 Publicada em 16 de junho de 2016. 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
84. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEPISA - Companhia Energética do Piauí conduz a 
um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 0,44%, sendo de 0,51%, em média, para 
os consumidores conectados na Alta Tensão e de 0,42%, em média, para os consumidores conectados na 
Baixa Tensão.  
 
Tabela 14: Efeito médio  
 
 
85. 
O efeito médio de 0,44% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da inclusão 
dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses 
subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário 
anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
86. 
A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de 
13,28%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A e a B na Data do Reajuste Anterior – DRA 
apenas os custos estabelecidos no reajuste de 2015. 
 
87. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em 10,66% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 2,62%.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
0,51%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
0,42%
Efeito Médio AT+BT
0,44%
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
Tabela 15: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 
88. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -6,22% no atual 
reajuste da CEPISA. 
 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
822.237.017,10
        
954.946.768,60
        
16,14%
10,66%
67,70%
Encargos Setoriais
192.761.914,61
        
203.312.574,51
        
5,47%
0,85%
14,41%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
1.461.698,13
            
1.576.100,00
            
7,83%
0,01%
0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
36.512.707,92
          
22.817.614,11
          
-37,51%
-1,10%
1,62%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
17.699.373,64
          
18.687.545,11
          
5,58%
0,08%
1,32%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
75.855.784,91
          
76.635.402,30
          
1,03%
0,06%
5,43%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
32.312.495,72
          
47.799.385,03
          
47,93%
1,24%
3,39%
PROINFA
16.982.702,98
          
23.679.678,98
          
39,43%
0,54%
1,68%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
11.894.030,97
          
12.074.663,58
          
1,52%
0,01%
0,86%
ONS
43.120,35
                 
42.185,40
                 
-2,17%
-0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
47.246.028,06
          
52.179.899,09
          
10,44%
0,40%
3,70%
Rede Básica
31.631.492,15
          
33.145.355,41
          
4,79%
0,12%
2,35%
Rede Básica Fronteira
11.190.677,04
          
14.310.344,21
          
27,88%
0,25%
1,01%
Rede Básica ONS (A2)
184.800,00
               
204.120,00
               
10,45%
0,00%
0,01%
Conexão
3.974.374,36
            
4.266.692,09
            
7,36%
0,02%
0,30%
Uso do sistema de distribuição e CCD
264.684,51
               
253.387,39
               
-4,27%
-0,00%
0,02%
Custos de Aquisição de Energia
582.229.074,42
        
699.454.295,00
        
20,13%
9,41%
49,59%
PARCELA B
423.057.064,36
        
455.662.225,01
        
7,71%
2,62%
32,30%
IRT considerando a variação tarifária do IRT 2015
1.245.294.081,46
     
1.410.608.993,61
     
13,28%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-6,22%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
1,02%
CVA em Processamento - Energia comprada
-4,47%
CVA em Processamento - Transmissão
1,02%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-0,31%
Neutralidade dos Encargos
-0,60%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-0,95%
Recálculo MCP 2014
-0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,06%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
0,33%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-0,99%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,52%
Repasse de compensação DIC/FIC
0,00%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização
-0,04%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
-0,30%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,18%
Reversão de Financeiros por Inadimplência - Componente TE
-0,20%
Reversão de Financeiros por Inadimplência - Componente TUSD
-0,06%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-6,62%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
0,44%
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 52581146003983ED CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
FRANCISCO DE MATTOS FAE
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Participação no Participação na
DRA (R$) DRP (R$) Variação
Reajuste Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 822.237.017,10 954.946.768,60 16,14% 10,66% 67,70%      
Encargos Setoriais 192.761.914,61 203.312.574,51 5,47% 0,85% 14,41%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 .461.698,13 1 .576.100,00 7,83% 0,01% 0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 3 6.512.707,92 2 2.817.614,11 -37,51% -1,10% 1,62%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 1 7.699.373,64 1 8.687.545,11 5,58% 0,08% 1,32%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 7 5.855.784,91 7 6.635.402,30 1,03% 0,06% 5,43%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 3 2.312.495,72 4 7.799.385,03 47,93% 1,24% 3,39%
PROINFA 1 6.982.702,98 2 3.679.678,98 39,43% 0,54% 1,68%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 1.894.030,97 1 2.074.663,58 1,52% 0,01% 0,86%
ONS 4 3.120,35 4 2.185,40 -2,17% -0,00% 0,00%      
Custos de Transmissão 4 7.246.028,06 5 2.179.899,09 10,44% 0,40% 3,70%      
Rede Básica 3 1.631.492,15 3 3.145.355,41 4,79% 0,12% 2,35%
Rede Básica Fronteira 1 1.190.677,04 1 4.310.344,21 27,88% 0,25% 1,01%
Rede Básica ONS (A2) 1 84.800,00 2 04.120,00 10,45% 0,00% 0,01%
Conexão 3 .974.374,36 4 .266.692,09 7,36% 0,02% 0,30%
Uso do sistema de distribuição e CCD 2 64.684,51 2 53.387,39 -4,27% -0,00% 0,02%      
Custos de Aquisição de Energia 5 82.229.074,42 6 99.454.295,00 20,13% 9,41% 49,59%      
PARCELA B 423.057.064,36 455.662.225,01 7,71% 2,62% 32,30%      
IRT considerando a variação tarifária do IRT 2015 1.245.294.081,46 1.410.608.993,61 13,28% 100,00%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -6,22%      
CVA em Processamento - Encargos Setoriais    1,02%  
CVA em Processamento - Energia comprada -4,47%
CVA em Processamento - Transmissão 1,02%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,31%
Neutralidade dos Encargos -0,60%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,95%
Recálculo MCP 2014 -0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,06%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia 0,33%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -0,99%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,52%
Repasse de compensação DIC/FIC 0,00%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização -0,04%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,30%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,18%
Reversão de Financeiros por Inadimplência - Componente TE -0,20%
Reversão de Financeiros por Inadimplência - Componente TUSD -0,06%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -6,62%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 0,44%      

Fls. 32 Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
89. 
Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste 
tarifário anual de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa 
uma redução de -6,62% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos 
consumidores. 
 
90. 
O Valor da Parcela A apresentou uma variação de 16,14% em relação ao Reajuste de 2015, 
representando 10,66% na composição do efeito médio, com destaque para: 
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de 5,47% 
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito 
médio de 0,85%. Destaca-se, principalmente, o aumento na cota de ESS/ERR, que contribuiu para um efeito 
médio de 1,24% no atual reajuste da CEPISA. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de 10,44% em relação ao Reajuste de 2015, 
correspondendo a um efeito médio de 0,40%.  
 
iii) Compra de Energia. Variação de 20,13% em relação ao processo anterior, contribuindo 
para um efeito médio de 9,41%. A principal razão foi o aumento de 77% no preço da energia proveniente 
das cotas da Lei 12.783/2013. 
 
91. 
A Tabela 18 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em 
relação ao processo anterior. 
 
Tabela 16: Comparação da variação do custo de energia 
 
 
 
92. 
A atualização da Parcela B representou 2,62% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X.  
  
93. 
O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova 
Receita Anual da concessionária. 
 
 
 
Tipo de contrato
Processo DRA
Processo atual
Variação
Processo DRA
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
149.295,76
153.735,99
2,97%
263,80
317,47
20,35%
Existente - CCEAR-QTD
347.479,44
1.013.155,95
191,57%
222,75
225,54
1,25%
Nova e Alternativa- CC
1.012.747,98
977.863,64
-3,44%
240,55
252,29
4,88%
Nova e Alternativa- CC
740.248,40
754.855,59
1,97%
183,64
194,87
6,11%
Madeira e Belo Monte
517.273,66
858.102,23
65,89%
119,63
125,88
5,22%
Cota Angra I e Angra II
118.336,82
110.166,89
-6,90%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/20
1.726.987,07
1.480.350,69
-14,28%
37,27
66,13
77,43%
Proinfa
76.432,83
77.886,44
1,90%
0,00
0,00
-
Sobra (-) / Exposição (+
-427.892,25
-1.190.601,58
178,2%
139,14
168,23
20,9%
TOTAL
4.260.909,70
4.235.515,85
-0,6%
136,64
165,14
20,9%
Custo unitário (R$/MWh)
Montante de energia (MWh)
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 52581146003983ED CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
FRANCISCO DE MATTOS FAE
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  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo DRA Processo atual Variação  Processo DRA Processo atual Variação  
Existente - CCEAR-DS
Existente - CCEAR-QT
Nova e Alternativa- CC
Nova e Alternativa- CC
Madeira e Belo Monte
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/20
Proinfa  P 149.295,76 153.735,99 2,97%
D 347.479,44 1.013.155,95 191,57%
EAR-DSP1.012.747,98 977.863,64 -3,44%
EAR-QTD 740.248,40 754.855,59 1,97%
517.273,66 858.102,23 65,89%
118.336,82 110.166,89 -6,90%
13 1.726.987,07 1.480.350,69 -14,28%
76.432,83 77.886,44 1,90%  263,80 317,47 20,35%
222,75 225,54 1,25%
240,55 252,29 4,88%
183,64 194,87 6,11%
119,63 125,88 5,22%
162,09 206,29 27,27%
37,27 66,13 77,43%
0,00 0,00 -  
Sobra (-) / Exposição (  +) -427.892,25 -1.190.601,58 178,2%  139,14 168,23 20,9%  
TOTAL  4.260.909,70 4.235.515,85 -0,6%  136,64 165,14 20,9%  

Fls. 33 Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
 
 
94. 
O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 22,8% para o ICMS e 6,6% 
para o PIS e COFINS (total de 29,4% por dentro), o que equivale a uma majoração de 41,7% por fora sobre 
o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
 
 
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
 
95. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da CEPISA nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (85,2%) e IPCA (77,0%) no mesmo 
período. 
Custo de       
Distribuição
32,3%
Custo de            
Energia
49,6%
Custo de     
Transmissão
3,7%
Encargos          
Setoriais
14,4%
Custo de       
Distribuição
22,8%
Custo de            
Energia
35,0%
Custo de     
Transmissão
2,6%
Encargos          
Setoriais
10,2%
ICMS 22,8%
PIS/COFINS 6,6%
Tributos
29,4%
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Fls. 34 Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
 
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)  
 
 
96. 
Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da 
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das distribuidoras 
e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação acumulada do IPCA 
até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória nº 1.121, de 15/3/2011. 
 
 
VIII. 
DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
97. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo 
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004; a Portaria MME nº 388/2016 e a Cláusula Sétima do Contratos de 
Concessão nº 004/2001. 
 
IX. DA CONCLUSÃO 
 
98. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº. 004/2001, no que consta 
do Processo nº 48500.001069/2016-11 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
i) 
pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de 7,06% a ser aplicado 
às tarifas da CEPISA, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos 
361,60
387,23
364,49
373,14
419,86
442,58
325,73
406,20 418,03
439,87
442,10
ago/07
ago/08
ago/09
ago/10
ago/11
ago/12
ago/13
ago/14
mar/15
ago/15
set/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
650,00
700,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 52581146003983ED CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
FRANCISCO DE MATTOS FAE
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
    
    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
  Variação IPCA  
    
442,58 439,87
419,86 418,03    
406,20
387,23
373,14
361,60 364,49    
325,73    
    
    
    

Fls. 35 Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
consumidores de 0,44% sendo de 0,51% em média para os consumidores 
conectados em Alta Tensão (AT) e de 0,42% em média para aqueles conectados em 
Baixa Tensão (BT); 
 
ii) 
pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da CEPISA; 
 
iii) 
pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de 
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; 
 
iv) 
pela aprovação, para fins de cálculo do atual reajuste tarifário, da previsão anual dos 
Encargos de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER; e 
 
v) 
pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora 
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária; 
 
 
X.  DA RECOMENDAÇÃO 
 
99. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ 
Analista Administrativo 
RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
 
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO  
Especialista em Regulação 
 
 
De acordo: 
 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 52581146003983ED CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
FRANCISCO DE MATTOS FAE
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO