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VOTO 
PROCESSO: 48500.001088/2016-48 
INTERESSADO: Light Serviços de Eletricidade S.A. - Light 
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega 
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da Light Serviços de Eletricidade S.A. - Light, a vigorar a partir de 
7 de novembro de 2016 
I. RELATÓRIO 
A Light Serviços de Eletricidade S.A. - Light é concessionária1 do serviço público de distribuição 
de energia elétrica e atende cerca de 3,8 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica 
representa faturamento anual da ordem de R$ 10,3 bilhões. 
2. 
No processo tarifário de 2015, as tarifas da Light foram, em média, reajustadas em 16,78%, 
sendo 15,56% referentes ao reajuste tarifário econômico e 9,55% relativos aos componentes financeiros 
pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.982, de 5 de novembro de 2015. 
3. 
Por meio da Resolução Homologatória nº 2.069, de 26 de abril de 2016, foram republicados os 
resultados do reajuste de 2015 da Light para atender determinação judicial expedida pelo Juízo da 6ª Vara da 
Seção Judiciária do Distrito Federal na Ação nº 006783937.2015.4.01.3400/DF. 
4. 
A Light, mediante a Correspondência P-31/2016, de 14 de outubro de 20162, solicitou a 
suspensão do processo “[...] em virtude do início do processo de assinatura do termo aditivo e antecipação do 
reposicionamento tarifário (Carta da LIGHT sob o nº 48513.025761/2016), autorizados pelo Despacho ANEEL 
nº 2.194/2016”. 
5. 
Em 27 de outubro de 2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho 
de Consumidores da Light, as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução 
Normativa nº 652, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 dos 
Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret. 
                                                     
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 1/1996-ANEEL. 
2 Protocolada sob o SIC nº 48513.025992/2016-00

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6. 
A SGT, por meio da Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016, 
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da Light. 
7. 
A Procuradoria Federal junto à ANEEL – PF conheceu da minuta de Resolução e a chancelou. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
8. 
Deve-se, de início, indeferir o pedido de suspensão do processo em decorrência do pedido de 
assinatura do termo aditivo e antecipação do reposicionamento tarifário, haja vista que o Contrato de 
Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 1/1996-ANEEL, ora em vigor, estabelece 
7 de novembro de 2016 como a data do reajuste tarifário anual da Concessionária. 
9. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da Light conduz ao efeito médio nas tarifas a ser percebido 
pelos consumidores de -12,25%, sendo de -13,32%, em média, para os consumidores conectados na alta 
tensão e de -11,73%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
10. 
O efeito médio de -12,25% decorre: a) do reajuste dos itens de custos da Parcela A e da B, 
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário, IRT, estabelecido no Contrato de Concessão; b) da retirada 
dos componentes financeiros estabelecidos no reajuste de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em 
processamento; e c) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para 
compensação nos 12 meses subsequentes. 
11. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -1,23%, ao se 
adotar como base de comparação, além dos custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, os 
custos decorrentes do recálculo determinado pela decisão judicial expedida no Agravo de Instrumento da Ação 
nº 006783937.2015.4.01.3400/DF3, com componente financeiro de 0,38%. 
                                                     
3 Maiores detalhes serão apresentados na seção relativa aos componentes financeiros. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-13,32%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-11,73%
Efeito Médio AT+BT
-12,25%

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12. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da 
Light, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para a redução tarifária de - 4,23%. 
13. 
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros incluídos nas tarifas no processo anterior, 
representa a redução de -6,79% no atual reajuste. 
14. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -12,25% [-12,25% 
= -1,23% - 4,23% - 6,79%], é resultante dos seguintes movimentos tarifários: 
a) do IRT de -1,23% resultante da atualização dos custos da Parcela A e da B, que incorpora 
os efeitos do recálculo determinado pela decisão judicial expedida no Agravo de 
Instrumento da Ação nº 006783937.2015.4.01.3400/DF; 
b) da retirada dos componentes financeiros fixados no reajuste de 2015, de -6,79%, e 
c) da inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de 
-4,23%. 
15. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
16. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

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Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
IRT econômico 
Parcela A 
17. 
Os custos da Parcela A representam 75,11% dos custos da Concessionária. A variação desses 
custos representou -2,95 pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário. 
18. 
O valor total dos encargos setoriais foi reduzido em -3,87% em comparação com os valores 
referentes à 2015, correspondendo ao efeito tarifário médio de -0,85%. Desses encargos, destaca-se a redução 
da Conta de Desenvolvimento Energético, CDE, com efeito médio a ser percebido pelos consumidores de             
-3,11%, em razão, principalmente, do ajuste da quota estabelecida para a Concessionária. Frisa-se ainda a

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majoração da previsão para os dispêndios com o Encargo de Serviços e Sistema - ESS, e com o Encargo de 
Energia de Reserva - EER, que impactaram em 2,31% o reajuste. 
19. 
O custo de compra de energia sofreu a variação de -4,96% em relação ao processo anterior, 
contribuindo para a redução tarifária de -2,57%. Esse decréscimo foi influenciado, sobretudo, pelo reajuste do 
Contrato Bilateral com a Usina Termelétrica Norte Fluminense, decorrente da atualização do preço de 
combustível e do Dólar, e do Contrato de Itaipu, decorrente da redução de tarifa de potência de Itaipu e da 
atualização do Dólar. 
20. 
A Tabela 3 apresenta o detalhamento da compra de energia da Concessionária e o Gráfico 2 
apresenta o efeito de cada modalidade de compra de energia no atual reajuste. 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
 
 
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
354.706,35
411.276,90
15,95%
229,41
340,29
48,33%
Existente - CCEAR-QTD
1.461.480,41
2.511.661,15
71,86%
229,10
239,66
4,61%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
3.410.509,56
3.695.748,42
8,36%
216,09
269,66
24,79%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.514.372,95
1.574.463,89
3,97%
179,53
194,06
8,09%
Ajuste - CCEAR
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Madeira e Belo Monte
1.061.193,03
1.689.405,29
59,20%
116,62
123,83
6,18%
Bilateral
6.059.521,17
6.351.000,00
4,81%
267,58
225,35
-15,78%
Cota Angra I e Angra II
849.969,26
870.069,64
2,36%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
8.244.092,00
7.559.202,88
-8,31%
35,82
64,94
81,30%
Geração Própria
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Itaipu
4.863.056,58
5.088.686,40
4,64%
325,17
180,15
-44,60%
Montante de Reposição
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Proinfa
501.101,49
539.412,54
7,65%
285,25
382,14
33,96%
Sobra (-) / Exposição (+)
151.391,63
-2.188.309,83
-1545,5%
186,37
177,19
-4,9%
TOTAL
28.471.394,42
28.102.617,29
-1,3%
188,11
181,12
-3,7%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação  
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Ajuste - CCEAR
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Geração Própria
Itaipu
Montante de Reposição
Proinfa  354.706,35 411.276,90 15,95%
1.461.480,41 2.511.661,15 71,86%
3.410.509,56 3.695.748,42 8,36%
1.514.372,95 1.574.463,89 3,97%
0,00 0,00 -
1.061.193,03 1.689.405,29 59,20%
6.059.521,17 6.351.000,00 4,81%
849.969,26 870.069,64 2,36%
8.244.092,00 7.559.202,88 -8,31%
0,00 0,00 -
4.863.056,58 5.088.686,40 4,64%
0,00 0,00 -
501.101,49 539.412,54 7,65%  229,41 340,29 48,33%
229,10 239,66 4,61%
216,09 269,66 24,79%
179,53 194,06 8,09%
0,00 0,00 -
116,62 123,83 6,18%
267,58 225,35 -15,78%
162,09 206,29 27,27%
35,82 64,94 81,30%
0,00 0,00 -
325,17 180,15 -44,60%
0,00 0,00 -
285,25 382,14 33,96%  
Sobra (-) / Exposição (+)  151.391,63 -2.188.309,83 -1545,5%  186,37 177,19 -4,9%  
TOTAL  28.471.394,42 28.102.617,29 -1,3%  188,11 181,12 -3,7%  
  6-SGT/ANEEL, de    

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Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
Parcela B 
21. 
Os custos da Parcela B representam 24,89% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 1,72% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
22. 
Para atualizar a Parcela B utilizou-se a variação acumulada, entre outubro de 2015 e outubro 
de 2016, do IGP-M, de 8,78%, subtraída do Fator X, de 1,22%. 
23. 
No cálculo do Fator X, foram utilizados os componentes Pd e T definidos na última Revisão 
Tarifária da Light, de 1,22% e 0,00%, respectivamente. 
24. 
Conforme a 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 2 anos disponíveis. 
25. 
No caso da Light, a variação média dos indicadores de DEC e FEC, entre 2014 e 2015, foi de 
0,52%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de 0,00%. 
26. 
Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 
8,78%, subtraída do Fator X, de 1,22%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 7,56%. 
-2,57%
0,42%
0,59%
1,78%
0,17%
0,00%
-0,32%
-2,34%
0,32%
2,74%
0,00%
-6,47%
0,00%
0,53%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Ajuste - CCEAR
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
 Geração Própria
 Itaipu
 Montante de Reposição
Proinfra

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27. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da 
receita da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se 
destina ao ressarcimento dos custos incorridos no pagamento: 
a) da geração (compra de energia); 
b) da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), 
de depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido, e 
c) dos encargos setoriais4 e dos tributos5. 
 
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
 
 
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
                                                     
4 No Gráfico 3, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
5 Na construção do Gráfico 4, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,96% para o ICMS e de 5,63% para o PIS/COFINS, incidentes sobre 
a fatura, contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 44,07% 
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de       
Distribuição
24,9%
Custo de            
Energia
47,9%
Custo de     
Transmissão
3,6%
Encargos          
Setoriais
23,6%
Custo de       
Distribuição
17,3%
Custo de            
Energia
33,3%
Custo de     
Transmissão
2,5%
Encargos          
Setoriais
16,3%
ICMS 25,0%
PIS/COFINS 5,6%
Tributos
30,6%

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Componentes financeiros 
28. 
Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
ressaltam-se os relativos: 
a) ao saldo da CVA de energia, que representou repasse de R$ 556.265.845,97, com efeito 
no atual reajuste de 5,39% e ao saldo a Compensar da CVA Energia, com efeito de -5,98%. 
Quando se inclui o efeito da reversão do financeiro concedido na RTE a título de cobertura 
para compra de energia, no valor de -1,23%, o efeito agregado de itens relativos à 
CVAENERGIA ficou em -1,79%; 
b) ao ajuste do fator de perdas não técnicas de 2015. O repasse das perdas não técnicas nos 
reajustes tarifários de 2015, 2016 e 2017 ficaram condicionados ao nível real de perdas 
não técnicas praticado pela Distribuidora, conforme estabelecido no art. 4º da Resolução 
Homologatória nº 1.650, de 5 de novembro de 2013. No reajuste de 2015, a SGT utilizou, 
provisoriamente, o percentual de 40,41% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa 
tensão, haja vista que a Resolução Homologatória nº 1.650, de 2013, não estabeleceu o 
procedimento que deveria ser adotado para verificar as perdas. Na 27ª Reunião Pública 
Ordinária, realizada em 26 de julho de 2016, essa Diretoria definiu esse procedimento, 
razão pela qual a SGT constatou que entre setembro de 2014 e outubro de 2015 o nível 
real de perdas não técnicas praticado pela Light foi de 40,59%, superior à meta de 39,92% 
de perdas não técnicas reais. Como nessa hipótese, a Resolução Homologatória nº 1.650, 
de 2013, impõe a aplicação do percentual de 39,13% (e não do 40,41%, como aplicado no 
reajuste de 2015), a SGT apurou componente financeiro negativo para o atual reajuste, de 
R$ (40.903.404,46), para capturar a diferença de receita auferida pela Concessionária no 
período, com impacto de -0,40% no reajuste; 
c) às decisões judiciais emitidas na Ação nº 006783937.2015.4.01.3400/DF ajuizada pela 
Light contra os Despachos nº 1.839 e nº 3.641, ambos de 2015, que determinaram o 
recálculo retroativo das tarifas de 2006, 2007 e 2008, por equívocos no repasse tarifário do 
saldo da CVA na compra de energia elétrica pela Light da UTE Norte Fluminense e a 
devolução aos consumidores do montante equivalente ao componente financeiro negativo 
                                                     
6 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos dos reajustes ou aos das revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros 
considerados no processo tarifário produzem efeitos apenas por 1 ano.

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aplicado às tarifas desde novembro de 2015, devidamente atualizado. Em função da 
decisão judicial, foi publicada a Resolução Homologatória nº 2.069, de 2016, que reverteu 
parte do financeiro supracitado. Por considerar que a Distribuidora obteve nova decisão 
judicial, agora nos autos do Agravo de Instrumento nº 0003104-73.2016.4.01.0000, na qual 
o Juízo suspendeu integralmente os Despachos, a SGT calculou componente financeiro 
para reverter integralmente o financeiro a eles associado. O resultado foi de R$ 
39.635.374,33, atualizados pela taxa SELIC, com impacto de 0,38% no reajuste. 
29. 
Nota-se que a Light contestou a forma como a SGT efetuou o recálculo da CVA, determinado 
pelo Despacho nº 652, de 15 de março de 2016, como resultado da Audiência Pública 78/2011. A Distribuidora 
argumentou que o período do recálculo deveria ser decomposto em 2: o 1º corresponderia a janeiro a agosto 
de 2015, observados no processo tarifário de 2015, e o 2º a setembro de 2015 a agosto de 2016, como seria 
usual. Da manifestação da Concessionária, via correio eletrônico de 21/10/2016, transcreve-se o seguinte 
trecho: 
7. 
De fato, o resultado da AP 078 (Nota Técnica no 39/2016-SGT/ANEEL, NT) previu 
o cálculo retroativo, a partir da competência de janeiro de 2015, da CVA dos reajustes 
de 2016, motivado pelos seguintes pontos: 
 
a. Para eliminar a aplicação glosa aplicada sobre o risco hidrológico (item 64 da 
NT), em função, principalmente, da Lei 13.203 e do Decreto 8.401, que trouxeram 
formas diferentes de tratar tais custos no repasse aos consumidores a partir de 
2015; e 
b. Para tornar o processo de cálculo da CVA mais simples (item 65 da NT), 
padronizando alguns tratamentos. 
 
8. 
Assim, fica claro que, enquanto a retroatividade descrita no item (7.a) acima deve ter 
efeito no resultado da CVA já homologada no reajuste de 2015 para o período de jan/15 a 
agos/15, pois foi motivada por alterações em Lei e Decreto hierarquicamente 
superiores às resoluções da ANEEL, a retroatividade descrita no item (7.b) acima não 
deve ter efeito no resultado da CVA já homologada no reajuste de 2015, pois foi 
motivada pela necessidade de tornar o processo mais simples e padronizado. 
30. 
A SGT argumentou na Nota Técnica nº 359, de 2016, que a decisão, se tomada na forma 
pleiteada pela Light, resultaria em distribuição de perdas muito distinta entre os 2 períodos de cálculo, um, do 
ponto de vista regulatório, muito eficiente e outro menos. 
31. 
Essa Relatoria destaca os seguintes trechos do Despacho nº 652, de 2016, emitido nos autos 
do Processo nº 48500.001107/2011-21, como um dos resultados da 4ª fase da Audiência Pública 78/2011:

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O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso 
de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria e tendo em vista o 
que consta do Processo no 48500.001107/2011-21, decide determinar: 
 
(ii) Recalcular o saldo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da 
Parcela “A - CVA de energia e o repasse da sobrecontratação de energia e exposição ao 
Mercado de Curto Prazo - MCP a partir das competências de janeiro de 2015, com a 
finalidade aplicar os seguintes aperfeiçoamentos estabelecidos pelos Submódulos 4.2 
e 4.3 do PRORET: 
 
a. Apuração 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 em 
componente específico; 
 
b. 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 
 
c. 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. 
32. 
Percebe-se que a questão foi decidida no âmbito da própria Audiência Pública 78/2011 e não 
há razão que indique a necessidade de alteração do procedimento, já inclusive praticado em todas os reajustes 
tarifários processados em 2016. 
33. 
Destaca-se ainda que no processo tarifário de 2015 foi concedido componente financeiro 
devido à aplicação das tarifas com o efeito de decisão judicial liminar favorável aos associados da Associação 
Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – Abrace, que contestou os valores da 
Conta de Desenvolvimento Energético, CDE, denominado de Ajuste Liminar Abrace. 
34. 
Assim, por considerar a publicação do Despacho nº 1.576, de 14 de junho de 2016, o 
componente financeiro Ajuste Liminar Abrace, que no caso da Light, foi de R$ 90.921.700,64, será revertido 
em favor dos consumidores. 
35. 
A SGT ressaltou que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias 
Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVA Energia e da CVA 
ESS/EER, contribuiu para que a tarifa da Light não sofresse aumento adicional médio de 19,81%. 
36. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:

FL. 11 de 13 
 
Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
37. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 359, de 2016, que o efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores da Light, de -12,25%, contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse 
nos últimos 8 anos abaixo da variação do IGP-M (79,86%) e do IPCA (76,04%) no mesmo período, conforme 
demonstrado no Gráfico 5. 
 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 359/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
131.921.758,46
        
1,28%
CVA em Processamento - Energia comprada
556.265.845,97
        
5,39%
CVA em Processamento - Transmissão
8.331.970,75
            
0,08%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
616.353.697,28
-        
-5,98%
Neutralidade dos Encargos
96.552.963,13
          
0,94%
Financeiro Norte Fluminense (liminar)
39.635.374,33
          
0,38%
Recálculo sobrecontratação 2015
914.735,22
-               
-0,01%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
30.777.536,23
-          
-0,30%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
720.207,02
               
0,01%
CVAess/eer - Encargos Serviço do Sistema e Energia de Reserva
77.075.294,04
-          
-0,75%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2)
176.470,44
-               
0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
126.993.137,08
-        
-1,23%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
230.586.899,45
-        
-2,24%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
55.273.084,81
-          
-0,54%
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior
40.903.404,46
-          
-0,40%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
132.954,96
               
0,00%
Ajuste Liminar Abrace
(90.921.701)
              
-0,88%
Total
436.414.885,04
-        
-4,23%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 131.921.758,46 1,28%
CVA em Processamento - Energia comprada 556.265.845,97 5,39%
CVA em Processamento - Transmissão 8.331.970,75 0,08%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes - 616.353.697,28 -5,98%
Neutralidade dos Encargos 96.552.963,13 0,94%
Financeiro Norte Fluminense (liminar) 39.635.374,33 0,38%
Recálculo sobrecontratação 2015 - 914.735,22 -0,01%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 - 30.777.536,23 -0,30%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 720.207,02 0,01%
CVAess/eer - Encargos Serviço do Sistema e Energia de Reserva - 77.075.294,04 -0,75%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) - 176.470,44 0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia - 126.993.137,08 -1,23%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso - 230.586.899,45 -2,24%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia - 55.273.084,81 -0,54%
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior - 40.903.404,46 -0,40%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 132.954,96 0,00%
Ajuste Liminar Abrace ( 90.921.701) -0,88%  
Total - 4 36.414.885,04 -4,23%  

FL. 12 de 13 
 
 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
38. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários7, o montante mensal de recursos da 
CDE a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A., Eletrobras, a cada distribuidora deve ser 
homologado pela ANEEL. Para definir os valores mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utiliza-
se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos 
resultantes do mesmo processo. 
39. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Light, em relação às competências 
entre novembro/2016 a outubro/2017, é de R$ 10.652.475,17. Esse valor inclui o ajuste da diferença entre os 
valores previstos e os realizados entre novembro/2015 a outubro/2016. 
III. DIREITO 
40. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; 
c) Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004; 
d) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 1/1996-
ANEEL. 
 
 
 
                                                     
7 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.839, de 2013, e do 
Decreto nº 7.891, de 2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e 
consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e 
saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e 
serviço público de irrigação.

FL. 13 de 13 
 
IV. DISPOSITIVO 
41. 
Com apoio nessa fundamentação e no disposto no Processo nº 48500.001088/2016-48, voto 
por indeferir o pleito de suspensão do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da Light Serviços de Eletricidade 
S.A. - Light em decorrência do pedido de assinatura do termo aditivo e antecipação do reposicionamento 
tarifário e pela emissão de resolução homologatória, minuta anexa, a fim de: 
e) homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Light Serviços de Eletricidade 
S.A. - Light, a vigorar a partir de 7 de novembro de 2016, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de -12,25%, sendo -13,32% para os consumidores em alta 
tensão e -11,73% para os consumidores em baixa tensão; 
f) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da Light; 
g) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas 
como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; 
h) aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do 
Encargo de Energia de Reserva – EER, e 
i) homologar em R$ 10.652.475,17 o valor mensal de recursos da Conta de 
Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras 
S.A. – Eletrobras à Light, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
Brasília, 1º de novembro de 2016. 
 
 
 
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA 
Diretor