VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.005310/2016-81 
INTERESSADOS: Eletrobrás Termonuclear S/A - Eletronuclear 
RELATOR: André Pepitone da Nóbrega 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2017 das Centrais de Geração Angra 1 e 2, a vigorar a partir de 1o de 
janeiro de 2017. 
 
I. 
R E L A T Ó R I O 
A Lei no 12.111, de 2009, determina que o pagamento pela geração da energia das Centrais 
de Geração Nucleoelétricas de Angra 1 e Angra 2, pertencentes à Eletronuclear, deve ser rateado entre todas 
as concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição no Sistema Interligado 
Nacional – SIN, mediante receita proveniente da tarifa calculada e homologada anualmente pela ANEEL. 
2. 
A Resolução Normativa no 695, de 15 de dezembro de 2016, aprova o Submódulo 6.7 do 
Procedimento de Regulação Tarifária – PRORET, que descreve a metodologia de cálculo da receita de venda 
da energia elétrica de Angra 1 e 2.  
3. 
Conforme o PRORET, a receita de venda da energia elétrica de Angra 1 e 2 é calculada com 
periodicidade anual, com ciclo de revisões tarifárias periódicas a cada três anos, a partir de 1o de janeiro de 
2016. Nos demais anos, é realizado reajuste tarifário. 
4. 
Após a Audiência Pública 63, de 2015, foi aprovada a Resolução Homologatória no 2.006, de 
2016, com o resultado da segunda revisão tarifária periódica da Centrais de Geração. 
5. 
A Resolução Homologatória no 2.179, de 29 de novembro de 2016, estabelece, dentre outros 
itens, as cotas-partes e os montantes anuais de energia referentes às Usinas Angra 1 e Angra 2, que devem 
ser alocados às distribuidoras do SIN em 2017. 
6. 
Em 14 de novembro de 2016, o Processo foi distribuído, por sorteio, a esta Relatoria.

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7. 
Em 24 de novembro de 2016, por meio da Carta no P-336/16, a Eletronuclear encaminhou os 
pleitos para o processo de reajuste tarifário de 2016. 
8. 
Em 14 de dezembro de 2016, foi emitida a Nota Técnica no 401/2016-SGT/ANEEL, com o 
cálculo da receita de venda das centrais de geração Angra 1 e 2, a vigorar a partir de 1o de janeiro de 2017. 
 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
9. 
Na Nota Técnica no 401, de 2016, a SGT explicou que, no Reajuste Tarifário Anual, a Receita 
Fixa das Centrais de Geração Angra 1 e 2 era obtida pela soma da Parcela A, da Parcela B e dos componentes 
financeiros, denominados Parcelas de Ajuste. 
10. 
A Superintendência esclareceu ainda que, de acordo com o Submódulo 6.7 do PRORET, a 
Parcela B, definida no último processo de revisão, era atualizada pelo IPCA para o presente processo. Já a 
Parcela A era composta pela soma dos seguintes itens: (a) custos de transmissão (Rede Básica e Conexões), 
(b) encargos setoriais, (c) fundo de descomissionamento e, (d) custo de combustível nuclear. 
11. 
Em relação aos custos da Rede Básica e Conexões, a SGT considerou as tarifas de uso dos 
sistemas de transmissão e os encargos de conexão, definidos, respectivamente, nas Resoluções 
Homologatórias nos 2.099 e 2.098, ambas de 2016.  
12. 
Além disso, considerou os Montantes de Uso do Sistema de Transmissão - MUST vigentes no 
Termo Aditivo no 7 ao Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - CUST no 89, de 2002, e que resultaram 
em cobertura tarifária de R$ 104.287.044,74. 
13. 
 Os encargos setoriais somam R$ 73.416.927,90, compostos por: 
a) Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE, definida no Despacho no 
3.192, de 6 de dezembro de 2016; 
b) Reserva Global de Reversão - RGR, definida no Despacho no 2.562, de 23 de setembro 
de 2016; 
c) Operador Nacional do Sistema - ONS, constante do Memorando no 651/2016-
SFF/ANEEL, de 28 de novembro de 2016.

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14. 
A Superintendência comentou que o fundo de descomissionamento consistia em reserva 
financeira necessária para o desmantelamento das Centrais de Geração Angra 1 e 2, após o desligamento. 
Explicou que o cálculo do fundo considerou a estimativa de recursos necessários para o descomissionamento 
das centrais, a vida útil remanescente estimada e a cobertura tarifária concedida anteriormente, conforme 
procedimento estabelecido no Submódulo 6.7 do PRORET.  
15. 
Para a definição da taxa de câmbio, a SGT manteve o procedimento de cálculo adotado no 
último processo tarifário, deslocando a janela temporal em 12 meses para o cálculo da média. Assim, para o 
ano de 2017, o fundo de descomissionamento resultou em cobertura tarifária de R$ 62.889.619,56. 
16. 
Quanto ao custo de combustível nuclear, foi adotada a média do faturamento dos anos de 2015 
e 2016, o que resultou em R$ 528.771.071,43. 
17. 
Na Carta no P-336/16, de 24 de novembro de 2016, a Eletronuclear alegou que: 
“[...] o procedimento do Submódulo 6.7 do PRORET estabelece que a receita fixa das Usinas 
Angra 1 e 2, com base na média dos faturamentos corrigidos dos anos anteriores. Esse 
critério não tem acompanhado a realidade dos gastos com a aquisição do Combustível 
Nuclear junto ao único fornecedor, a Indústrias Nucleares do Brasil – INB. 
É nosso entendimento que a forma mais adequada para o estabelecimento da receita para o 
Combustível Nuclear seria a aplicação do Reajuste Tarifário Anual e nas Revisões Tarifárias 
Trienais da estimativa de gastos com base nos valores de faturamento correspondentes aos 
eventos anuais de fabricação previstos contratualmente em comum acordo com a INB no 
cronograma das recargas de Angra 1 e Angra 2”. 
18. 
Quanto ao tratamento pleiteado para a receita, a SGT se posicionou contrária à solicitação da 
empresa, considerando que esse tema fora amplamente discutido no processo de revisão tarifária de 2016, 
sendo, inclusive, objeto de recurso administrativo interposto pela Eletronuclear.  
19. 
 A Superintendência lembrou que, na revisão tarifária, o pleito fora indeferido pela Diretoria da 
ANEEL. O Despacho no 911, de 12 de abril de 2016, institui a manutenção da média de faturamento dos dois 
anos anteriores ao processo tarifário, regra estabelecida no Submódulo 6.7 do PRORET. 
20. 
No recurso, a Diretoria reconheceu, apenas, a reavaliação da forma de atualização monetária 
dos valores faturados, que passou a considerar os índices de reajuste de cada contrato, atualizando-se cada 
fatura até a data do processo tarifário. A SGT afirmou que esse procedimento fora adequadamente incorporado 
no cálculo.

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21. 
A Nota Técnica apresentou o valor de R$ 1.995.779.088,20 para a Parcela B, resultado da 
aplicação da variação do IPCA de 6,99% sobre a Parcela B de R$ 1.865.434.060,23, definida na revisão 
anterior. 
22. 
A SGT indicou que, com relação aos componentes financeiros, as Parcelas de Ajuste foram 
calculadas considerando a cobertura tarifária mensal de 2016 e os valores mensais pagos à Rede Básica e 
Conexões e Encargos Setoriais (RGR e TFSEE). E observou que também incluíra o cálculo de ajuste decorrente 
da correção da parcela de ajuste da TFSEE obtida no último processo. 
23. 
A Superintendência apurou, ainda, a Parcela de Ajuste associada ao Custo de Combustível 
Nuclear, após validação da fiscalização da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF, 
conforme Memorandos nos 666, de 7 de dezembro de 2016, e 678, de 14 de dezembro de 2016. 
24. 
Dentre outros itens, a Eletronuclear pleiteou o reconhecimento tarifário do valor de R$ 
81.999.932,87, a preços históricos, referentes ao pagamento de faturas com competências no ano de 2015.  
25. 
A SGT informou que o item 35 do Submódulo 6.7 do PRORET estabelece que “a apuração da 
Parcela de Ajuste associada ao Custo de Combustível Nuclear será realizada após validação da fiscalização 
da ANEEL sobre os valores efetivamente pagos e a eficiência do gasto, limitados às competências posteriores 
à data de revisão tarifária”. 
26. 
Diante da regra imposta, a Superintendência negou o pleito, justificando que o custo de 
combustível fora componente da Parcela B até a última revisão tarifária e, por esse motivo, a gestão dos 
recursos destinados ao pagamento da Indústrias Nucleares do Brasil - INB fora exclusivamente de competência 
da Eletronuclear.  
27. 
Nesse sentido, como todos os outros itens que compõem a Parcela B (custos operacionais, por 
exemplo), os valores eram referência de custos, que foram adotados na cobertura tarifária definida na revisão 
periódica de 2012, e atualizados nos processos de reajuste tarifário subsequentes. Portanto, segundo a SGT, 
não existia qualquer previsão de ajustes entre a cobertura e os valores efetivamente incorridos.  
28. 
Desse modo, entende-se que não deve ser reconhecido nenhum passivo referente às 
competências anteriores à 2ª revisão, homologada em dezembro de 2015.

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29. 
A Eletronuclear solicitou também o reconhecimento de R$ 143.158.870,28, referente a faturas 
emitidas em 2016, mas que ainda não haviam sido pagas1 até o encerramento da instrução desse processo. 
30. 
Reconhece-se a alegação recorrente da Eletronuclear de desequilíbrio entre a capacidade de 
pagamento e os custos efetivos com combustível nuclear, proveniente da grande variação cambial observada 
nos últimos anos e, também, da cobertura tarifária insuficiente para os compromissos firmados com a INB.  
31. 
Esse desequilíbrio no fluxo de caixa da Eletronuclear, segundo a Empresa, teria causado a 
transferência de pagamentos de montante significativo de faturas para os anos posteriores, bem como obrigado 
a reprogramação de atividades de produção das recargas de Angra 1 e Angra 2. Nessas condições, entende-
se razoável propor tratamento específico para as faturas emitidas em 2016.  
32. 
O Submódulo 6.7 do PRORET estabelece a inclusão na cobertura tarifária da Eletronuclear de 
previsão baseada no faturamento anterior, enquanto na parcela de ajuste são admitidas apenas as faturas 
pagas. Nessas condições, o desequilíbrio se manteria no fluxo de caixa da Empresa.  
33. 
 Observa-se ainda que a ANEEL aplicaria dois movimentos tarifários de efeitos contrários em 
processos subsequentes: o primeiro, de caráter negativo, decorrente da comparação do valor pago inferior à 
cobertura tarifária integral, devido à rolagem das faturas; o segundo positivo, com a comprovação desses 
pagamentos em ano subsequente, elevando o componente financeiro e, consequentemente, a tarifa. 
34. 
Esses movimentos tendem a ser recorrentes nos próximos anos caso não se equilibre o fluxo 
de caixa da Empresa. Diante dessa situação, propõe-se, excepcionalmente para este processo tarifário, 
flexibilizar a regra aprovada para o cálculo da Parcela de Ajuste, reconhecendo o pagamento de todas faturas 
referentes à competência de 2016. Assim, o efeito negativo do componente financeiro é reduzido nesse 
momento, contribuindo para ajustar o fluxo de caixa da Eletronuclear. 
35. 
Ao adotar essa regra excepcional em 2016, deve-se observar, no entanto, regras que 
preservem o consumidor. Ao assumir que essas faturas serão pagas com atraso, em 2017, com recursos 
arrecadados na receita da Empresa em 2016, propõe-se que sejam devolvidas às distribuidoras cotistas as 
                                                     
1 Do total, conforme informações da própria empresa, R$ 21.246.831,08 são referentes a faturas de 2016 que serão pagas ainda esse 
ano. O restante, R$ 121.912.039,20, serão pagos apenas em 2017.

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diferenças obtidas na remuneração financeira (taxa SELIC) aplicada sobre os duodécimos da cobertura tarifária 
em atraso, no período entre o mês de competência até o efetivo pagamento da respectiva fatura. 
36. 
Mediante aplicação das regras propostas, a Parcela de Ajuste da Eletronuclear resulta em R$ 
40.998.408,61, conforme Tabela 1: 
Tabela 1 - Parcela de Ajuste da Eletronuclear 
 
 
 
Tarifa das Centrais Geradoras Angra 1 e angra 2 para o ano 2017 
37. 
Considerando os cálculos consolidados na Nota Técnica no 401/2016-SGT/ANEEL, bem como 
a discussão exposta neste Voto, é apresentada, na Tabela 2, o comparativo entre os valores propostos para o 
ano de 2017 e o último processo tarifário. 
Tabela 2 – Valores consolidados do reajuste tarifário de Angra 1 e 2 
 
Fonte: Nota Técnica no 401/2016-SGT/ANEEL, com alterações da Relatoria. 
 ITEM  
 VALOR  
Parcela de Ajuste - RB, Conexão, RGR e TFSEE
11.625.341,02
-R$        
Parcela de Ajuste - TFSEE revisão 2015
624.521,68
-R$             
Parcela de Ajuste - Combustível
53.248.271,31
R$        
TOTAL
40.998.408,61
R$        
 Descrição 
 Receita Fixa 2017 
 Receita Fixa 2016 
Impacto no 
Reajuste
1. PARCELA A
769.364.663,63
R$     
728.182.263,11
R$     
1,44%
TFSEE
10.403.993,09
R$       
8.778.623,15
R$         
0,06%
ONS
99.316,44
R$             
95.753,80
R$             
0,00%
RGR
62.913.618,37
R$       
83.006.388,64
R$       
-0,70%
Custo de Transporte
104.287.044,74
R$     
94.781.120,44
R$       
0,33%
Custos de Combustível
528.771.071,43
R$     
515.650.854,17
R$     
0,46%
Fundo de Descomissionamento
62.889.619,56
R$       
25.869.522,90
R$       
1,29%
2. PARCELA B
1.995.779.088,20
R$   
1.865.434.060,23
R$   
4,55%
VPB0
1.865.434.060,23
R$   
IA
1,07
                         
3. PARCELA A + PARCELA B
2.765.143.751,83
R$   
2.593.616.323,34
R$   
5,99%
4. PARCELA DE AJUSTE
40.998.408,61
R$       
3.712.349,99
R$         
1,30%
Parcela de Ajuste - RB, Conexão, RGR e TFSEE
11.625.341,02
-R$       
Parcela de Ajuste - TFSEE revisão 2015
624.521,68
-R$           
Parcela de Ajuste - Combustível
53.248.271,31
R$       
5. PIS/COFINS
281.846.608,31
R$     
264.741.490,12
R$     
0,60%
6. RECEITA FIXA - VF
3.087.988.768,76
R$   
2.862.070.163,45
R$   
7,89%

FL. 7 de 8 
 
 
 
38. 
Destaca-se que a atualização da Parcela B teve grande impacto no reajuste, de 4,55%, em 
função da variação do IPCA no período. A Parcela A contribuiu com aumento de 1,44%, decorrente do aumento 
no fundo de descomissionamento. Finalmente, os componentes financeiros tiveram impacto de 1,30% na 
composição da receita fixa de 2017, em virtude, essencialmente, do ajuste no custo de combustível.  
39. 
A tarifa de R$ 224,21/MWh deverá ser considerada nos reajustes tarifários das 
concessionárias de distribuição cotistas, referentes ao ano de 2017. Esse valor foi construído a partir da Receita 
Fixa e do montante anual de energia elétrica a ser rateado entre as distribuidoras cotistas, de 1.572,22 
MWmédios, deduzidos das perdas e do consumo interno. 
III. 
D I R E I T O 
40. 
Aplica-se a este processo o disposto: 
a) Lei no 12.111, de 9 de dezembro de 2009; 
b) Submódulo 6.7 do PRORET, aprovado pela Resolução Normativa no 695, de 15 de 
dezembro de 2015. 
 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
41. 
Com apoio nessa fundamentação e no disposto no Processo no 48500.005310/2016-81, voto 
pela aprovação da resolução homologatória, minuta anexa, a fim de a) homologar a Receita Fixa de R$ 
3.087.988.768,76 (três bilhões, oitenta e sete milhões, novecentos e oitenta e oito mil, setecentos e sessenta e 
oito reais e setenta e seis centavos) no Reajuste Tarifário Anual de 2016 das Centrais de Geração Angra 1 e 
2, a vigorar a partir de 1o de janeiro de 2017 e b) Fixar a tarifa de R$ 224,21/MWh (duzentos e vinte e quatro 
reais e vinte e um centavos) relativa à energia proveniente das geradoras Angra 1 e 2, a ser considerada nos 
reajustes tarifários das concessionárias de distribuição cotistas, referentes ao ano de 2017 
Brasília, 16 de dezembro de 2016. 
 
 
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA 
Diretor

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