VOTO 
 
PROCESSO: 48500.001062/2016-08 
 
INTERESSADO: Amazonas Distribuidora de Energia S/A 
 
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da Amazonas Distribuidora de Energia S/A. 
I. RELATÓRIO 
1. 
A Amazonas Distribuidora de Energia S/A -  AME é prestadora 1 de serviço público de 
distribuição de energia elétrica e atende cerca de 775 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia 
elétrica representa faturamento anual na ordem de R$ 2,6 bilhões. 
2. 
O reajuste tarifário anual de 2015 da AME foi aprovado pela Diretoria da ANEEL com a 
publicação da Resolução Homologatória nº 1.980/2015. Nesse processo, as tarifas da AME foram, em média, 
reajustadas em 27,28%, sendo 35,76% referentes ao reajuste tarifário econômico e -8,48% relativos aos 
componentes financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória – REH nº 1.980/2015. 
3. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 361, de 31 de outubro de 
2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da AME. 
4. 
Em 26 de julho de 2016 expirou o prazo estabelecido para que a AME 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 AME optou pela não assinatura do 
novo Contrato de Concessão e abdicou do seu direito de renovação da concessão. 
5. 
Em 3 de agosto de 2016, foi publicada a Portarias MME nº 420, a qual designou a Amazonas 
Distribuidora de Energia – AME 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 
                                                     
1 De acordo com a Portaria nº 420, de 03 de agosto de 2016.

6. 
A Portaria de designação estabeleceu que o reajuste tarifário para AME fosse realizado de 
modo ordinário e com periodicidade anual, a partir de 1° de novembro de 2016. 
7. 
No dia 31 de outubro de 2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho 
de Consumidores da AME 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 do PRORET 
– Procedimentos de Regulação Tarifária. 
8. 
Na 41ª Reunião Pública Ordinária de 2016, realizada em 1º/11/2016, a Diretoria decidiu 
suspender o processamento do reajuste tarifário anual de 2016 da AME, haja vista que a não assinatura do 
Termo de Compromisso associado à prestação de serviço temporária implica na observância do 
inadimplemento no recolhimento de suas obrigações intrassetoriais identificado naquela data e dado que o 
reajuste, caso fosse processado, seria positivo. Com isso, foi prorrogada a vigência das tarifas de aplicação 
constantes na REH nº 1.980/2015, até a homologação do reajuste tarifário de 2016 da distribuidora. Essa 
decisão foi consubstanciada na REH nº 2.167/2016.  
9. 
No dia 11 de novembro de 2016, a AME protocolou o Termo de Compromisso referente ao 
Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição2. 
10. 
A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a 
chancelou. 
11. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
12. 
Quanto as condições para aplicação do reajuste tarifário anual, a AME permanece inadimplente 
quanto a obrigações intrassetoriais tanto em competências anteriores como posteriores à designação como 
Prestador do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nos termos e condições da Portaria MME nº 
388/2016. 
                                                     
2 Documento SIC nº 48576.000454/2016-00.

13. 
A Audiência Pública nº 63/2016 foi aberta com o intuito de estabelecer 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 2013. 
14. 
Dentre as condições discutidas no âmbito da audiência pública estava o acompanhamento e 
monitoramento da gestão das distribuidoras durante o período de prestação temporária mediante a assinatura 
de Termo de Compromisso, por meio do qual os dirigentes máximos do órgão ou da entidade da administração 
federal designado e do sócio controlador se comprometem a encaminhar Plano de Prestação Temporária do 
Serviço de Distribuição que demonstre como preservar a continuidade do serviço, iniciar a convergência aos 
referenciais regulatórios de qualidade e eficiência e viabilizar o processo de licitação - além de prestar contas 
a respeito da execução do referido Plano.  
15. 
Em razão da necessidade de aplicação imediata dos dispositivos propostos na Nota Técnica 
de abertura da Audiência Pública nº 63/2016, foi publicado o Despacho nº 2.447, de 13 de setembro de 2016, 
que estabelece a assinatura do Termo de Compromisso constante do Anexo III do referido despacho como 
condição precedente para a liberação dos recursos de CCC, CDE, RGR, do empréstimo com recursos da RGR 
e da aplicação de reajustes e revisões tarifárias. 
16. 
A AME assinou o referido Termo de Compromisso – condição primordial para a aplicação do 
reajuste tarifário - e, portanto, está apta a aplicar as novas tarifas. 
17. 
O Índice de Reajuste tarifário seria aplicado às tarifas da AME a partir de 1º de novembro de 
2016. Ocorre que, conforme decidido por essa Diretoria Colegiada, mediante a REH nº 2.167, de 2016, o 
processamento do reajuste tarifário não foi realizado, haja vista que a não assinatura do Termo de 
Compromisso levou a observância do inadimplemento no recolhimento de suas obrigações intrassetoriais, nos 
termos do art. 10 da Lei nº 8.631, de 1993 
18. 
Dessa maneira, e seguindo o procedimento já adotado no reajuste tarifário de 2014 da 
Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D (Processo nº 48500.002951/2014-12), da 
Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA (Processo nº 48500.002956/2014-45) e da Companhia Energética 
do Piauí – CEPISA (Processo nº 48500.002037/2015-52), as tarifas decorrentes do reajuste ora em 
processamento somente poderão ser praticadas pela AME a partir da data da publicação da Resolução 
resultante da presente deliberação.

19. 
Considerando que o processo está sendo deliberado na terceira Reunião Pública da Diretoria 
da ANEEL após a assinatura do Termo de Compromisso e que a suspensão do reajuste se deu por 
responsabilidade da empresa, nem mesmo a diferença entre 11 de novembro de 2016 e a data da publicação 
da Resolução resultante da presente deliberação será objeto de compensação. 
20. 
Acrescenta-se que ao prorrogar a vigência da REH nº 1.980, de 2015, a ANEEL manteve sem 
reajuste as receitas referentes à conexão da concessionária de transmissão, relativas às Demais Instalações 
de Transmissão – DIT de uso exclusivo dedicadas à AME. Porém, deve ser garantido à transmissora o direito 
à percepção das diferenças de Receita Anual relativas às instalações de uso exclusivo da AME, não faturadas 
em razão disso. Deve-se, pois, dar efeito retroativo a 1º de novembro de 2016 às novas receitas anuais 
referentes às instalações de transmissoras de uso exclusivo disponibilizadas à distribuidora. 
21. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da AME conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido 
pelos consumidores de 20,01%, sendo de 17,78%, em média, para os consumidores conectados na Alta 
Tensão e de 21,57%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
                         Fonte: Nota Técnica nº 361/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
22. 
O efeito médio de 20,01% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada 
dos componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até 
a data do reajuste em processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
reajuste tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes.  
23. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 10,05% ao se 
adotarem como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo    
9,32% referente à variação de custos de Parcela A e 0,72% à variação de custos da Parcela B. 
24. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 2,48%. Já o efeito da 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
17,78%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
21,57%
Efeito Médio AT+BT
20,01%

retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução de 7,49% 
no atual reajuste. 
25. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 20,01% [20,01% 
= 10,05% + 2,48% + 7,49%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados: 
a) IRT de 10,05% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B; 
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de 
2,48%; e 
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de 7,49%.  
26. 
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 361/2016-SGT/ANEEL 
27. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação entre 
o cálculo do processo tarifário de 2015 e o reajuste atual; a participação percentual dos itens de custos da 
Parcela A e da Parcela B na composição do IRT; a distribuição da receita para cobrir os custos da Parcela A e 
da B; a contribuição de cada componente financeiro para a formação do índice de reajuste final; e a contribuição 
da retirada dos componentes tarifários considerados no último processo. 
 
 
2,47%
0,41%
6,44%
0,72%
2,48%
7,49%
20,01%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
IRT econômico 
Parcela A 
28. 
Os custos da Parcela A representam 86,43% dos custos da Concessionária. A variação desses 
custos representou 9,32% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário. 
29. 
O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de 24,35% em comparação com os 
valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito médio de 2,47%. Destaca-se, 
principalmente, o aumento na cota de ESS/ERR, que contribuiu para um efeito médio de 1,73% no atual reajuste 
da AME. 
30. 
Os custos com transmissão sofreram a variação de 13,84% em relação ao reajuste tarifário 
anterior, correspondendo ao efeito médio de 0,41%.   
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
10,87%
9,32%
86,43%
Encargos Setoriais
24,35%
2,47%
11,45%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
-20,26%
-0,02%
0,06%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
14,79%
0,00%
0,03%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
9,93%
0,56%
5,66%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
49,72%
1,73%
4,74%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
21,28%
0,18%
0,95%
ONS
7,03%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
13,84%
0,41%
3,09%
Rede Básica
-2,06%
-0,04%
1,59%
Rede Básica Fronteira
17,51%
0,21%
1,28%
Conexão
-
0,24%
0,22%
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra)
8,87%
6,44%
71,90%
PARCELA B
5,09%
0,72%
13,57%
IRT considerando a variação tarifária do IRT 2015
10,05%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
2,48%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE
1,56%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido da RTE
3,65%
CVA em Processamento - Transmissão
-0,90%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-2,33%
Neutralidade dos Encargos
0,42%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,08%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
7,49%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
20,01%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 10,87% 9,32% 86,43%  
Encargos Setoriais 24,35% 2,47% 11,45%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE -20,26% -0,02% 0,06%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 14,79% 0,00% 0,03%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 9,93% 0,56% 5,66%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 49,72% 1,73% 4,74%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 21,28% 0,18% 0,95%
ONS 7,03% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão 13,84% 0,41% 3,09%  
Rede Básica -2,06% -0,04% 1,59%
Rede Básica Fronteira 17,51% 0,21% 1,28%
Conexão - 0,24% 0,22%  
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) 8,87% 6,44% 71,90%  
PARCELA B 5,09% 0,72% 13,57%  
IRT considerando a variação tarifária do IRT 2015 10,05% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 2,48%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE 1,56%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE 3,65%
CVA em Processamento - Transmissão -0,90%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -2,33%
Neutralidade dos Encargos 0,42%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,08%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 7,49%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 20,01%  

31. 
O custo de compra de energia sofreu uma variação de 8,87% em relação ao processo anterior, 
contribuindo para um efeito médio de 6,44%. O art. 4º da Lei n. 13.299/2016 estabeleceu que os novos 
referencias de perdas a serem utilizados nos processos tarifários de 2016 das concessionárias em Estados da 
Federação cujas capitais não estavam interligadas ao SIN em dezembro de 2009, como é o caso da AME, 
devem ser iguais às perdas técnicas e não técnicas efetivas realizadas em 2015. Dessa forma, foi aberta a 
Audiência Pública nº 63/2016, com o intuito de obter subsídios para a regulação dos dispositivos da Lei n. 
13.299/2016 que preveem flexibilização dos referencias regulatórios de perdas, entre outros assuntos. Os 
novos referenciais de perdas técnicas e não técnicas que estão sendo considerados neste processo tarifário 
correspondem às perdas reais de 2015 declaradas no SAMP pelas empresas e validadas pela ANEEL, após 
as devidas retificações, conforme solicitado na Nota Técnica de abertura da AP nº 63/2016. Portanto, apesar 
do preço médio dos contratos de compra de energia da AME  estar sofrendo uma redução de 13,8%, em função 
da queda do ACR Médio estabelecido para 2017, o aumento do montante considerado no cálculo em função 
das perdas reais da concessionária fez com que o custo total com a compra de energia aumentasse. 
 
32. 
O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia.  
 
 
 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Nota Técnica n° 361/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
 
33. 
Já a Tabela 3 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em 
relação ao RTA 2015. 
 
 
 
6,44%
3,40%
1,03%
1,00%
0,26%
-0,11%
0,05%
0,82%
Total
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Geração Própria
Proinfra

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Nota Técnica n° 361/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
Parcela B 
 
34. 
Os custos da Parcela B representam 13,57% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 0,72% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
35. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre novembro de 
2015 e outubro de 2016, do IGP-M, de 8,78%, descontado o Fator X, de 3,69%.  
 
36. 
A Resolução Homologatória nº 1.649/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os valores 
dos componentes Pd e T do Fator X em 2,02% e 2,00%, respectivamente, a serem aplicados na atualização 
da Parcela B nos reajustes tarifários da AME. 
 
37. 
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.  
 
38. 
No caso do atual reajuste da AME a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os 
anos de 2014 e 2015 foi de -6,11%, de modo que o valor de componente Q do Fator X a ser aplicado na 
atualização da Parcela B é de -0,33%.  
 
39. 
Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 
8,78%, subtraída do Fator X, de 3,69%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 5,09%. 
 
40. 
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: 
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
3.567.289,40
3.687.133,37
3,36%
197,26
190,29
-3,53%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
811.284,63
827.088,58
1,95%
129,74
140,78
8,51%
Madeira e Belo Monte
934.519,28
1.027.957,55
10,00%
111,52
120,50
8,05%
Bilateral
5.764.489,74
5.950.019,76
3,22%
278,02
219,88
-20,91%
Cota Angra I e Angra II
0,00
237.641,05
-
0,00
206,29
-
Geração Própria
1.148.159,52
1.185.113,02
3,22%
278,02
219,88
-20,91%
Proinfa
145.628,59
156.541,75
7,49%
244,05
321,75
31,84%
Sobra (-) / Exposição (+)
-4.269.443,92
-2.840.213,03
-33,5%
231,89
198,21
-14,5%
TOTAL
8.101.927,25
10.231.282,05
26,3%
232,11
200,10
-13,8%
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  
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Geração Própria
Proinfa  3.567.289,40 3.687.133,37 3,36%
811.284,63 827.088,58 1,95%
934.519,28 1.027.957,55 10,00%
5.764.489,74 5.950.019,76 3,22%
0,00 237.641,05 -
1.148.159,52 1.185.113,02 3,22%
145.628,59 156.541,75 7,49%  197,26 190,29 -3,53%
129,74 140,78 8,51%
111,52 120,50 8,05%
278,02 219,88 -20,91%
0,00 206,29 -
278,02 219,88 -20,91%
244,05 321,75 31,84%  
Sobra (-) / Exposição (+)  -4.269.443,92 -2.840.213,03 -33,5%  231,89 198,21 -14,5%  
TOTAL  8.101.927,25 10.231.282,05 26,3%  232,11 200,10 -13,8%  
  nte: Nota Técnica n    

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 setoriais3 e dos tributos4. 
 
 
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 361/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
 
 
 
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 361/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
                                                     
3  No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
4 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 22,8% para o ICMS e de 6,6% 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 41,7% 
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de       
Distribuição
13,6%
Custo de            
Energia
70,1%
Custo de     
Transmissão
3,1%
Encargos          
Setoriais
13,2%
Custo de       
Distribuição
11,7%
Custo de            
Energia
60,5%
Custo de     
Transmissão
2,7%
Encargos          
Setoriais
11,4%
ICMS 13,7%
PIS/COFINS 0,0%
Tributos
13,7%

Componentes financeiros 
41. 
Quanto aos componentes financeiros5 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
destaca-se a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA concernente aos 
custos de aquisição de energia que representou o repasse de R$ 94.333.451,38 (noventa e quatro milhões, 
trezentos e trinta e três mil, quatrocentos e cinquenta e um reais e trinto e oito centavos) com efeito no atual 
reajuste de 3,65%. Os principais componentes que impactaram no saldo da CVAENERGIA foram os contratos 
bilaterais e a geração própria, cuja tarifa de repasse é a média do ACR, e em 2015 este valor foi bem superior 
ao valor do mix médio de compra da AME (R$ 295,10/MWh contra R$ 227,72/MWh).  
42. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
 
Tabela 4 – Componentes Financeiros 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
40.419.153,89
          
1,56%
CVA em Processamento - Energia comprada
94.333.451,38
          
3,65%
CVA em Processamento - Transmissão
(23.284.202,38)
         
-0,90%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(60.372.542,29)
         
-2,33%
Neutralidade dos Encargos
10.848.146,50
          
0,42%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
2.124.514,37
            
0,08%
Total
64.068.521,47
          
2,48%
 
Fonte: Nota Técnica nº 361/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
 
43. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 361, de 31 de outubro de 2016, que o efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores da AME, de 20,01% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da 
Concessionária evoluísse nos últimos 9 anos acima da variação do IGP-M (79,86%) e do IPCA (76,04%) no 
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
                                                     
5 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros 
considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 40.419.153,89 1,56%
CVA em Processamento - Energia comprada 94.333.451,38 3,65%
CVA em Processamento - Transmissão ( 23.284.202,38) -0,90%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 60.372.542,29) -2,33%
Neutralidade dos Encargos 10.848.146,50 0,42%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 2.124.514,37 0,08%  
Total 6 4.068.521,47 2,48%  

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 361/2016-SGT/ANEEL, de 31 de outubro de 2016. 
 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
44. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários6, o montante mensal de recursos da 
CDE a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os 
valores mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo 
processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.  
45. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
AME, em relação às competências entre novembro/2016 a outubro/2017, é de R$ 1.964.677,81 (um milhão, 
novecentos e sessenta e quatro mil, seiscentos e setenta e sete reais e oitenta e um centavos). Esse valor já 
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre novembro/2015 e outubro/2016. 
                                                     
6 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, 
a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte 
incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras 
com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de 
irrigação. 
278,47
332,91
310,24
304,25
338,91
331,86
276,85
320,81
320,81
445,31
541,63
nov/07
nov/08
nov/09
nov/10
nov/11
nov/12
nov/13
nov/14
mar/15
nov/15
nov/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
    
Variação IPCA 445,31  Variação IPCA  
    
332,91 338,91 331,86
320,38210,81
310,24    
304,25
278,47 276,85    
    
    

III. DIREITO 
46. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; 
c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; 
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; 
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e 
f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº  
020/2001-ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
47. 
Com o fulcro nessa análise, considerando o que consta do Processo nº 48500.001062/2016-
08, voto pela emissão de resolução homologatória, como a minuta anexa, a fim de: 
a) homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Amazonas Distribuidora de 
Energia S/A, a vigorar a partir da data de publicação da Resolução Homologatória em 
exame, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 20,01%, 
sendo de 17,78% em média para os consumidores conectados em alta tensão e de 
21,57% para os consumidores em baixa tensão; 
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da AME; 
c) estabelecer, com efeitos retroativos a 1º de novembro de 2016, o valor da receita anual 
referente às instalações de transmissão classificadas como Demais Instalações de 
Transmissão – DITs de uso exclusivo;  
d) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de 
energia de reserva – EER; 
e) homologar em R$ 1.964.677,81 (um milhão, novecentos e sessenta e quatro mil, 
seiscentos e setenta e sete reais e oitenta e um centavos) o valor mensal de recursos da 
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas

Brasileiras S.A. – Eletrobras à AME, de modo a custear os descontos retirados da 
estrutura tarifária; 
48. 
As tarifas decorrentes do reajuste ora em processamento somente poderão ser praticadas pela 
AME a partir da data da publicação da Resolução resultante da presente deliberação. 
 
Brasília, 29 de novembro de 2016. 
TIAGO DE BARROS CORREIA 
Diretor