S U P E R I N T E N D Ê N C I A  D E  
G E S T Ã O  T A R I F Á R I A   
 
Nota Técnica nº 212/2016-SGT/ANEEL 
Brasília, 23 de junho de 2016
 
 
 
 
 
 
 
Q U A R T A  R E V I S Ã O  T A R I F Á R I A  
P E R I Ó D I C A  
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .  . . . . . . 
E T O  -  E n e r g i s a  T o c a n t i n s  
 
 
 
 
 
FINAL 
 
 
 
 
 
 
Agência Nacional de Energia Elétrica 
Superintendência de Gestão Tarifária 
SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar 
CEP: 70830-030 – Brasília – DF 
Tel: + 55 61 2192-8695 
Fax: + 55 61 2192-8679 
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, NADIA MAKI, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO

ÍNDICE 
 
 
I. OBJETIVO ........................................................................................................................................................... 2 
II. DOS FATOS ....................................................................................................................................................... 2 
III. ANÁLISE ........................................................................................................................................................... 3 
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO ................................................................................................................. 6 
III.2  RECEITA VERIFICADA................................................................................................................................... 6 
III.3 PARCELA B..................................................................................................................................................... 7 
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO) ................................................................................................................... 7 
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI) .............................................................................................................. 9 
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR) .................... 10 
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI). ........................................................... 16 
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO DE 
INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE ......................................................................................................... 17 
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR) .......................................................................................................................... 18 
III.4 PARCELA A................................................................................................................................................... 20 
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE) ........................................................................ 20 
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT) .......... 27 
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) .................................................................................................................... 30 
III.5 FATOR X ....................................................................................................................................................... 32 
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS ............................................................................................. 36 
III.7. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT .................................................................................. 41 
III.8. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS ........................................................................................ 42 
III.9. RESULTADO DA REVISÃO .......................................................................................................................... 42 
IV. CONCLUSÃO .................................................................................................................................................. 45 
 
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(Fls. 2 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Nota Técnica no 212/2016–SGT/ANEEL 
 
Em 23 de junho de 2016. 
 
 
 
 
Processo n.º 48500.000016/2016-83 
 
Assunto: Quarta Revisão Tarifária Periódica da 
ETO - Energisa Tocantins.  
 
 
 
I. OBJETIVO 
 
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da quarta revisão tarifária periódica da ETO - 
Energisa Tocantins consolidada após análise das contribuições trazidas no âmbito da Audiência Pública (AP) 
nº 23/2016. 
 
2. 
O Módulo 2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabeleceu as 
metodologias aplicáveis a quarta revisão tarifária periódica da ETO. Uma revisão conceitual  
das metodologias aplicáveis, que vai além do escopo da presente Nota Técnica, pode ser feita a partir das 
seguintes referências:  
 
 Submódulo 2.1 e Nota Técnica 065/2015-SRM/SGT/ANEEL: Procedimentos Gerais; 
 Submódulo 2.2 e Nota Técnica 066/2015-SRM/SGT/ANEEL: Custos Operacionais; 
 Submódulo 2.3 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Base de Remuneração Regulatória; 
 Submódulo 2.4 e Nota Técnica 022/2015-SRE/ANEEL: Custo de Capital; 
 Submódulo 2.5 e Nota Técnica 067/2015-SRM/SGT/ANEEL: Fator X; 
 Submódulo 2.6 e Nota Técnica 106/2015-SRM/SGT/ANEEL: Perdas de Energia; 
 Submódulo 2.7 e Nota Técnica 105/2015-SRM/SGT/ANEEL: Outras Receitas; 
 Submódulo 2.8 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Geração Própria de Energia. 
 
3. 
A Seção II apresenta uma breve descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da ETO. A 
Seção III descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo do Reposicionamento 
Tarifário, Receita Verificada, Parcela B, Parcela A, Outras Receitas, Componentes Financeiros e Fator X. A 
seção IV traz as conclusões. 
 
II. DOS FATOS 
 
4. 
Em 28 de junho de 1999 foi assinado o Contrato de Concessão n°052/1999, entre a União e 
a empresa ETO, por intermédio da ANEEL, para a prestação do serviço público de distribuição de energia 
elétrica na área da concessionária.  
 
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(Fls. 3 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
5. 
No referido contrato, a Sétima Subcláusula da Cláusula Sétima - Tarifas Aplicáveis na 
Prestação dos Serviços estabeleceu que a primeira revisão tarifária periódica dos valores das tarifas de 
energia elétrica da concessionária ocorreria um ano após o quarto reajuste anual concedido. A partir desta 
primeira revisão, efetivada em 04 de julho de 2004, as subsequentes seriam realizadas a cada quatro anos. 
 
6. 
Em dezembro de 2015, em processo conduzido pelo Ministério de Minas e Energia, foram 
assinados Termos Aditivos aos Contratos de Concessão citados, tendo por objeto formalizar a prorrogação 
das concessões pelo período de 30 anos.   
 
7. 
As metodologias aplicáveis a quarta revisão da concessionária são definidas nos Módulos  
2 e 7 do PRORET que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária 
aplicável. As alterações no Módulo 2 foram aprovadas em abril de 2015 por meio da Resolução n° 660/2015. 
 
8. 
A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27 de fevereiro de 2015, homologou o resultado da 
Revisão Tarifária Extraordinária - RTE das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. Os custos 
adicionais considerados na RTE foram alocados como componentes financeiros, não alterando as tarifas 
econômicas homologadas nos processos tarifários de 2014. 
 
9. 
Por meio do Ofício nº 006/2016-SRE/ANEEL, de 05/01/2016, foram solicitadas as 
informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, que foram encaminhadas pela Carta 
ENERGISATO/VPR-ANEEL/Nº005/2016, de 01 de fevereiro de 2016. 
 
10. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando n° 238/2016-SRD/ANEEL, de 16/06/2016. 
 
11. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 343/2016-SFF/ANEEL, de 
23/06/2016. 
 
12. 
Em 19/04/2016, na 13° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a 
AP n° 23/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de 
contribuições se estendeu de 20 de abril a 19 de maio, por intercambio documental.  
 
13. 
No dia 23/06/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das 
contribuições trazidas na AP n° 23, foi encaminhada à ETO e ao Conselho de Consumidores. 
 
14. 
Em 01 de junho, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da 
empresa, para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária apresentou as 
suas contribuições finais. 
 
 
III. ANÁLISE 
 
15. 
Na Revisão Tarifária Periódica – RTP as tarifas são reposicionadas levando-se  
em consideração os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e as 
alterações na estrutura de custos.   
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
16. 
No momento da RTP também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos reajustes 
tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de produtividade obtidos pela 
concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de incentivos que foram estabelecidos pela 
ANEEL nos processos tarifários. 
 
17. 
O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a Receita 
Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos 12 (doze) meses 
imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.  
 
18. 
A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada 
dos investimentos necessários para a prestação dos serviços dos serviços de distribuição de energia elétrica. 
O cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos relacionados às atividades de 
geração e transmissão e aos encargos setoriais.  
 
19. 
A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem alteradas as 
tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O resultado da razão entre 
essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em média.  
 
20. 
O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte fórmula:  
 
 
ࡾࢀ= ቀ ܀܀
܀܄−૚ቁ× ૚૙૙          (1)  
onde:  
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);RR: Receita Requerida; e 
RV: Receita Verificada. 
 
21. 
A Receita Requerida é dividida em duas parcelas: a primeira, denominada de Parcela A, 
envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos clientes, uso dos sistemas 
de transmissão e encargos setoriais. Em geral, a distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de 
custos, e em razão disso estes valores são repassados para os clientes da empresa.  
 
22. 
A segunda parcela, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a prestação 
do serviço de distribuição de energia. São custos inerentes da atividade de distribuição, que estão sujeitos ao 
controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e, por definição, são repassados 
por meio de valores regulatórios.   
 
23. 
Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte forma:  
 
ࡾࡾ= ࢂࡼ࡭+ ࢂࡼ࡮     (2) 
 
              onde: 
              RR: Receita requerida; 
              VPA: Valor da Parcela A; 
              VPB: Valor da Parcela B; 
 
 
24. 
No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita da 
concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos necessários 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
para a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com gestão de pessoas, 
infraestrutura física e materiais e serviços.  
 
25. 
Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não 
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa de 
retorno para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No cálculo dos custos 
de capital também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa a recomposição dos 
investimentos realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo da vida útil dos bens e direitos. 
 
26. 
Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de forma a 
assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente para o pagamento 
do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL. 
 
27. 
No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B também se faz necessário a atualização dos 
valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da vigência das tarifas 
estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do utilizado como referência para o 
cálculo da revisão.  
 
28. 
Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação dos 
mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão tarifária. Por fim, 
são descontadas as Outras Receitas auferidas pela concessionária, que são revertidas em parte para a 
modicidade tarifária.   
 
29. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É 
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao nível de 
preços.   
 
 
ࢂࡼ࡮= (࡯࡭ࡻࡹ+ ࡯࡭࡭) ∙(૚−ࡼ࢓− ࡹࡵࡽ) −ࡻࡾ           (3) 
 
onde: 
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;  
                       CAA: Custo Anual dos Ativos; 
ܲ௠: Fator de Ajuste de Mercado; e 
ܯܫܳ: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade; 
ܱܴ: Outras Receitas 
 
 
 
 
30. 
Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é dado pela soma 
dos componentes abaixo: 
 
࡯࡭ࡻࡹ= ࡯ࡻ+ ࡾࡵ      (4) 
 
onde: 
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
CO3: Custos Operacionais e 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
RI: Receitas Irrecuperáveis. 
 
31. 
Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo: 
 
࡯࡭࡭= ࡾ࡯+ ࡽࡾࡾ+ ࡯࡭ࡵࡹࡵ     (5) 
 
onde: 
CAA: Custo Anual dos Ativos; 
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades). 
 
32. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A: 
 
ࢂࡼ࡭= ࡯ࡱ+ ࡯ࢀ+ ࡱࡿ   (6) 
onde: 
VPA: Valor de Parcela A; 
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria; 
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e 
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica. 
 
33. 
Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é semelhante 
ao adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos componentes de Parcela A 
estão descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
 
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO 
 
34. 
O reposicionamento tarifário calculado para a ETO, para aplicação a partir  
de 04 de julho de 2016, resultou no percentual total médio de 16,77%, o qual reflete os custos das Parcelas A 
e B.    
 
Tabela 1 - Reposicionamento Tarifário 
 
 
 
III.2  RECEITA VERIFICADA 
 
 
35. 
No cálculo da Receita de Verificada, foram considerados os dados de mercado disponíveis  
no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP para o 
período de julho de 2015 a junho de 2016 e as tarifas de base econômica homologadas no processo de 
reajuste de 2015, resultando em um faturamento anual de R$ 911.789.413,30.  
 
Descrição
Valores (R$)
VPA+VPB
1.064.697.781,00
Receita Verificada
911.789.413,30
Reposicionamento Tarifário Médio
16,77%
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
36. 
O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA), por subgrupo tarifário e 
nível de tensão.   
 
Tabela 2 – Receita Verificada 
  
 
 
III.3 PARCELA B 
 
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO) 
 
37. 
A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Submódulo 2.2 do PRORET, 
estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente dos custos 
operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.  
 
38. 
A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras levando-se 
em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise é estabelecido um 
intervalo de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos 
ao longo do ciclo tarifário.   
 
39. 
No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data  
da revisão observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado, perdas não 
técnicas ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.   
 
40. 
Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com  
a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos 
operacionais presente na tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking, parte da 
diferença é incorporada no momento da revisão e a parcela remanescente é considerada para fins de cálculo 
do Componente T do Fator X.   
 
41. 
Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite superior 
do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator T são calculados 
de forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite 
superior. Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do intervalo, o valor de custos 
operacionais reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma criar uma trajetória de aumento da 
Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim, se os valores estiverem contidos no intervalo 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
2.113.068
                 
887.089.348,02
             
A2   (88 a 138 kV)
107.441
                    
27.392.400,33
               
A3   (69 kV)
283
                           
98.462,67
                      
A3a (30 kV  a 44 kV)     
167.055
                    
62.785.116,10
               
A4   (2,3 kV a 25 kV)
307.681
                    
124.847.565,47
             
BT  (menor que 2,3 kV)
1.530.608
                 
671.965.803,45
             
Demais Livres
57.187
                      
13.512.978,82
               
Distribuição
3.427
                        
476.026,89
                    
Geração
-
                            
10.711.059,56
               
Total
2.173.682
                 
911.789.413,30
             
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
de custos eficientes, o custo reconhecido na revisão corresponderá o custo já contido nas tarifas e o Fator T 
será igual a zero.  
 
42. 
O passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior é 
compatível com a restrição de variação de ±5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação anual  
de ±5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir: 
 
∆࡯ࡻ= ܕܑܖ( ቮඨ࡯ࡻࢋࢌ
࡯ࡻ࡭࢚
ࡺ
−૚ቮ;૞%) 
࡯ࡻ࢓ࢋ࢚ࢇ
 
= ࡯ࡻ࡭࢚(૚± ∆࡯ࡻ)ࡺ 
 
(7) 
onde: 
∆ܥܱ,        é a trajetória dos custos operacionais regulatórios; 
±5%,       é a variação máxima admissível; 
ܥܱ௠௘௧௔
 
,   é a meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual; 
 
43. 
Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a 
aplicação da metodologia conforme descrita nos passos anteriores resultar em uma meta de custo 
operacional superior a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado em 50% 
com o consumidor.  
 
44. 
Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a levar em 
consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir: 
 
 
࡯ࡻ࢓ࢋ࢚ࢇ
ᇱ
= ૚, ૛∙ࡻ࢖ࢋ࢞࢓éࢊ࢏࢕+ ࡯ࡻ࢓ࢋ࢚ࢇ
૛
 
(8) 
 
onde: 
ܥܱ௠௘௧௔
ᇱ 
,     é a meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento; 
ܱ݌݁ݔ௠éௗ௜௢, média dos custos operacionais reais. 
 
 
45. 
A tabela a seguir resume o cálculo de definição dos Custos Operacionais regulatórios para a 
ETO no valor de R$ 282.093.897,12. 
  
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(Fls. 9 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 3 – Custos operacionais regulatórios no reposicionamento  
 
 
 
46. 
No caso da ETO, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa é menor do que o 
intervalo interior definido pelo método de benchmarking. Como resultado, é estabelecida uma trajetória de 
aumento da Parcela B ao longo do ciclo, para que, ao final do ciclo, os custos operacionais regulatórios 
alcance o limite inferior do intervalo.  
 
47. 
Uma vez que a aplicação direta da metodologia resultou em uma trajetória de 0,77% a.a., 
não foi necessário ajustar a meta regulatória para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%. Em 
relação à comparação que é realizada com os custos reais, a aplicação da metodologia resultou em relação 
entre a meta de custos operacionais e os custos reais de 114,68%. Consequentemente não foi necessário 
recalcular a trajetória para compartilhar com o consumidor o valor excedente a 120%. O resultado final da 
análise foi um custo operacional considerado na revisão inferior ao atualmente existente na tarifa, 
contribuindo para uma redução tarifária de -0,40%. pelo fato desse custo ainda ser ajustado pelos ganhos 
potenciais de produtividade nos doze meses posteriores ao da revisão.   
 
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI) 
 
48. 
O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no processo de revisão tarifária  
é composto por duas parcelas: (1) uma associada aos encargos setoriais e (2) outra relativa aos demais itens 
da receita da distribuidora. 
 
49. 
O valor da parcela relativa aos encargos setoriais é feito a partir do nível de receitas 
irrecuperáveis da própria concessionária. O objetivo é calcular os custos com encargos setoriais  
Descrição
Limite Inferior
Centro
Limite Superior
1.  Eficiência
96,17%
100,00%
100,00%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 
288.660.668
           
294.415.897
       
300.171.126
          
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição
Valor
3. OPEX nas tarifas - R$
279.904.974
           
4. Meta estudo de eficiência - R$
288.660.668
           
5. Variação Anual (%)
0,77%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a.
288.660.668
           
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição
Reais
7. OPEX Real - R$ 
251.715.437
           
8. Meta OPEX 
288.660.668
           
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX
114,68%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento
288.660.668
           
11. Número de anos no ciclo
4
                             
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.]
282.093.897
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(Fls. 10 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
da forma mais precisa possível considerando, inclusive, o montante que é faturado e não recebido pelas 
concessionárias. Os níveis de receitas irrecuperáveis de cada concessionária são reconhecidos desde que 
não superem os limites estabelecidos no Submódulo 2.2 do PRORET. A equação a seguir sintetiza o cálculo 
das receitas irrecuperáveis associadas aos encargos setoriais. 
 
ࢂ࢏=
ࡱࡿ
(૚ିࡵ࡯ࡹࡿିࡼࡵࡿି࡯ࡻࡲࡵࡺࡿ) × {∑(࣋ࢉ× ࡾࡵ࢏)
࡯
}       (9) 
 
onde: 
ܸூ: Parcela de receitas irrecuperáveis associada aos encargos setoriais; 
ES: Valor dos encargos setoriais a ser considerado na revisão tarifária; 
ߩ௖: Participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; e 
ܴܫ௜: Mediana dos percentuais de receitas irrecuperáveis, relativa à classe C, verificados nos três anos 
anteriores ao da revisão tarifária. 
  
50. 
Para a parcela de receitas irrecuperáveis relativa aos demais itens da receita, são definidos 
percentuais regulatórios específicos para cada empresa, por classe de consumo. Os percentuais regulatórios 
são baseados no desempenho das distribuidoras, que são comparadas conforme sua posição no ranking de 
complexidade socioeconômica das áreas de concessão. O valor de receitas irrecuperáveis dessa parcela  
da receita, acrescido dos valores previstos de faturamento de bandeiras tarifárias, é então definido pela 
seguinte equação: 
 
ࢂࡾࡵ=
ࡾࡾ ାࡾࢋࢉࢋ࢏࢚ࢇ ࢊࢋ ࡮ࢇ࢔ࢊࢋ࢏࢘ࢇ࢙ିࡱ࢔ࢉࢇ࢘ࢍ࢕࢙ ࡿࢋ࢚࢕࢘࢏ࢇ࢙
(૚ିࡵ࡯ࡹࡿିࡼࡵࡿି࡯ࡻࡲࡵࡺࡿ)
× {∑(࣋ࢉ× ࡾࡵࢉ)
࡯
}        (10) 
 
Onde: 
ܸோூ: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
ܴܴ: receita requerida 
Receita de Bandeiras: receita prevista de bandeiras tarifárias; 
ܧ݊ܿܽݎ݃݋ݏ ܵ݁ݐ݋ݎ݅ܽ݅ݏ: valores de encargos setoriais definidos na revisão tarifária; 
ߩ௖: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 
ܴܫ௖: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à 
empresa. 
 
51. 
A tabela a seguir resume o cálculo do valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no 
processo de revisão tarifária, segregado em suas duas parcelas, uma relacionada aos encargos setoriais e 
outra relativa ao restante da receita. 
 
Tabela 4 – Receitas Irrecuperáveis 
 
 
 
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR) 
 
52. 
A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos realizados 
Descrição
Receita Base (R$)
% RI
RI (R$)
Encargos Setoriais
204.839.647
              
0,22%
447.090
            
Restante da Receita
1.225.158.515
           
0,38%
4.668.459
         
Total
1.429.998.162
0,36%
5.115.549
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(Fls. 11 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e do custo de 
capital, conforme formulação a seguir: 
 
ࡾ࡯= (࡮ࡾࡾ࢒−ࡾࡳࡾ) ∙࢘ࢃ࡭࡯࡯࢖࢘é + ࡾࡳࡾ∙࢘࢘ࢍ࢘+ ࡾ࡯ࡻࡱ   (11) 
 
onde: 
RC: Remuneração do Capital; 
BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida; 
RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR; 
rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real Antes dos Impostos; 
rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e 
ܴܥைா: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais. 
 
53. 
A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais - 
RC୓୉ – é calculado conforme equação abaixo. 
 
ࡾ࡯ࡻࡱ =
࢘࢖ି࢘ࢌ
૚ି࢚× ૙, ૞× ࡼ×
࡯࡭ࡻࡹ
࡯࡭ࡻࡹା࡯࡭࡭ିࡾ࡯ࡻࡱ× ࡻࡱࡿ࢈       (12) 
 
 
onde: 
     ܴܥைா: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais;  
ݎ௣: Custo de Capital Próprio (nominal); 
ݎ௙: Remuneração do Ativo Livre de Risco (nominal); 
ݐ: Impostos e Contribuições sobre a Renda; 
ܲ: Participação do Capital Próprio no Capital Total; 
ܥܣܱܯ: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
ܥܣܣ: Custo Anual dos Ativos;e 
ܱܧܵ௕: Obrigações Especiais Bruta. 
 
54. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que 
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor  
os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil. 
 
55. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base  
de Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a seguir: 
 
ࡽࡾࡾ= ࡮ࡾࡾ࢈∙ࢾ        (13) 
 
onde: 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória; 
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e 
: Taxa média de depreciação das instalações. 
 
56. 
Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as taxas 
anuais de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico 
– MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 674, de 11 de agosto de 2015. 
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(Fls. 12 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
III.3.3.1 CUSTO DE CAPITAL 
 
57. 
Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado  
de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda, sendo 
expresso pela seguinte fórmula: 
 
࢘ࢃ࡭࡯࡯= (ࡼࢂ
⁄ ) ∙࢘࢖+ (ࡰࢂ
⁄ ) ∙࢘ࢊ    (14) 
 
onde: 
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais; 
rP: custo do capital próprio real depois de impostos; 
rD: custo da dívida real depois de impostos; 
P: capital próprio; 
D: capital de terceiros ou dívida;  
V: soma do capital próprio e de terceiros; 
 
58. 
A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor  
em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro.  
 
59. 
Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada, partiu-se do levantamento 
de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, nos anos de 2011, 2012 e 
2013, resultando no percentual de participação de capital de terceiros (D/V) de 48,76%. 
 
60. 
Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno CAPM (Capital 
Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de ativos de distribuição de 
energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte equação: 
 
࢘ࡼ= ࢘ࢌ+ ࢼ∙൫࢘࢓−࢘ࢌ൯+ ࢘࡮      (15) 
 
onde:  
rP: custo de capital próprio; 
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco; 
: beta do setor regulado; 
rm-rf: prêmio de risco do mercado de referência; e 
rB: prêmio de risco país. 
 
61. 
Para o custo de capital de terceiros adota-se uma abordagem similar à do capital próprio, ou 
seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos para se emprestar 
recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de terceiros é calculado então 
pelo método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão: 
 
࢘ࢊ= ࢘ࢌ+ ࢘࡯+ ࢘࡮      (16) 
 
onde:  
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco; 
rc: prêmio de risco de crédito; e 
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(Fls. 13 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
rB: prêmio de risco país. 
 
62. 
A tabela a seguir ilustra o cálculo do custo médio ponderado de capital para  
uma concessionária que tenha alíquota de 34% a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e 
Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL). 
 
Tabela 5 - Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC 
CUSTO DE CAPITAL 
Proporção de Capital Próprio 
51,24% 
Proporção de Capital de Terceiros 
48,76% 
Taxa livre de risco 
5,64% 
Prêmio de risco de Mercado 
7,56% 
Beta médio alavancado 
0,70 
Prêmio de risco do negócio 
5,31% 
Inflação americana considerada 
2,41% 
Prêmio de risco país 
2,62% 
Custo de capital próprio real 
10,90% 
  
  
Prêmio de risco de crédito 
3,37% 
Custo de dívida real 
5,14% 
  
CUSTO MÉDIO PONDERADO 
WACC real antes de impostos* 
12,26% 
WACC real depois de impostos 
8,09% 
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%
 
 
63. 
Para aplicação tarifária considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos impostos 
do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às tarifas dos 
consumidores como se segue abaixo: 
 
࢘ࢃ࡭࡯࡯࢖࢘é =
(ࡼࢂ
⁄ )∙࢘࢖ା(ࡰࢂ
⁄ )∙࢘ࢊ
૚ିࢀ
      (17) 
 
 
64. 
Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal 
diferenciado, de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas finais 
inferiores ao valor de 34%, seriam consideradas as seguintes alíquotas: 
 
a) para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as alíquota de IRPJ 
e CSSL somam 0,00% (zero); 
b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as alíquotas de 
IRPJ e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na área de concessão 
sujeita ao benefício fiscal; 
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CUSTO DE CAPITAL  
Proporção de Capital Próprio  51,24%
Proporção de Capital de Terceiros  48,76%
Taxa livre de risco  5,64%
Prêmio de risco de Mercado  7,56%
Beta médio alavancado  0,70
Prêmio de risco do negócio  5,31%
Inflação americana considerada  2,41%
Prêmio de risco país  2,62%
Custo de capital próprio real  10,90%
  
Prêmio de risco de crédito  3,37%
Custo de dívida real  5,14%
  
CUSTO MÉDIO PONDERADO  
WACC real antes de impostos*  12,26%
WACC real depois de impostos  8,09%
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%  

(Fls. 14 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
c) 
para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as alíquotas de 
IRPJ e CSLL somam 24%; 
d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%. 
 
65. 
Para aplicação tarifária considerar-se-ia o WACC conforme tabela abaixo:  
 
Tabela 6 - WACC antes de Impostos 
WACC 
Alíquota de
IRPJ e CSLL 
Taxa
(rwacc-pré) 
WACC real antes dos impostosa 
Isento 
9,97% 
WACC real antes dos impostosb 
15,25% 
10,77% 
WACC real antes dos impostosc 
24% 
11,45% 
WACC real antes dos impostosd 
34% 
12,26% 
a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda; 
b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM; 
c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e 
d) todas as demais. 
 
66. 
Também será deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor 
de recursos da RGR junto a Eletrobrás, referente ao terceiro mês anterior à data base do laudo de avaliação 
da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR 
serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da empresa ao custo de capital regulatório (WACC). 
 
67. 
O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será 
remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário contempla 
atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário são 
corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória.  
 
68. 
Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) serão remunerados 
pelo custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 0,73% a.a., e os recursos da RGR não destinados ao 
PLpT serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros disponíveis às distribuidoras 
de energia elétrica, de 2,88% a.a. em termos reais. 
 
 
III.3.3.2 BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA 
 
69. 
Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público 
de distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser observadas as 
seguintes diretrizes: 
 
a) A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP) deve ser 
“blindada”. Entende- se como base blindada os valores aprovados por laudo de avaliação 
ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e as 
respectivas atualizações; 
b) As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde que ainda 
em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão tarifária; 
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WACC    Alíquota de
IRPJ e CSLL  Taxa
(r )
wacc-pré  
  WACC real antes dos impostosa  Isento  9,97%  
  WACC real antes dos impostosb  15,25%  10,77%  
  WACC real antes dos impostosc  24%  11,45%  
  WACC real antes dos impostosd  34%  12,26%  

(Fls. 15 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
c) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de 
remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base 
do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b); 
d) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês anterior  
ao mês da atual revisão tarifária; 
e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IGP-M, entre a data-base do 
laudo de avaliação e a data da revisão tarifária; 
 
70. 
Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica 
somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente utilizados no 
serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de remuneração aqueles 
ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR. 
 
71. 
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como da 
remuneração e quota de reintegração.  
 
Tabela 7 – Remuneração do Capital e Quota de Reintegração 
 
 
72. 
O valor da Base de Remuneração Regulatória foi informado pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF por meio do Memorando nº 343/2016-SFF/ANEEL, de 23 de 
junho de 2016.   
 
 
Descrição
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
2.893.348.044
      
(2) Índice de Aproveitamento Integral
5.568.310
             
(3) Obrigações Especiais Bruta
1.443.112.677
      
(4) Bens Totalmente Depreciados
300.442.423
         
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
1.144.224.633
(6) Depreciação Acumulada
1.252.361.491
      
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso)
1.640.986.553
      
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
2.783.356
             
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR)
1.638.203.197
      
(10) Almoxarifado em Operação
5.377.359
             
(11) Ativo Diferido
-
                        
(12) Obrigações Especiais Líquida
1.077.174.779
      
(13) Terrenos e Servidões
10.676.586
           
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13)
577.082.364
(15) Saldo RGR PLPT
59.851.025
           
(16) Saldo RGR Demais Investimentos
-
                        
(17) Taxa de Depreciação
3,73%
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
42.679.579
           
(19) Remuneração de Obrigações Especiais
29.515.929
           
(20) Remuneração do Capital
93.365.403
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(Fls. 16 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI). 
 
73. 
O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, refere-se 
aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, 
e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.  
 
74. 
Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no 
Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são determinados 
como uma relação do AIS. A BAR será determinada pela formulação a seguir: 
 
࡮࡭ࡾ= ૛, ૠ૚૞ૢ∙(࡭ࡵࡿ−ࡵ࡭)ି૙,૚૟ૠା૚∙(ࡵࡼ࡯࡭૚/ࡵࡼ࡯࡭૙)૙,૚૟ૠ     (18) 
 
onde: 
ܤܣܴ: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos não 
elétricos (instalações móveis e imóveis); 
ܣܫܵ: Ativo imobilizado em serviço aprovado na quarta revisão; 
ܫܣ: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na quarta revisão; 
ܫܩܲܯ1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e 
ܫܩܲܯ0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011. 
 
75. 
Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade é necessário 
segregar em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:  
 
Tabela 8 - Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos 
Grupo de Ativos
(% da BAR)
Aluguéis (ܤܣܴ஺)
45%
Veículos (ܤܣܴ௏)
12%
Sistemas (BAR୍) 
43% 
 
76. 
Uma vez segregado, as Anuidades são dadas por: 
 
࡯࡭ࡵࡹࡵ= ࡯࡭ࡸ+ ࡯࡭ࢂ+ ࡯࡭ࡵ       (19) 
 
onde: 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades); 
CAL: Custo Anual de Aluguéis; 
CAV: Custo Anual de Veículos; e 
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática. 
 
77. 
As Anuidades serão calculadas em regime, com depreciação linear na vida útil e com 
remuneração sobre 50% do investimento. 
 
࡯࡭(ࡸ/ࢂ/ࡵ) = ࡮࡭ࡾ࡭/ࢂ/ࡵ ∙൤
૚
ࢂࢁ࡭/ࢂ/ࡵ+
࢘ࢃ࡭࡯࡯࢖࢘é
૛
൨         (20) 
 
 
 
onde: 
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  Grupo de Ativos      (% da BAR)  
Aluguéis ((cid:1828)(cid:1827)(cid:1844) )
(cid:3002)      45%    
Veículos ((cid:1828)(cid:1827)(cid:1844) )
(cid:3023)      12%    
Sistemas (BAR )
(cid:2893)      43%    

(Fls. 17 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
CA(L/V/I): Custo Anual de: A: Aluguéis / V:Veículos / I:Sistemas de Informática; 
BARA/V/I: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para 
infraestrutura de: A:imóveis de uso administrativos / V: veículos / I: Sistemas de informática; e 
VUA/V/I: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle 
Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE: A: 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) 
“Edificação – outras” e 15% referente ao TUC “Equipamento Geral” / V: referente ao TUC “Veículos” / 
I:referente ao TUC “Equipamento Geral de Informática”. 
 
78. 
A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI 
 
Tabela 9 - Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI 
 
 
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO 
DE INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE 
 
79. 
Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção - CAOM e ao Custo Anual dos Ativos - 
CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.  
 
80. 
O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, considera os 
ganhos potenciais de produtividade entre o ano anterior à revisão tarifária, período de referência, e o período 
em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze meses posteriores à revisão.  
 
81. 
O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm) a ser aplicado na revisão tarifária periódica de 
cada concessionária no ajuste do Valor da Parcela B é definido a partir da produtividade média do setor  
de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do número de unidades consumidoras da 
concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme equação a seguir:  
 
ࡼ࢓(࢏): = ࡼࢀࡲ+ ૙, ૚૝× ൫∆ࡹࢃࢎ(࢏) −∆ࡹࢃࢎ
തതതതതതതതതത൯−૙, ૙૝× (∆ࢁ࡯(࢏) −∆ࢁ࡯
തതതതതത)    (21) 
 
onde: 
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.; 
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a 
revisão tarifária em processamento;  
∆ܯܹℎ
തതതതതതതതത: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.; 
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i, 
entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e 
∆ܷܥ
തതതതതത : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a. 
 
Descrição
Valores (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR)
210.933.020
               
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA)
94.919.859
                 
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV)
25.311.962
                 
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI)
90.701.199
                 
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL)
10.686.272
                 
(6) Anuidade - Veículos (CAV)
5.167.618
                   
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI)
22.673.417
                 
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7)
38.527.308
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(Fls. 18 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
82. 
O Fator de Ajuste de Mercado calculado para aplicação na atual revisão tarifária é de 1,83%. 
 
83. 
Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, são considerados os indicadores 
Duração Equivalente de Interrupção (DEC) e Frequência Equivalente de Interrupção (FEC). O mecanismo 
busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho relativo entre as 
distribuidoras.  
 
84. 
A ETO situa-se no período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, quanto à aplicação 
da metodologia definida pelo Submódulo 2.5 do PRORET, descrita na seção III.5.3 desta Nota Técnica. Para 
os processos de revisão tarifária de concessionárias, cujas datas situam-se no período de abril de 2016 e 
março de 2017, apenas os indicadores de qualidade técnica DEC e FEC são considerados. Após esse 
período, indicadores de qualidade comercial serão adicionados de forma gradativa, até o final do período de 
transição, em março de 2019. 
 
85. 
O Fator de Ajuste de Qualidade calculado para aplicação na atual revisão tarifária foi definido 
em 0,26%.  
 
86. 
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária  
da concessionária. 
 
Tabela 10 - Cálculo da Parcela B ajustada 
 
 
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR) 
 
87. 
As outras receitas podem ser classificadas em duas categorias, conforme sua natureza:  
em “receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica”, que são as relativas aos serviços 
cobráveis, e “receitas de atividades acessórias”, que são atividades de natureza econômica acessória ao 
objeto do contrato de concessão, exercida por conta e risco das concessionárias. As atividades acessórias 
subdividem-se em 2 subgrupos:  
 
a) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade regulada, 
prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como: arrecadação de convênios 
ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de faturas de terceiros por meio de 
Descrição
Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM)
287.209.446
Custos Operacionais (CO)
282.093.897,12
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi)
447.090,24
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse)
4.668.459,09
Custo Anual dos Ativos (CAA)
174.572.290
Remuneração do Capital (RC)
93.365.403,47
Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
42.679.578,80
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI)
38.527.307,52
Parcela B (VPB)
461.781.736
 Índice de Produtividade da Parcela B
1,83%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade
0,26%
Parcela B com ajustes
452.167.947
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(Fls. 19 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
estrutura própria de arrecadação; veiculação de propaganda ou publicidade em fatura de energia 
elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos; 
compartilhamento de infraestrutura; serviços de avaliação técnica e de aferição de medidores em 
laboratório próprio; e operacionalização de serviço de créditos tributários. 
 
b) Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como atividade não 
regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de distribuição de energia 
elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por terceiros, observando-se  
a legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da concorrência. São elas: 
elaboração de projeto, construção, expansão, operação, manutenção ou reforma de: (1) redes de 
distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao 
atendimento dos empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia 
elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de 
energia; (4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: 
(6) padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas  
de medição de energia elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e 
minigeração distribuída; e (9) sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do 
consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis  
nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em 
lei; serviços de comunicação de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades 
acessórias previstas. 
 
88. 
O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será de 
60% da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins de estimular  
a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço 
de distribuição de energia elétrica. 
 
89. 
Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias complementares 
também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens: a) (8) geradores, incluindo-
se unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de iluminação pública, b) eficientização 
do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos 
projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços 
de comunicação de dados, os quais o percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta. 
 
90. 
Desse modo, para cada natureza de receita há um percentual que deve ser revertido  
à modicidade tarifária, nos termos do Submódulo 2.7 do PRORET. A tabela a seguir sintetiza o cálculo de 
“Outras Receitas”. 
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(Fls. 20 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 11 - Outras Receitas 
 
 
 
III.4 PARCELA A 
 
91. 
O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as condições 
vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de energia elétrica (CE), 
os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão (CT) e os custos com Encargos 
Setoriais (ES).  
 
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE) 
 
III.4.1.1 TIPOS DE CONTRATOS E REGRAS DE PRECIFICAÇÃO 
 
92. 
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. 
 
93. 
Adicionalmente, a Lei n° 10.848, de 15/03/2004, 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”.  
 
94. 
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 
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 
Descrição das atividades
Compartilhamento
Receita Regulatória
Serviços Cobráveis
60%
2.336.546,37
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros
60%
1.356.630,69
Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses)
60%
2.500.100,21
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(Fls. 21 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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; 
 
 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; 
 
 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.4.1.2 ENERGIA REQUERIDA 
 
95. 
Além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores há que se considerar que 
nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Perdas de energia são inerentes à 
natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica. Cabe à ANEEL definir 
a cada revisão tarifária um referencial regulatório de perdas que leve em consideração o desempenho da 
concessionária nos segmentos de perdas que tenha maior gestão.  
 
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(Fls. 22 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
96. 
As perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema 
de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as Perdas na Distribuição que 
podem ser de natureza técnica ou não técnica. 
 
97. 
As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de 
transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária. As perdas não 
técnicas, por sua vez, representam todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica, tais 
como furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem 
equipamento de medição, etc. São medidas pela diferença entre as Perdas na Distribuição e as Perdas 
Técnicas. 
 
98. 
As Perdas Técnicas são calculadas levando-se em consideração as características do sistema 
de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos 
condutores, tipo de transformadores, etc. São calculadas as perdas nas redes de distribuição em alta, média 
e baixa tensão, subestações, transformadores de distribuição, além dos ramais de ligação e medidores. O 
Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição - PRODIST detalha a metodologia empregada para o cálculo 
das perdas técnicas. O nível de perdas técnicas calculado, como percentual da energia injetada, é mantido 
constante em todos os processos tarifários até a revisão subsequente.  
 
99. 
O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela 
Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 238/2016 – SRD/ANEEL, 
de 16 de junho de 2016, no percentual de 10,73% sobre a energia injetada. 
 
100. 
O referencial regulatório para as Perdas Não Técnicas é redefinido a cada revisão tarifária e 
pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor de perdas não 
técnicas a cada reajuste tarifário, ou na forma de uma meta fixa, em que o nível de perdas não técnicas 
reconhecido nas tarifas, sempre referenciado em termos de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa 
tensão, se mantém constante ao longo do ciclo tarifário. 
 
101. 
A abordagem adotada pela ANEEL para a definição dos limites de perdas não técnicas é o da 
comparação do desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão com certo grau de 
semelhança. Essa comparação se dá essencialmente a partir da construção de um ranking de complexidade 
no combate às perdas não técnicas que busca mensurar de forma objetiva o nível de dificuldade enfrentado 
por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as fraudes e furtos de energia em sua área de atuação. 
 
102. 
A partir da formulação do ranking é possível afirmar que distribuidoras que atuam em áreas 
mais complexas, e que ainda assim tenham alcançado níveis mais baixos de perdas não técnicas, sejam 
referencias de eficiência e possam, portanto, ser utilizadas para se definir trajetórias de redução de perdas 
não técnicas para as demais. Cabe ressaltar que além da análise de eficiência comparativa das 
distribuidoras, a avaliação também considera o desempenho passado da própria distribuidora, que pode 
servir de referencial regulatório quando os níveis de perdas não técnicas tiverem crescido.  
 
103. 
O ponto de partida para o referencial regulatório de perdas não técnicas é definido, regra geral, 
pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada 
pela distribuidora, considerando eventuais ajustes e exceções previstas no Submódulo 2.6 do PRORET, se 
for o caso. A meta para o final do ciclo, por sua vez, considera o desempenho de distribuidoras que atuem em 
áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não técnicas, e que tenham 
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(Fls. 23 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
desempenho melhores. Caso a concessionária em processo de revisão possua patamares reais de perdas 
não técnicas superiores aos considerados adequados pela ANEEL, o nível médio de perdas não técnicas das 
empresas benchmarks passa a ser referencial para a definição da meta, que deve observar a velocidade 
potencial de redução.  
 
104. 
A tabela a seguir sintetiza o cálculo das perdas não técnicas para a concessionária. 
 
Tabela 12 - Perdas Regulatórias  
 
 
 
 
 
 
105. 
No caso da ETO, por se tratar de empresa com nível de perdas não técnicas inferior a 7,50% 
do mercado de baixa tensão medido, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, a média praticada 
pela empresa nos últimos 4 anos civis, a qual, quando ajustada ao mercado faturada, corresponde à 5,29%. 
Também, por ser considerada como empresa eficiente no combate às perdas, propõe-se como meta para o 
final do ciclo o mesmo percentual de 5,29%, sem o estabelecimento de uma trajetória de redução das perdas.  
 
106. 
A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo de revisão 
tarifária.  
Descrição
Perdas Não 
Técnica (% BT)
1. Meta 3º Ciclo (Faturada)
1,04%
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos anos)
1,22%
3. Meta 3º Ciclo (Medida) [1. + 2.]
2,26%
4. Média Histórico (Medida)
6,51%
5. Ponto de Partida [ = Média Histórica ]
6,51%
6. Ponto de Partida (faturado)
5,29%
1 - Cálculo do Ponto de Partida 
Descrição
Modelo C
Modelo G
Modelo K
Empresa Benchmark
 CPFL PIRATININGA  CPFL PIRATININGA  CPFL PIRATININGA 
5. Perda Benchmark (PNT/BT)
2,11%
2,11%
2,11%
6. Perda CELTINS (PNT/BT)
8,71%
8,71%
8,71%
7. Probabilidade de Comparação
68,97%
81,54%
85,70%
8. Meta baseada em cada Benchmark   [ 7. x 5. + ( 1.- 7.) x 6. ] 
4,15%
3,32%
3,05%
9. Meta média dos Benchmarks  [média( 8 ) ]
10. Ponto de Partida (PNT/BT)
11. Meta [ = Ponto de Partida ]
12. Meta (Faturado)
2 - Cálculo do Ponto de Chegada
3,51%
6,51%
6,51%
5,29%
Descrição
Ponto Partida
2016
2017
2018
2019
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta)
6,51%
6,51%
6,51%
6,51%
6,51%
Velocidade de Redução (a.a)
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Limite de Redução (a.a)
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Referencial Regulatório PNT/BT (medido)
6,51%
6,51%
6,51%
6,51%
6,51%
Diferença entre medido e faturado
1,22%
1,22%
1,22%
1,22%
1,22%
Referencial Regulatório PNT/BT (faturado)
5,29%
5,29%
5,29%
5,29%
5,29%
Referencial Regulatório PT/Einj
10,73%
10,73%
10,73%
10,73%
10,73%
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1 - Cálculo do Ponto de Partida  
Descrição  Perdas Não
Técnica (% BT)
1. Meta 3º Ciclo (Faturada)  1,04%
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos anos)  1,22%
3. Meta 3º Ciclo (Medida) [1. + 2.]  2,26%
4. Média Histórico (Medida)  6,51%
5. Ponto de Partida [ = Média Histórica ]  6,51%
6. Ponto de Partida (faturado)  5,29%
2 - Cálculo do Ponto de Chegada      
Descrição  Modelo C  Modelo G  Modelo K
Empresa Benchmark  CPFL PIRATININGA  CPFL PIRATININGA  CPFL PIRATININGA
5. Perda Benchmark (PNT/BT)  2,11%  2,11%  2,11%
6. Perda CELTINS (PNT/BT)  8,71%  8,71%  8,71%
7. Probabilidade de Comparação  68,97%  81,54%  85,70%
8. Meta baseada em cada Benchmark [ 7. x 5. + ( 1.- 7.) x 6. ]  4,15%  3,32%  3,05%
9. Meta média dos Benchmarks [média( 8 ) ]  3,51%    
10. Ponto de Partida (PNT/BT)  6,51%    
11. Meta [ = Ponto de Partida ]  6,51%    
12. Meta (Faturado)  5,29%    
Descrição  Ponto Partida  2016  2017  2018  2019
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta)  6,51%  6,51%  6,51%  6,51%  6,51%
Velocidade de Redução (a.a)    0,00%  0,00%  0,00%  0,00%
Limite de Redução (a.a)    0,00%  0,00%  0,00%  0,00%
Referencial Regulatório PNT/BT (medido)  6,51%  6,51%  6,51%  6,51%  6,51%
Diferença entre medido e faturado  1,22%  1,22%  1,22%  1,22%  1,22%
Referencial Regulatório PNT/BT (faturado)
Referencial Regulatório PT/Einj  5,29%
10,73%  5,29%
10,73%  5,29%
10,73%  5,29%
10,73%  5,29%
10,73%

(Fls. 24 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 13 - Energia Requerida 
 
 
107. 
A Energia Vendida representa toda energia faturada pela concessionária de seu mercado 
cativo, consumo próprio e energia suprida a outras distribuidoras. As perdas na Rede Básica são apuradas 
em cada processo tarifário com base nas medições dos últimos 12 meses das perdas apuradas na Rede 
Básica e nas Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso compartilhada, contabilizadas pela Câmara 
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.  
 
III.4.1.3 VALORAÇÃO DA COMPRA DE ENERGIA 
 
108. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia 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. 
 
109. 
Também é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225,  
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia 
requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na 
data da revisão. 
 
110. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica considerando  
o período de referência em questão. 
 
111. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada 
e a 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.  
 
112. 
No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os 
seguintes procedimentos:  
 
a) 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; 
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
2.113.068
          
2.113.068
          
Fornecimento
2.113.068
          
2.113.068
          
Consumidores Livres
60.615
               
60.615
               
Perdas Totais
382.405
             
389.446
             
Perdas Rede B.
31.761
               
37.455
               
Perdas na Distribuição
350.644
             
351.991
             
Perda Não Técnica
15.918
               
80.961
               
Perda Técnica
334.726
             
271.030
             
Energia Requerida
2.495.473
          
2.502.514
          
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(Fls. 25 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
b) 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; 
c) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se, 
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculada a partir das informações de 
previsão de valores do CMO fornecidas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – 
SRG. 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$/MWh, as concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, 
os valores de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por 
disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes; 
d) 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; 
e) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que 
pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações 
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado - SRM por meio do 
Memorando nº 26/2016-SRM/ANEEL, de 16 de fevereiro de 2016, obedecida a data de reajuste prevista no 
contrato; 
f) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente de Angra e Cotas das 
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL. 
 
113. 
A tabela a seguir resume o custo com compra de energia. 
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(Fls. 26 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 14 - Custo com Compra de Energia
 
 
 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante 
Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa        
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
628.072,41
                   
582.279,79
               
192,97
    
112.361.353,58
 
4º LEE 2009-08
4.971,63
                       
4.609,15
                   
172,37
    
794.488,50
        
4º LEE 2009-08 (MCSD)
68,87
                            
63,85
                        
172,37
    
11.005,21
          
4º LEE 2009-08 (MCSD)
198,29
-                          
183,83
-                      
172,37
        
31.687,31
-          
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
159,47
                          
147,84
                      
176,48
    
26.090,84
          
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
1.542,24
-                       
1.429,80
-                   
176,48
    
252.326,74
-        
12º LEE 2014 36M/ Nova regra
38.584,43
                     
35.771,25
                 
176,48
    
6.312.819,81
     
13º LEE 2014-05 DISP
30.210,91
                     
28.008,24
                 
253,44
    
7.098.374,35
     
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
384,14
                          
356,13
                      
318,70
    
113.497,50
        
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
3.092,28
-                       
2.866,82
-                   
318,70
    
913.645,06
-        
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE
77.287,39
                     
71.652,38
                 
318,70
    
22.835.332,61
   
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP
14.900,76
                     
13.814,35
                 
192,29
    
2.656.396,55
     
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra
779,64
-                          
722,80
-                      
222,25
    
160.644,94
-        
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra
19.426,18
                     
18.009,82
                 
222,25
    
4.002.767,17
     
1º LEN A-3 2008-15 T
52.913,32
                     
49.055,42
                 
200,80
    
9.850.500,78
     
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T
948,64
-                          
879,48
-                      
200,80
    
176.602,58
-        
1º LEN  redução COCAL A-3 2008-15 T
728,35
-                          
675,24
-                      
200,80
    
135.591,54
-        
1º LEN A-3 2008-30 H
7.497,11
                       
6.950,50
                   
192,48
    
1.337.856,33
     
2º LEN A-3 2009-15 T
14.306,31
                     
13.263,24
                 
233,50
    
3.097.015,34
     
2º LEN A-3 2009-30 H
27.853,96
                     
25.823,14
                 
224,70
    
5.802.436,88
     
4º LEN A-3 2010-15 T
11.097,05
                     
10.287,96
                 
224,95
    
2.314.294,82
     
6º LEN A-3 2011-15 T
1.584,22
                       
1.468,72
                   
194,09
    
285.063,01
        
8º LEN A-3 2012-15 T
43,81
                            
40,62
                        
224,96
    
9.136,99
            
8º LEN A-3 2012-30 H
4,38
                              
4,06
                          
220,60
    
895,98
               
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra
14.600,42
                     
13.535,91
                 
137,33
    
1.858.914,74
     
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T
12.987,85
                     
12.040,91
                 
150,17
    
1.808.152,13
     
12º LEN - MCSD  (- MIII) A-3 2014-20 T
13.518,25
                     
12.532,64
                 
150,17
    
1.881.992,75
     
12º LEN - MCSD  (MIII) A-3 2014-20 T
3.532,51
                       
3.274,95
                   
150,17
    
491.791,18
        
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T
9.382,88
                       
8.698,78
                   
150,17
    
1.306.272,32
     
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra
6.528,24
                       
6.052,27
                   
137,21
    
830.437,64
        
17º LEN A-3 2016-20 DIS/ Nova regra
4.930,69
                       
4.571,19
                   
146,40
    
669.239,21
        
1º LEN A-4 2009-15 T
13.492,63
                     
12.508,89
                 
199,72
    
2.498.259,18
     
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T
229,86
-                          
213,10
-                      
199,72
    
42.559,71
-          
1º LEN  redução COCAL A-4 2009-15 T
143,20
-                          
132,76
-                      
199,72
    
26.514,76
-          
1º LEN A-4 2009-30 H
1.162,38
                       
1.077,63
                   
205,68
    
221.642,68
        
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés
105,41
-                          
97,72
-                        
207,04
    
20.232,29
-          
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés
22,99
-                            
21,31
-                        
207,04
    
4.412,12
-            
1º LEN A-5 2010-15 T
22.741,09
                     
21.083,04
                 
202,77
    
4.274.924,74
     
1º LEN A-5 2010-30 H
24.470,72
                     
22.686,57
                 
207,04
    
4.697.106,99
     
01º LEN A-5 2010-30 H  - Retirada Porto Goés
209,09
-                          
193,84
-                      
207,04
    
40.133,66
-          
5º LEN A-5 2012-15 T
550,97
                          
510,80
                      
227,03
    
115.965,55
        
5º LEN A-5 2012-30 H
220,24
                          
204,18
                      
218,15
    
44.540,89
          
7º LEN A-5 2013-15 T
20.595,02
                     
19.093,44
                 
250,81
    
4.788.798,08
     
7º LEN A-5 2013-30 H (alt. pelo decreto 170/2013)
705,90
                          
654,44
                      
157,84
    
103.293,64
        
10º LEN A-5 2015-30 H
12.404,16
                     
11.499,78
                 
145,91
    
1.677.943,92
     
11º LEN A-5 2015-30 H
35.986,08
                     
33.362,34
                 
96,11
      
3.206.295,94
     
1º LFA A-3 2010-15 OF
947,85
                          
878,74
                      
245,96
    
216.135,16
        
1º LFA A-3 2010-30 H
407,49
                          
377,78
                      
231,40
    
87.418,02
          
2º LFA A-3 2013-20 OF
3.248,76
                       
3.011,89
                   
196,80
    
592.744,85
        
2º LFA A-3 2013-20 OF
4.983,60
                       
4.620,24
                   
196,80
    
909.271,93
        
2º LFA A-3 2013-20 OF
956,16
                          
886,44
                      
196,80
    
174.453,33
        
2º LFA A-3 2013-20 OF
10.151,91
                     
9.411,73
                   
196,80
    
1.852.245,07
     
2º LFA A-3 2013-20 OF
4.788,02
                       
4.438,93
                   
196,80
    
873.588,29
        
2º LFA A-3 2013-30 H
1.742,09
                       
1.615,07
                   
215,51
    
348.063,58
        
3º LFA BIO-2016/ Nova regra
1.991,65
                       
1.846,44
                   
227,36
    
419.799,84
        
Madeira Santo Antônio
7.050,79
                       
6.536,71
                   
131,75
    
861.212,52
        
Madeira Santo Antônio
1.515,48
                       
1.404,99
                   
131,75
    
185.107,09
        
Estruturante Santo Antônio - MCSD
1.112,64
                       
1.031,52
                   
131,75
    
135.902,89
        
Estruturante Jirau
40.979,85
                     
37.992,02
                 
115,88
    
4.402.561,30
     
Estruturante Jirau - MCSD
2.499,25
                       
2.317,03
                   
115,88
    
268.500,32
        
Estruturante Jirau - MCSD
1.653,87
                       
1.533,28
                   
115,88
    
177.678,73
        
Estruturante Belo Monte
36.513,11
                     
33.850,94
                 
114,86
        
3.888.279,76
     
Estruturante Belo Monte
18.833,13
                     
17.460,01
                 
114,86
        
2.005.540,05
     
Estruturante Belo Monte - MCSD
2.407,20
-                       
2.231,69
-                   
114,86
        
256.342,67
-        
Energia Base
598.842,24
                   
556.905,38
               
155,81
    
86.772.135,32
   
Cota Angra I/Angra II
39.474,65
                     
36.596,57
                 
162,09
    
5.931.937,28
     
Cotas Lei n º 12783/2013
306.495,86
                   
284.149,31
               
35,82
      
10.178.228,33
   
Itaipu (tirando as perdas)
229.217,96
                   
212.505,73
               
332,52
    
70.661.969,71
   
PROINFA
23.653,77
                     
23.653,77
                 
-
          
-
                     
Total
1.226.914,66
                
1.139.185,18
            
174,80
    
199.133.488,90
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: E85046360037D9A5 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, NADIA MAKI, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO

(Fls. 27 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
114. 
Destaca-se o impacto na revisão dos custos com compra de energia, de 9,58%. Tal resultado 
decorre do aumento da contratação de energia proveniente de Leilões de energia Existente, via MCSD, a um 
preço unitário acima do custo médio.  
 
115. 
Ao longo de 2014 e 2015 a ETO ficou exposta ao mercado de curto prazo. De janeiro a 
setembro de 2015 a empresa precisou adquirir energia no curto prazo correspondente a 18% da carga real da 
concessionária. Para reverter essa situação, e em atendimento ao disposto na Lei n° 10.848, de 15/03/2014, 
que em seu art. 2° estabelece a obrigação para a distribuidora “garantir o atendimento à totalidade de seu 
mercado, mediante contratação regulada”, a ETO participou das declarações dos MCSD mensais e trocas-
livres para reduzir a exposição contratual, tendo sucesso somente em novembro de 2015, quando a empresa 
passou de uma situação de exposição para sobrecontratação mensal, cuja sobra de energia entre outubro de 
2015 a março fevereiro de 2016 passou a corresponder a 14,7% da sua carga real.   
 
116. 
Como a energia adquirida no MCSD proveio principalmente do 13° Leilão de Energia Existente 
por Quantidade, a um preço unitário de R$ 270,81 / MWh, que quando atualizada para a data da revisão 
correspondente a R$ 320,12 /MWh, o resultado foi um aumento dos custos de compra de energia observado 
no atual processo tarifário. . A tabela abaixo detalha os produtos que foram adquiridos no MCSD em novembro de 
2015. 
 
Tabela 3 – Detalhamento do MCSD adquirido pela ETO. 
 
 
 
117. 
Isso porque na valoração dos custos com compra de energia é considerada a energia 
requerida apurada para concessionária multiplicado pelo preço médio de contratação na data da revisão. O 
conceito de energia requerida contempla além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores, 
o montante de perdas regulatórias, que leva em consideração o desempenho da concessionária nos 
segmentos de perdas que tenha maior gestão. O preço médio que é valorado o montante de energia 
requerida depende da média dos contratos de energia da distribuidora. Assim, quando a ETO adquiriu 
energia no MCSD, a um preço médio acima dos seus contratos de energia adquiridos anteriormente, o 
resultado foi um aumentou dos custos com aquisição de energia a ser repassado às tarifas.  
 
118. 
Sobre a contratação de energia praticada pela ETO cumpre destacar que a empresa foi 
penalizada pelo fato de ter ficado exposta voluntariamente ao mercado de curto de prazo no ano civil de 
2014, de modo que no ajuste financeiro que é realizado para compensar a diferença entre o valor da 
cobertura tarifária e o pago pela energia no curto-prazo, o repasse foi limitado ao menor valor entre o PLD 
vigente e o Valor Anual de Referência - VR.  Estando ainda a ETO sujeita ao mesmo tipo de penalização na 
parcela de energia que a empresa ficar exposta voluntariamente no ano civil de 2015, após a conclusão da 
apuração dessa exposição pela ANEEL.   
 
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, NADIA MAKI, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO

(Fls. 28 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
119. 
Quanto a atual situação de sobrecontratação que a empresa se encontra a partir de outubro de 
2015, cumpre esclarecer que o repasse tarifário é limitado a 105% da energia requerida, salvo se a 
contratação além do valor excedente seja considerada alheia à vontade da concessionária.1 De tal sorte que 
o consumidor não é impactado pela contratação acima de 105%, constituindo essa energia um risco para a 
concessionária quando da comercialização desses montantes excedentes no mercado de curto-prazo.   
 
120. 
Neste particular, há que se enfatizar que apesar da participação do MCSD ter resultado em um 
aumento do custo de energia, as distribuidoras não possuem qualquer incentivo para adquirir uma energia 
mais cara. Até 105% a contratação da energia é neutra para concessionária. Em relação à energia que 
excede os 105%, a empresa sempre tem o interesse de adquirir uma energia mais barata, seja para 
maximizar seu ganho em uma situação de PLD elevado, ou de minimizar a sua perda em uma situação de 
PLD baixo. 
 
121. 
Dessa forma, nos cálculos dos repasses tarifários referentes à aquisição de energia já existe 
um incentivo regulatório para a boa gestão da distribuidora quanto à compra de energia, pois quanto mais 
uma empresa não cumpre os requisitos regulatórios, maior será o risco de um impacto financeiro negativo a 
que ela estará sujeita.   
 
122. 
Acrescenta-se ainda que a empresa não possui gerência sobre o preço dos produtos que serão 
ofertados no MCSD e que na época da sua contratação (setembro e novembro de 2015), o cenário de 
contratação de energia apresentava um preço elevado no mercado de curto prazo, o que só veio a se reverter 
em dezembro de 2015. 
 
123. 
De todo modo, a SGT propõe que quando da defini  processo específico na ANEEL para se 
analisar as motivações que a levaram a concessionária a demandar de forma intensiva a contratação de 
energia no MCSD em novembro de 2015. Ainda que a parcela de energia excedente, acima de 105%, não 
seja passível de repasse tarifário, e a empresa não possuir gestão sobre os preços dos produtos que foram 
ofertados no MCSD, é fato que a contratação de energia resultou em um aumento do preço médio de energia 
que é repassado às tarifas, pelo fato da concessionária ter adquirido um montante substancial de energia no 
MCSD em novembro de 2015.  Tampouco a empresa tem gerência em relação ao período de vigência dos 
produtos adquiridos no Leilão.  
 
124. 
Por fim, propõe-se que nos processos em que serão homologados os valores de exposições 
contratuais involuntárias referente aos anos de 2015 e 2016, seja avaliada a gestão da ETO em relação a 
contratação de energia que a levou de uma situação de elevada exposição para elevada sobrecontratação.   
 
125. 
Ainda que a parcela de energia excedente, acima de 105%, não seja passível de repasse 
tarifário, e a empresa não possuir gestão sobre os preços e a vigência dos produtos que foram ofertados no 
MCSD, a empresa demandou uma quantidade significativa de energia no MCSD de novembro de 2015, o que 
elevou o custo médio de energia que é repassado às tarifas, razão pelo qual recomenda-se uma análise mais 
detalhada da contratação realizada pela empresa. 
 
 
 
 
                                                        
1   Cabe ressaltar que as energias adquiridas nestes MCSDs não constituem direito à sobrecontratação involuntária. 
 
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(Fls. 29 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT) 
 
126. 
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: 
 
127. 
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de 
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com 
o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos 
valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da 
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes da 
atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas de 
TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de 
fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuídaà 
geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas-
partes.  
 
128. 
 O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações 
de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às 
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e têm 
reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia 
elétrica. 
 
129. 
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de 
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A despesa 
com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de 
demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW. 
 
130. 
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. 
 
131. 
Os valores dos custos relacionados à transmissão de energia a serem considerados nesta 
revisão tarifária são detalhados na tabela a seguir: 
 
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: E85046360037D9A5 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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(Fls. 30 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 15 - Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT) 
 
 
 
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) 
 
132. 
Os Encargos Setoriais são definidos em legislação própria, têm destinação específica e 
resultam de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. A ANEEL não tem competência para criar ou 
extinguir encargos setoriais e os mesmos não representam ganhos de receita para a concessionária que 
recolhe os valores e os repassa aos gestores dos recursos.  
 
133. 
A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, criada pela Lei n.º 10.438/2002 e alterada 
pela Lei 12.783/2013, tem a finalidade de prover recursos para: i) universalização; ii) subvenção à subclasse 
residencial baixa renda; iii) Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; iv) amortização de operações 
financeiras vinculadas à reversão de ativos ao final das concessões; v) a competitividade da energia 
produzida a partir de fonte eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral. As 
quotas da CDE foram definidas originalmente com base nos valores da CCC dos Sistemas Interligados de 
2001, cujos valores foram reajustados anualmente, a partir de 2002, na proporção do crescimento de 
mercado de cada agente, e em 2004 também pelo Índice de Preço ao Consumidor Amplo – IPCA (IBGE). A 
partir da Lei 12.783/2013, a sistemática fica alterada e as cotas passam a ser definidas em função dos 
recursos necessários para atingir suas finalidades e das demais receitas relacionadas à CDE. 
 
134. 
A cobertura tarifária referente ao encargo CDE considerada nesta revisão tarifária incorpora os 
seguintes valores: 
 
a) quota anual da CDE – USO de R$ 14.689.405,99, paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo 
tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica.  
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, 
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 
2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013. 
b) quota anual CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) de R$ 47.694.766,80, paga por todos as 
concessionárias de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado 
Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica.  
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta no Ambiente de Contratação 
Regulada – CONTA-ACR, em atendimento ao Decreto nº 8.222, de 1º de abril de 2014, e nos 
termos na Resolução Normativa nº 612, de 16 de abril de 2014. 
Descrição
Valor (R$)
Rede Básica
12.305.746
                    
Rede Básica Fronteira
6.668.267
                      
Rede Básica ONS (A2)
302.399
                         
Conexão
129.930
                         
Uso do sistema de distribuição
357.595
                         
Total
19.763.936,99
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(Fls. 31 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
A CONTA-ACR tem 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 de energia 
elétrica. 
O valor da quota anual CDE – ENERGIA (CONTA-ACR) deverá ser recolhido mensalmente à 
CCEE, diretamente na CONTA-ACR, no período de competência de julho de 2016 a junho de 
2017, até o dia 12 do mês subsequente.  
c) quota anual CDE – ENERGIA (DEC 7.895) de R$ 17.326.813,74, paga por todos as 
concessionárias de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado 
Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica.  
Essa quota é destinada à devolução dos recursos recebidos pelas concessionárias de distribuição, 
no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, para a cobertura de parcela dos custos com a 
exposição involuntária no mercado de curto prazo, o risco hidrológico das usinas contratadas em 
regime de Cotas, e o despacho de termoelétricas por razão de segurança energética, em 
atendimento aos Decretos 7.895/2013 e Decreto 8.203/2014.  
 
135. 
A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH foi criada pela 
Lei n.º 7.990, de 28 de dezembro de 1989. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas 
hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula: CFURH = TAR x GH x 6,75%, em que TAR refere-se à Tarifa 
Atualizada de Referência estabelecida anualmente pela ANEEL (em R$/MWh) e GH é o montante (em MWh) 
da geração mensal da usina hidrelétrica, conforme determina a Resolução ANEEL nº 67/2001. 
 
136. 
A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE foi instituída pela  
Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, posteriormente alterada pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 
2013. Esta última reduziu o valor da TFSEE de 0,5% para 0,4% do benefício econômico anual auferido pela 
concessionária. O valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita 
e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades. 
 
137. 
A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, instituiu o Programa de Incentivo às Fontes 
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, com o objetivo de aumentar a participação de fontes 
alternativas renováveis na produção de energia elétrica (energia eólica, biomassa e pequena central 
hidrelétrica). O custeio do PROINFA é estabelecido em conformidade com o Plano Anual do PROINFA – 
PAP, elaborado pela ELETROBRÁS, conforme o disposto no art. 12 do Decreto no 5.025/2004, sendo suas 
quotas determinadas em função do mercado relativo aos consumidores cativos, livres e autoprodutores (caso 
o consumo seja maior que a geração própria) de cada distribuidora, conforme estabelece a Resolução 
Normativa ANEEL n° 127/2004. 
 
138. 
O Encargo de Serviços do Sistema – ESS, previsto no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 
2004, representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços 
ancilares, prestados aos usuários do Sistema Interligado Nacional - SIN, que compreenderão, dentre outros: 
I - custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições de 
transmissão dentro de cada submercado; II - a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos 
geradores para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; III - a reserva 
de capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior aos valores de referência estabelecidos 
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(Fls. 32 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
para cada gerador em Procedimentos de Rede do ONS, necessária para a operação do sistema de 
transmissão; e IV - a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os 
esquemas de corte de geração e alívio de cargas. 
 
139. 
O Encargo de Energia de Reserva – EER, conforme previsto no Decreto nº 6.353, de 16 de 
janeiro de 2008, 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 Sistema Interligado 
Nacional - SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os 
custos administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica 
do SIN. 
 
140. 
O encargo referente à Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D) foi criado pela  
Lei nº. 9.991, de 24 de julho de 2000, que estabelece que as concessionárias e permissionárias de serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar anualmente o montante de,  
no mínimo, 0,75% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no 
mínimo, 0,25% em programas de eficiência energética no uso final, conforme determinam a Resolução 
ANEEL nº 271/2000 e a Resolução Normativa ANEEL nº 316/2008. 
 
141. 
As distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades do Operador 
Nacional do Sistema – ONS. Este tem como atividades a coordenação e o controle da operação dos 
sistemas elétricos interligados e a administração e coordenação da prestação dos serviços de transmissão de 
energia elétrica por parte das transmissoras aos usuários acessantes da rede básica. 
 
142. 
Os valores dos encargos setoriais considerados nesta revisão tarifária estão demonstrados na 
tabela abaixo: 
 
Tabela 16 - Encargos Setoriais 
 
 
 
III.5 FATOR X 
 
143. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas 
eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo tarifário. É 
empregado no cálculo tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é corrigido pelo IGP-M 
menos o Fator X. Dessa forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste tarifário anual. 
 
144. 
A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária periódica 
busca defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível de crescimento do 
Descrição
Valor (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
1.822.228
                         
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
79.710.987
                       
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
45.148.801
                       
PROINFA
16.182.873
                       
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
9.615.307
                         
ONS
32.111
                              
Total
152.512.306
                     
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Descrição Valor (R$)  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 .822.228  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
PROINFA
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
ONS  7 9.710.987
4 5.148.801
1 6.182.873
9 .615.307
3 2.111
Total 152.512.306  

(Fls. 33 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
mercado, do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além de promover uma transição 
dos custos operacionais eficientes. 
 
145. 
Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme a 
formulação a seguir:  
 
ࡲࢇ࢚࢕࢘ ࢄ= ࡼࢊ+ ࡽ+ ࢀ     (24) 
 
onde: 
ܲ݀ = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; 
ܳ = Qualidade do serviço; e 
ܶ = Trajetória de custos operacionais. 
146. 
Os componentes Pd e T são definidos “ex-ante”, ou seja, no momento da revisão tarifária.  
O componente Q será especificado “ex-post”, ou seja, em cada reajuste tarifário posterior à atual revisão 
tarifária, embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida. 
 
 
III.5.1 COMPONENTE DE GANHOS DE PRODUTIVIDADE DA ATIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO – Pd 
 
147. 
O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de 
energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da variação observada, no curto prazo, 
do mercado e das unidades consumidoras. 
 
148. 
O componente Pd a ser aplicado nos reajustes tarifários de cada concessionária é definido a 
partir da produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do 
número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme 
equação a seguir:  
 
ࡼࢊ(࢏) : = ࡼࢀࡲ+ ૙, ૚૝× ൫∆ࡹࢃࢎ(࢏) −∆ࡹࢃࢎ
തതതതതതതതതത൯−૙, ૙૝× (∆ࢁ࡯(࢏) −∆ࢁ࡯
തതതതതത)    (25) 
 
onde: 
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.; 
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a 
revisão tarifária em processamento;  
∆ܯܹℎ
തതതതതതതതത: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.; 
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i, 
entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e 
∆ܷܥ
തതതതതത : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a.. 
 
149. 
O valor do componente Pd do Fator X a ser considerado nos reajustes subsequente é  
de 1,83%.  
 
 
III.5.2 TRAJETÓRIA DE EFICIÊNCIA PARA OS CUSTOS OPERACIONAIS – T 
 
150. 
O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos 
custos operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo dos custos operacionais, bem como o cálculo do 
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(Fls. 34 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Componente T, estão descritos na seção III.3.1 da presente Nota Técnica. O valor do componente T do Fator 
X a ser considerado nos reajustes subsequentes da concessionária é de -0,49%.   
 
III.5.3 COMPONENTE DE QUALIDADE DO SERVIÇO – Q 
 
151. 
O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço 
prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo com o comportamento 
de indicadores de qualidade. 
 
152. 
Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, serão considerados indicadores dos 
serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete 
indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL. 
 
153. 
As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme equação 
abaixo: 
 
ۿ = ૙,ૠ૙. ۿ܂é܋ܖܑ܋ܗ+  ૙, ૜૙.ۿ۱ܗܕ܍ܚ܋ܑ܉ܔ        (૛૟) 
 
154. 
A parcela técnica do componente Q é calculada por meio dos indicadores DEC e FEC, 
enquanto a parcela comercial é aferida por outros cinco indicadores, todos apresentados na tabela a seguir2:  
                                                        
2 Considera-se, por simplicidade de apresentação, que o IASC é um componente de qualidade comercial, mesmo sabendo-se que 
a satisfação mensurada por esse índice compreende todas as dimensões de qualidade. 
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(Fls. 35 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Tabela 17 – Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Mecanismo de Incentivos 
 
 
 
155. 
Os sete indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus 
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. Após período de transição, a equação 
do componente de qualidade será a seguinte: 
 
ۿ = ૙, ૞૙. ۿ۲۳۱ + ૙, ૛૙. ۿ۴۳۱ + ૙, ૚૙. ۿ۴۳܀+ ૙, ૚૙. ۿ۷ۯ܁۱ + ૙, ૙૝. ۿ۷ۼ܁+ ૙, ૙૜. ۿ۷ۯ܊+ ૙, ૙૜. ۿ۷۱۽(26) 
 
156. 
As distribuidoras com menos de 60 mil Unidades Consumidoras são avaliadas por quatro 
indicadores. Como elas não possuem a obrigação de implantar Central de Teleatendimento – CTA, essas 
concessionárias são dispensadas da observância dos limites para os indicadores INS, IAb e ICO. A equação, 
após período de transição, passa a ser: 
 
ۿ = ૙, ૞૙. ۿ۲۳۱ +  ૙, ૛૙. ۿ۴۳۱ +  ૙, ૚૞. ۿ۴۳܀+  ૙, ૚૞. ۿ۷ۯ܁۱ (27) 
 
157. 
Durante o período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, os pesos dos indicadores 
de qualidade comercial serão incrementados de forma gradativa. Conjuntamente, a amplitude dos valores de 
cada indicador será elevada de +-1% para +-2%. O efeito conjunto desses dois processos de transição 
resulta nos valores finais apresentados nas tabelas seguinte, a serem aplicados aos indicadores técnicos e 
comerciais nos períodos considerados. 
 
Sigla 
Indicador
Indicador
Definição
Padrões 
Estabelecidos para 
Atendimento
Distribuidoras 
Avaliadas
Regulamentação
Comerciais
FER
Frequência Equivalente 
de Reclamação
Frequência equivalente de 
reclamações a cada mil unidades 
consumidoras
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
REN nº 574/2012
IASC
Índice ANEEL de 
Satisfação do 
Consumidor 
Resultado de pesquisa de avaliação 
do grau de satisfação do consumidor 
residencial com os serviços prestados 
Valor mínimo de 70
Todas
INS
Indicador de Nível de 
Serviço do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas atendidas 
pelas chamadas recebidas menos 
abandonadas
Valor maior ou igual 
a 85%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
IAb
Indicador de Abandono 
do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas 
abandonadas sobre recebidas menos 
abandonadas
Valor menor ou igual 
a 4%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
ICO
Indicador de Chamadas 
Ocupadas do 
Atendimento Telefônico
Relação das chamadas ocupadas 
sobre oferecidas
Valor menor ou igual 
a: 4% até 2014; 2% a 
partir de 2015
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
Técnicos
DEC
Duração Equivalente de 
Interrupção por Unidade 
Consumidora
Tempo que uma UC ficou sem 
energia elétrica para certo período 
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST
FEC
Freqüencia Equivalente 
de Interrupção por 
Unidade Consumidora
Número de vezes que uma UC ficou 
sem energia elétrica para certo 
período
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST
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(Fls. 36 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 18 – Valores finais dos pesos para concessionárias com mais de 60 mil unidades consumidoras 
 
Metodologia 
3º CRTP 
Nova Metodologia 
Indicador 
abr/15 a 
mar/16 
abr/16 a 
mar/17 
abr/17 a 
mar/18 
abr/18 a 
mar/19 
abr/19 a 
mar/20 
DEC
50%
30%
37,5%
45%
50%
FEC
50%
30%
30,0%
27%
20%
INS
0,75%
1,8%
4%
ICO
0,375%
0,9%
3%
IAb
0,375%
0,9%
3%
FER
3,0%
7,2%
10%
IASC
3,0%
7,2%
10%
Total 
100% 
60% 
75% 
90% 
100% 
 
Tabela 19 – Valores finais dos pesos para concessionárias com menos de 60 mil unidades consumidoras 
 
Metodologia 
3º CRTP 
Nova Metodologia 
Indicador 
abr/15 a 
mar/16 
abr/16 a 
mar/17 
abr/17 a 
mar/18 
abr/18 a 
mar/19 
abr/19 a 
mar/20 
DEC
50%
30%
37,5%
45%
50%
FEC
50%
30%
30,0%
27%
20%
FER
3,75%
9%
15%
IASC
3,75%
9%
15%
Total 
100% 
60% 
75% 
90% 
100% 
 
158. 
Os modelos a serem aplicados para obtenção de cada parcela da qualidade depende da classe 
que pertence cada concessionária.  Com o objetivo de aplicar grau de incentivo na medida da qualidade 
prestada, as concessionárias foram divididas entre as que atendem ao padrão e aquelas que não atendem ao 
padrão estabelecido. Por sua vez, cada um desses dois grupos foi dividido em duas classes de distribuidoras: 
a composta por 25% das melhores (ou piores) e a dos demais 75%. Há, portanto, quatro classes de 
concessionárias de acordo com seu desempenho: 25% melhores do grupo que atende ao padrão (azul); 75% 
restantes do grupo que atende ao padrão (verde); 25% piores do grupo que não atende ao padrão 
(vermelha); e 75% restantes do grupo que não atende ao padrão (roxa). 
 
159. 
A divisão das classes é precedida pela separação das concessionárias em dois grupos pelo 
critério de porte. Assim, concessionárias de maior porte terão seus desempenhos comparados entre si. 
Igualmente para as concessionárias de menor porte. O critério para divisão dos dois grupos é estabelecido no 
âmbito da avaliação anual do ranking de continuidade dos serviços, que deve incorporar também a 
divulgação dos indicadores comerciais. 
 
160. 
O Anexo II do Submódulo 2.5 do PRORET mostra os modelos a serem aplicados para 
obtenção de cada parcela da qualidade. O Componente Q será aplicado a partir dos reajustes tarifários do 
ano de 2016. 
 
 
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS  
 
161. 
O valor da tarifa de fornecimento de energia elétrica encerra um conceito de custo econômico. 
Entretanto, foram criados na legislação diversos componentes tarifários financeiros que não fazem parte da 
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  Metodologia
3º CRTP  Nova Metodologia          
Indicador  abr/15 a
mar/16  abr/16 a
mar/17    abr/17 a    abr/18 a
mar/19  abr/19 a
mar/20
        mar/18      
  Metodologia
3º CRTP  Nova Metodologia          
Indicador  abr/15 a
mar/16  abr/16 a
mar/17    abr/17 a    abr/18 a
mar/19  abr/19 a
mar/20
        mar/18      

(Fls. 37 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
base tarifária, ou seja, não integram a tarifa econômica, pois se referem a valores a serem pagos pelos 
consumidores em cada período de 12 meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias. 
 
i) Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, para 
compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 025, de 24 de janeiro de 2002, dos Ministros de Estado de Minas e 
Energia e da Fazenda, que resultou em R$ -             12.215.492,60. Tabela abaixo indica os valores calculados 
para cada item da CVA.  
 
 
Tabela 20 - Valores apurados das CVA´s 
 
 
 
ii) 
Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, verifica-se 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. O resultado, final foi um financeiro de -R$ 9.769.153,84. 
 
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. Destaca-se que 
os saldos fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, por terem 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.  
 
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com a redação dada à Subcláusula 
Décima - Oitava da Cláusula Sétima do Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, procedeu-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 reajuste anterior. O total das diferenças, 
atualizadas pela SELIC para maio de 2016, totalizou o valor de -R$ 9.348.711,17.  
 
iv) 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 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
3.988.024,15
            
4.675.719,66
            
4.992.177,74
                   
CVA CDE Energia
2.735.566,38
            
3.118.997,29
            
3.330.094,61
                   
CVA Rede Básica
2.775.072,58
            
3.085.182,88
            
3.293.991,60
                   
CVA Compra Energia
2.420.206,87
            
2.848.170,02
            
3.040.937,43
                   
CVA Proinfa
2.578.031,61
            
2.698.244,24
            
2.880.864,51
                   
CVA ESS/ERR
25.507.011,42
-          
27.867.457,00
-          
29.753.558,49
-                 
Total
11.010.109,83
-          
11.441.142,91
-          
12.215.492,60
-                 
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(Fls. 38 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo 
foram: 
 
a) Para o período de jan/15 a mar/16: Exposição de energia de 189.398,08 MWh. 
Provisoriamente, a totalidade deste montante está sendo considerado como exposição 
involuntária, pois ainda não foi calculado o montante definitivo pela ANEEL. Destaca-se 
que 
a 
diferença 
entre 
o 
valor 
recalculado 
com 
o 
montante 
de 
exposições/sobrecontratações contratuais involuntárias a ser publicado e o valor 
considerado nesta revisão tarifária deverá ser considerada no reajuste de 2017. Referido 
montante de energia foi obtido com base em dados fornecidos pela CCEE e representa, 
juntamente com o ajuste financeiro das operações no mercado de curto prazo, um 
repasse tarifário de R$ 33.037.064,86, a preços de junho/16. 
 
 Dos valores descritos acima foram deduzidos os valores repassados pela Conta 
Bandeira à concessionária no mesmo período, de R$ 26.453.531,02, a título de 
Exposição Involuntária, nos termos do inciso I do Art 4º-A do Decreto 7.891/2013.  
 
 Assim, o componente financeiro final de Repasse de Exposição ao Mercado de Curto 
Prazo é de R$ 6.921.317,50, já atualizado para preços de junho de 2016, somando-se o 
resultado do MCP com as devidas recontabilizações. 
 
 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, observando 
diferença de R$ -4.159.156,89, já atualizada até junho de 2016.  
 
v) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Está sendo 
considerado no atual cálculo tarifário os pagamentos efetuados para constituir garantias financeiras na 
contratação dos CCEAR, totalizando o valor de R$ 583.971,62. 
 
vi) Diferencial Eletronuclear. É a diferença3 entre a tarifa praticada e a de referência entre 
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. Neste processo tarifário, está sendo 
considerado o ajuste de R$ 9.422,47 relativo ao descasamento entre a cobertura tarifária concedida no 
processo tarifário anterior, para os 12 meses subsequentes, e o pagamento das parcelas mensais. 
 
vii) 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. 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.  
 
                                                        
3 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 nos anos de 2013 a 2015, conforme parcelas homologadas pela Resolução 
Homologatória 1.585/2013. 
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(Fls. 39 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 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. 
 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. 
 Dessa forma, para o presente processo tarifário, está sendo revertido o valor negativo de 
-R$ 8.032.405,81 referente à receita faturada dos componentes financeiros de CDE, para 
a competência de maio a julho de 2015, e o valor de R$ 1.257.154,23, referente à receita 
faturada dos componentes financeiros de Energia, referente a abril a julho de 2015, 
devidamente atualizados pela SELIC.  
 
viii) Conselho de Consumidores. Conforme dispõe o art. 18, §4º e §6º da Resolução Normativa 
451/2011, os valores disponibilizados aos Conselhos de Consumidores devem ser levados em consideração 
na definição da Parcela B da receita da distribuidora e eventual saldo remanescente deverá ser revertido à 
modicidade tarifária subsequente. Portanto, está sendo considerado o valor total de -R$ 141.935,79, atualizado 
pelo IGP-M. 
 
ix) Ajuste Financeiro CUSD. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da Portaria 
Interministerial n°25/2002, ajustou-se financeiramente os custos decorrentes dos Contratos de Uso do Sistema 
de Distribuição (CUSDs) firmados no valor total de R$ 15,16. 
 
x) Componente Financeiro relativo ao recálculo do Fator Q. 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 civis de 2014, o referido recálculo realizado nos 
processos tarifários de 2015 da ETO não resultou quaisquer valores a serem repassados às tarifas da 
distribuidora. 
A preservação das tarifas econômicas é adequada pois a decisão proferida não alterou o 
regulamento vigente e ainda está sendo cumprida na forma liminar, facilitando a operacionalização do cálculo 
no caso de sua reversão. 
 
xi) Passivo usina Agro Trafo. Conforme Despacho resultante da 22ª. Reunião Pública 
Ordinária, de 24 de junho de 2014, os valores devidos pela Socibe Energia S.A., a título de pagamento de 
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH referente à usina Agro Trafo. No 
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(Fls. 40 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
reajuste tarifário de 2014 foram reconhecidas como componente financeiro para o ressarcimento as faturas de 
competência de junho de 2011 a abril de 2014, ficando pendentes as faturas de novembro de 2005 a maio de 
2011, nos termos do Despacho nº 2.515/2015. Portanto está sendo considerado nesse reajuste tarifário o 
componente financeiro de R$ 3.897.319,67, devidamente atualizadas pelo Índice Geral de Preços do Mercado 
– IGP-M. Este valor deverá ser repassado à Usina Agro Trafo, conforme determina o citado Despacho. 
 
xii) 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 
 
xiii) Ajuste da estimativa do custo de compartilhamento Enerpeixe. No reajuste tarifário de 
2014 da ETO foi considerado, provisoriamente, o valor do Contrato de Compartilhamento de Infraestrutura com 
a Enerpeixe no valor total de R$ 381.773,41. Em 15 de dezembro de 2014 a Superintendência de Regulação 
dos Serviços de Transmissão – SRT, atendendo a um pedido de análise desta SGT, informou, através do 
Memorando nº 443/2014-SRT/ANEEL, que o custo a ser considerado nos processos tarifários da ETO relativo 
à conexão com a Enerpeixe deveria ser de R$ 265.523,73 (base junho/2014), devidamente atualizado pelo 
IPCA para junho de 2016. 
 
xiv) Custo de implantação do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico — MCPSE. A 
Resolução Normativa n.º 367, de 2 de junho de 2009, aprovou o MCPSE, a ser utilizado por concessionárias, 
permissionárias e autorizadas de energia elétrica, cujos bens e instalações, nos termos da legislação vigente, 
são passíveis de reversão à União. O art. 3.º dessa resolução determina que os custos de implementação do 
Manual devem ser considerados regulatoriamente no âmbito da revisão tarifária periódica. O valor informado 
pelo Memorando nº 219/2016-SFF/ANEEL, de 26 de abril, é de R$ 2.233.126,43. 
 
Resumo dos Componentes Financeiros 
 
162. 
A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros. 
 
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(Fls. 41 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 21 - Componentes Financeiros 
 
 
 
163. 
No tocante ao efeito do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, de -1,00%, destaca-se o 
fato de que os saldos fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, por terem 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. 
 
III.7. ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT  
 
164. 
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. 
 
165. 
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. 
 
166. 
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. 
 
167. 
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, para o período de competência de janeiro de 2015 a março de 2015, foram considerados na 
apuração da CVA Energia e CVA ESS da concessionária.  
 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro da RTE
26.582.827,45
-                     
-2,72%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro da RTE
4.298.091,66
                       
0,44%
CVA em Processamento - Transmissão
3.293.991,60
                       
0,34%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
9.769.153,84
-                       
-1,00%
Neutralidade dos Encargos
9.348.711,17
-                       
-0,96%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
6.921.317,50
                       
0,71%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
583.971,62
                          
0,06%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
15,16
                                   
0,00%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
10.724.538,14
                     
1,10%
Repasse de compensação DIC/FIC
7.263,12
-                              
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
9.422,47
                              
0,00%
Conselho de Consumidores
141.935,79
-                          
-0,01%
Recálculo Sobrecontratação/Exposição IRT 2015
4.159.156,89
-                       
-0,43%
Ressarcimento de valores pagos referentes à CFURH - Despacho nº 2.515/2015
3.897.319,67
                       
0,40%
Total
20.280.380,43
-                     
-2,08%
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COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação    
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro da RTE - 26.582.827,45 -2,72%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro da RTE 4.298.091,66 0,44%
CVA em Processamento - Transmissão 3.293.991,60 0,34%    
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
Neutralidade dos Encargos
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE  - 9.769.153,84
- 9.348.711,17
6.921.317,50
583.971,62
15,16
10.724.538,14  -1,00%
-0,96%
0,71%
0,06%
0,00%
1,10%
Repasse de compensação DIC/FIC - 7.263,12 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 9.422,47 0,00%
Conselho de Consumidores - 141.935,79 -0,01%
Recálculo Sobrecontratação/Exposição IRT 2015 - 4.159.156,89 -0,43%
Ressarcimento de valores pagos referentes à CFURH - Despacho nº 2.515/2015 3.897.319,67 0,40%    
Total - 2 0.280.380,43 -2,08%    

(Fls. 42 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
168. 
Na tabela abaixo são apresentados os valores que foram repassados à ETO e, 
consequentemente, descontados dos valores apurados da CVA Energia e ESS.  
 
Tabela 22 – Valores de repasse da conta CCBRT (R$) 
 
III.8. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
169. 
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. 
 
170. 
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. 
 
171. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobras a 
distribuidora no período de competência de julho/2016 a junho/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 julho/2015 a junho/2016.  
 
Tabela 23 - Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobras 
 
 
 
III.9. RESULTADO DA REVISÃO  
 
172. 
A Revisão Tarifária da ETO conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos 
consumidores de 12,81% sendo de 9,99%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 
13,79%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Competência
CVA Energia
CVA ESS
jan/15
2.560.651,04
         
-
                           
fev/15
4.647.154,59
         
753.389,11
            
mar/15
5.071.655,14
         
2.580.396,74
        
Total
12.279.460,77
      
3.333.785,85
        
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
193.868,46
                    
841.491,88
                    
1.035.360,34
                 
Subsídio Geração Fonte Incentivada
2.875,24
-                        
366.199,67
                    
363.324,43
                    
Subsídio Distribuição
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
8.740,98
                        
287.143,74
                    
295.884,72
                    
Subsídio Rural
15.150,02
-                      
1.901.985,31
                 
1.886.835,29
                 
Subsídio Irrigante/Aquicultor
145.020,23
                    
410.301,07
                    
555.321,30
                    
Total
329.604,41
                    
3.807.121,67
                 
4.136.726,08
                 
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Competência  CVA Energia  CVA ESS
jan/15  2 .560.651,04  -
fev/15  4 .647.154,59  753.389,11
mar/15  5 .071.655,14  2.580.396,74
Total  12.279.460,77  3.333.785,85
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)
Subsídio Carga Fonte Incentivada 1 93.868,46 8 41.491,88 1 .035.360,34
Subsídio Geração Fonte Incentivada - 2 .875,24 3 66.199,67 3 63.324,43
Subsídio Distribuição - - -
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 8 .740,98 2 87.143,74 2 95.884,72
Subsídio Rural - 1 5.150,02 1 .901.985,31 1 .886.835,29
Subsídio Irrigante/Aquicultor 1 45.020,23 4 10.301,07 5 55.321,30
Total 3 29.604,41 3 .807.121,67 4 .136.726,08

(Fls. 43 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
173. 
O efeito médio nas tarifas de 12,81% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos  
de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 16,77%, (ii) da inclusão dos componentes financeiros 
apurados no atual processo tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes, com efeito de -2,08%; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a 
data da revisão em processamento, que contribuiu para a um efeito de  -1,89%  no atual processo tarifário da 
ETO. 
 
174. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 12,81%, 
representa a conjugação dos três movimentos tarifários acima explicitados [12,81%= + (16,77%) + (-2,08%) + 
(-1,89%)]. 
 
175. 
A tabela a seguir apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação 
entre o reajuste de 2015 e a revisão de 2016; a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e da 
Parcela B na composição da revisão; a distribuição da receita para cobrir os custos da Parcela A e da Parcela 
B; e a contribuição de cada componente financeiro, para formar o índice tarifário final, além da retirada dos 
componentes tarifários considerados no último processo. 
 
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(Fls. 44 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 24 - Resumo da revisão
 
 
 
 
 
 Receita Verificada 
(R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação 
Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
523.472.532
618.723.111
18,20%
10,45%
58,11%
Encargos Setoriais
141.236.316
152.512.306
7,98%
1,24%
14,32%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
1.500.010
1.822.228
21,48%
0,04%
0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
23.822.632
14.689.406
-38,34%
-1,00%
1,38%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
16.761.373
17.326.814
3,37%
0,06%
1,63%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
48.231.991
47.694.767
-1,11%
-0,06%
4,48%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
30.708.580
45.148.801
47,02%
1,58%
4,24%
PROINFA
11.876.765
16.182.873
36,26%
0,47%
1,52%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
8.301.202
9.615.307
15,83%
0,14%
0,90%
ONS
33.762
32.111
-4,89%
-0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
18.814.712
19.763.937
5,05%
0,10%
1,86%
Rede Básica
11.366.062
12.305.746
8,27%
0,10%
1,16%
Rede Básica Fronteira
6.719.368
6.668.267
-0,76%
-0,01%
0,63%
Conexão
169.611
129.930
-23,40%
-0,00%
0,01%
Uso do sistema de distribuição
352.935
357.595
1,32%
0,00%
0,03%
Custos de Aquisição de Energia
363.421.504
446.446.868
22,85%
9,11%
41,93%
PARCELA B
388.316.880,86
       
445.974.669,69
       
14,85%
6,32%
41,89%
Custos Operacionais
279.904.974
276.221.012
            
-1,32%
-0,40%
25,94%
Anuidades
29.458.833
37.725.211
              
28,06%
0,91%
3,54%
Remuneração
33.105.153
91.421.638
              
176,16%
6,40%
8,59%
Depreciação
42.273.697
41.791.037
              
-1,14%
-0,05%
3,93%
Receitas Irrecuperáveis
9.613.898
5.009.049
                
-47,90%
-0,51%
0,47%
Outras Receitas
-6.039.673
(6.193.277)
               
2,54%
-0,02%
-0,58%
RT considerando a varição tarifária da RTE
911.789.413,30
       
1.064.697.781
         
16,77%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-2,08%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro da RTE
-2,72%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro da RTE
0,44%
CVA em Processamento - Transmissão
0,34%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-1,00%
Neutralidade dos Encargos
-0,96%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
0,71%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,06%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,00%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
1,10%
Repasse de compensação DIC/FIC
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Conselho de Consumidores
-0,01%
Recálculo Sobrecontratação/Exposição IRT 2015
-0,43%
Ressarcimento de valores pagos referentes à CFURH - Despacho nº 2.515/2015
0,40%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,89%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
12,81%
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: E85046360037D9A5 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, NADIA MAKI, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO
Receita Verificada Receita Requerida Participação Participação
Variação
(R$) (R$) na Revisão na Receita    
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 523.472.532 618.723.111 18,20% 10,45% 58,11%    
Encargos Setoriais 141.236.316 152.512.306 7,98% 1,24% 14,32%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1.500.010 1.822.228 21,48% 0,04% 0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 23.822.632 14.689.406 -38,34% -1,00% 1,38%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 16.761.373 17.326.814 3,37% 0,06% 1,63%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 48.231.991 47.694.767 -1,11% -0,06% 4,48%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 30.708.580 45.148.801 47,02% 1,58% 4,24%
PROINFA 11.876.765 16.182.873 36,26% 0,47% 1,52%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 8.301.202 9.615.307 15,83% 0,14% 0,90%
ONS 33.762 32.111 -4,89% -0,00% 0,00%    
Custos de Transmissão 18.814.712 19.763.937 5,05% 0,10% 1,86%    
Rede Básica 11.366.062 12.305.746 8,27% 0,10% 1,16%
Rede Básica Fronteira 6.719.368 6.668.267 -0,76% -0,01% 0,63%
Conexão 169.611 129.930 -23,40% -0,00% 0,01%
Uso do sistema de distribuição 352.935 357.595 1,32% 0,00% 0,03%    
Custos de Aquisição de Energia 363.421.504 446.446.868 22,85% 9,11% 41,93%    
PARCELA B 3 88.316.880,86 445.974.669,69 14,85% 6,32% 41,89%    
Custos Operacionais 279.904.974
Anuidades 29.458.833
Remuneração 33.105.153
Depreciação 42.273.697
Receitas Irrecuperáveis 9.613.898
Outras Receitas -6.039.673  276.221.012
37.725.211
91.421.638
41.791.037
5.009.049
(6.193.277)  -1,32% -0,40% 25,94%
28,06% 0,91% 3,54%
176,16% 6,40% 8,59%
-1,14% -0,05% 3,93%
-47,90% -0,51% 0,47%
2,54% -0,02% -0,58%
RT considerando a varição tarifária da RTE 9 11.789.413,30 1 .064.697.781 16,77% 100,00%    
    
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -2,08%    
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro da RTE -2,72%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro da RTE 0,44%
CVA em Processamento - Transmissão 0,34%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -1,00%
Neutralidade dos Encargos -0,96%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 0,71%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,06%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,00%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 1,10%
Repasse de compensação DIC/FIC 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores -0,01%
Recálculo Sobrecontratação/Exposição IRT 2015 -0,43%
Ressarcimento de valores pagos referentes à CFURH - Despacho nº 2.515/2015 0,40%    
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,89%    
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,81%    

(Fls. 45 da Nota Técnica no 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
IV. CONCLUSÃO 
 
176. 
O reposicionamento tarifário da ETO é de 16,77%, sendo o efeito médio percebido pelo 
consumidor de 12,81%. O efeito consolidado, por nível de tensão, pode ser observado na tabela a seguir. 
 
Tabela 25 – Efeito médio ao consumidor 
 
 
 
 
 
 
 
FERNANDO DA COSTA BACCIN
Especialista em Regulação – SGT 
NADIA MAKI
Especialista em Regulação – SGT 
 
 
 
THIAGO ROBERTO MAGALHÃES VELOSO 
Especialista em Regulação – SGT 
 
 
De acordo 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,99%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
13,79%
Efeito Médio AT+BT
12,81%
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: E85046360037D9A5 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, NADIA MAKI, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO