48581.000972/2016-00 
Nota Técnica n° 79/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 1° de abril de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.005399/2015-03 
 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à EMT – Energisa Mato Grosso – 
Distribuidora de Energia S/A e demais providências 
pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de 2016. 
 
 
 
I. DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2015 da EMT – Energisa Mato 
Grosso – Distribuidora de Energia S/A., vigente a partir de 08 de abril de 2016, calculado em conformidade 
com as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula 
Sétima do Contrato de Concessão de Distribuição nº 03/1997 e os seus termos aditivos. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A EMT, sediada na cidade de Cuiabá - MT, atende aproximadamente 1,3 milhão de 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de 
R$ 3,3 bilhões. 
 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras1
Consumo de Energia 
Mensal (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
1.000.332
                      
219.010
                         
35,7%
Industrial
22.723
                           
132.406
                         
21,6%
Comercial
94.370
                           
124.154
                         
20,2%
Rural
165.859
                         
66.646
                           
10,9%
Iluminação Pública
843
                                
27.291
                           
4,4%
Poder Público
11.785
                           
26.177
                           
4,3%
Serviço Público
1.248
                             
15.820
                           
2,6%
Demais classes
297
                                
2.002
                             
0,3%
Total 
1.297.457
                      
613.506
                         
100%

Fls. 2 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
1 - Fonte: SAMP - competência março/2016 
 
3. 
Em 14/05/2014, a SRE encaminhou o Ofício Circular n° 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, que 
informou à distribuidora sobre a alteração dos procedimentos do fluxo de informações e cronograma de 
apuração e fiscalização do saldo da Conta de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA.  
 
4. 
Em 05/01/2015, foi publicada a Resolução Normativa nº 645, de 19 de dezembro de 2014, 
que promoveu alterações na estrutura organizacional e no Regimento Interno da ANEEL. Para fins do 
processo de Reajuste Tarifário, as atribuições da Superintendência de Regulação Econômica - SRE foram 
incorporadas pela Superintendência de Gestão Tarifária - SGT e as atribuições da Superintendência de 
Estudos de Mercado – SEM foram absorvidos pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos 
de Mercado – SRM. 
 
5. 
Os Memorandos nº 07 e 153/2016–SFF/ANEEL, de 11/01/2016 e 28/03/2016, 
respectivamente, apresentaram os valores fiscalizados e validados do saldo da CVA relativo ao Reajuste 
Tarifário Anual de 2015, de 08/04/2015. 
  
6. 
Em 27/01/2016, a SGT solicitou as informações em relação ao processo de reajuste 
tarifário da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SRM e SFF). 
  
7. 
Em 18/02/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da EMT, prestando os 
esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos 
a serem observados para entrega de informações e documentos. 
 
8. 
Em 
09/03/2016, 
a 
distribuidora, 
por 
meio 
da 
Carta 
ENERGISAMT/VPR-
ANEEL/Nº018/2016, encaminhou à ANEEL proposta de Reajuste Tarifário Anual cujo efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores seria de 11,41%. 
 
9. 
O Memorando nº 117/2016–SFF/ANEEL, de 14/03/2016, apresentou os valores 
fiscalizados e validados das garantias financeiras relativas à contratação regulada de energia (CCEAR).  
 
10. 
O Memorando nº 56/2016-SRM/ANEEL, de 14/03/2016, apresentou informações sobre os 
contratos bilaterais de compra e venda de energia. 
 
11. 
Em 
31/03/2016, 
segundo 
o 
Cadastro 
de 
Inadimplentes 
administrado 
pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a EMT encontra-se adimplente com suas 
obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no 
art. 10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004. 
 
II.1. Precedentes 
 
II.1.1. Aspectos Contratuais 
 
12. 
Em 11/12/1997, foi firmado o Contrato de Concessão nº 03/1997 entre a União, por 
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a EMT – Energisa Mato Grosso –

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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
Distribuidora de Energia S/A. Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica, estabelece na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do 
reajuste de tarifas de energia elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica. 
 
13. 
Em 04/04/2005 foi assinado o Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o qual dá 
nova redação à sua Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para atender às 
condições de eficácia constante do § 2º dos arts. 36 e 43 do Decreto nº 5.163, de 30/72004. 
 
14. 
Em 26/02/2010, foi assinado o Quinto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando 
nova redação à Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os 
procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado 
pela metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da 
Parcela “A”, relativos aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo. 
 
II.1.2. Aspectos Metodológicos 
 
15. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a 
manutenção do seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é 
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o 
capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do 
tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
16. 
Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, 
preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela A 
(VPA) e da Parcela B (VPB). Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas 
homologadas na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de Referência”, não incluindo tributos, 
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e 
contratação de reserva de capacidade. 
 
17. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo: 
 
 
 
18. 
Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento 
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice 
Período de 12 
Referência 
DRA
DRP 
VPA0 
VPA
1
RA0
Referência


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de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do 
Contrato de Concessão: 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT



 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses 
anteriores ao reajuste em processamento; 
 
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em 
função do “Mercado de Referência; 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior”, e o 
“Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
onde: 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior” e a 
energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice 
que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à “Data de 
Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice 
a ser adotado; e 
 
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
19. 
Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a 
ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que deverão 
ser subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.  
 
20. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas 
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por 
três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
Fator X = Pd + Q + T 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e

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T = Trajetória de custos operacionais. 
 
II.1.3. Revisão Tarifária Extraordinária de 2015 
 
21. 
A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o 
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à 
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da 
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de 
28,50% e 24,86%, respectivamente. 
 
II.1.4. Reajuste Tarifário Anual de 2015 
 
22. 
O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da EMT conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de -0,38%, sendo de 3,43%, em média para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de -2,22%, em média, para os consumidores conectados em Baixa Tensão, conforme 
consta na Resolução Homologatória nº 1.873, de 07/04/2015. 
 
III. DA ANÁLISE 
 
III.1. Período de Referência 
 
23. 
O período de referência para o reajuste anual da EMT é de abril/2015 a março/2016. 
 
III.2. Receita Anual 
 
24. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
representando um faturamento anual de R$ 3.312.806.135, conforme demonstrado na Tabela 2. 
 
Tabela 2: Mercado no Período de Referência 
 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
6.910.158
                 
3.057.829.022,34
          
A2   (88 a 138 kV)
48.948
                      
19.356.482,06
               
A3   (69 kV)
11.140
                      
3.736.822,77
                 
A3a (30 kV  a 44 kV)     
601.468
                    
244.129.975,49
             
A4   (2,3 kV a 25 kV)
1.431.349
                 
592.257.590,90
             
BT  (menor que 2,3 kV)
4.817.254
                 
2.198.348.151,12
          
Suprimento
466
                           
165.450,43
                    
Demais Livres
1.059.213
                 
150.819.514,95
             
Distribuição
13.492
                      
10.739.860,21
               
Geração
-
                            
93.252.286,63
               
Total
7.983.328
                 
3.312.806.134,56
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 6 .910.158 3 .057.829.022,34
A2 (88 a 138 kV) 4 8.948 1 9.356.482,06
A3 (69 kV) 1 1.140 3 .736.822,77
A3a (30 kV a 44 kV) 6 01.468 2 44.129.975,49
A4 (2,3 kV a 25 kV) 1 .431.349 5 92.257.590,90
BT (menor que 2,3 kV) 4 .817.254 2 .198.348.151,12
Suprimento 4 66 1 65.450,43
Demais Livres 1 .059.213 1 50.819.514,95
Distribuição 1 3.492 1 0.739.860,21
Geração - 9 3.252.286,63
Total 7 .983.328 3 .312.806.134,56

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III.3. Encargos Setoriais 
 
25. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas 1 e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos 
processos tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 
23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade: 
 
 o desenvolvimento energético dos Estados;  
 
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
 
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores Residencial Baixa Renda,  
 
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
 
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
 
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e 
carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
 
 prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
 
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição;  
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do 
custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do 
PRORET; 
                                                          
 
1 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL.

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iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como objetivo 
aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica, tem sua 
metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de 
petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos 
minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de 
cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS 
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre 
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de 
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a 
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária 
para a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores 
síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER 
representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela 
destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética; e 
 
 
vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. Instituído pela Lei n° 
9.648/1998, alterado pela Lei n° 10.848/2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se 
de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a 
transmissão de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN. 
 
26. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão 
demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 3: Encargos Setoriais

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Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
 
 
27. 
O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual 
(CDE Uso), os seguintes itens: 
 
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela REH 
2.018, de 02/02/2016. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos pelas 
distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec. 
7.891/2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de Compensação 
de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de aquisição de energia elétrica, 
devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com atualização dos valores pela variação do 
IPCA, mediante encargo a ser incluído nas tarifas de energia elétrica, definido na proporção dos recursos 
recebidos pela distribuidora. 
 
ii) quota anual da CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) (Art. 4º-C do Dec. 
7.891/2013) homologada pela REH nº 2.004/2015, destinada à amortização das operações de crédito 
contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para lastro da Conta no 
Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, nos termos do Decreto nº 8.221/2014 e da Resolução 
Normativa nº 612/2014. A CONTA-ACR teve como objetivo cobrir as despesas incorridas pelas 
concessionárias de distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da exposição involuntária no 
mercado de curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas a Contratos de Comercialização 
de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na modalidade por disponibilidade.  O recolhimento 
de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas 
de energia elétrica a partir dos respectivos processos tarifários ordinário de 2015. Frisa-se que a definição 
desse encargo tarifário para cada distribuidora não está vinculada aos recursos recebidos da Conta-ACR, 
mas ao tamanho de seus mercados cativos no período de fevereiro a dezembro de 2014. Dessa forma, os 
custos da Conta-ACR foram distribuídos equitativamente a todos os consumidores cativos do sistema 
interligado nacional. 
 
28. 
A partir da assinatura, em 2010, dos Termos Aditivos aos contratos de concessão de 
serviço público de distribuição de energia elétrica, são considerados na DRA (Data de Referência Anterior) 
os valores faturados dos encargos setoriais, de modo a assegurar a neutralidade desses itens da 
“Parcela A”. 
 
29. 
Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão 
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de 
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
3.752.003,09
          
4.117.483,97
          
-
                                              
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
565.080.316,55
      
459.267.908,49
      
-
                                              
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
57.781.628,04
        
134.186.777,31
      
Previsão SGT -JAN/2016
PROINFA
45.008.950,89
        
64.981.746,98
        
REH 2003/2015
P&D e Eficiência Energética
26.977.935,09
        
30.292.174,31
        
Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS
74.900,50
               
82.482,00
               
Contribuição JAN/16 - DEZ/16
Total de Encargos Tarifários
698.675.734
           
692.928.573

Fls. 9 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da 
concessionária. 
 
 
III.4. Transmissão 
 
30. 
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. 
 
31. 
Com relação aos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de 
Uso do Sistema de Transmissão) foram obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, 
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – 
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas na 
Resolução Homologatória n° 1.917, de 23/06/2015.  
 
32. 
Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na 
Resolução Homologatória n° 1.918, de 23/06/2015, sendo consideradas também as informações 
presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.  
 
33. 
 O custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas 
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de 
Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é 
calculada com base nos valores de demanda de potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida 
pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. Esse custo se aplica ao caso da EMT, uma vez que 
a EMT acessa a rede de distribuição da CELG-D. 
 
34. 
Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas 
as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT). 
 
35. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
44.361.145,67
        
29.939.762,55
        
Rede Básica Fronteira
17.013.938,48
        
19.917.612,30
        
Rede Básica ONS (A2)
2.498.726,52
          
2.813.744,10
          
Rede Básica Export. (A2)
26.559.260,09
        
27.651.514,00
        
MUST Itaipu
11.626.713,43
        
13.094.517,48
        
Transporte de Itaipu
4.902.257,85
          
6.187.246,90
          
Conexão
2.520.333,40
          
4.016.434,78
          
Uso do sistema de distribuição
415.424,40
             
440.056,23
             
Total dos Custos de Transporte
109.897.799,84
      
104.060.888,34
Componente DRA (R$) DRP (R$)
Rede Básica 4 4.361.145,67 2 9.939.762,55
Rede Básica Fronteira 1 7.013.938,48 1 9.917.612,30
Rede Básica ONS (A2) 2 .498.726,52 2 .813.744,10
Rede Básica Export. (A2) 2 6.559.260,09 2 7.651.514,00
MUST Itaipu 1 1.626.713,43 1 3.094.517,48
Transporte de Itaipu 4 .902.257,85 6 .187.246,90
Conexão 2 .520.333,40 4 .016.434,78
Uso do sistema de distribuição 4 15.424,40 4 40.056,23
Total dos Custos de Transporte 1 09.897.799,84 1 04.060.888,34

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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Nota: O custo de conexão foi obtido da Resolução Homologatória nº 1.918/2015, atualizados pelo IPCA para a data de 
aniversário contratual da distribuidora acessante. 
 
36. 
Os custos de transmissão somente poderão ser repassados às tarifas dos consumidores 
finais da concessionária a partir da efetiva utilização do serviço, sem efeitos retroativos (Parágrafo 8 do 
Submódulo 3.3 do PRORET). Assim, a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória deste processo tarifário 
(R$ 4.678.147,55), difere do custo de conexão considerado na DRP (R$ 4.06.434,78), pois existem quatro 
módulos de transmissão (referentes aos pontos de conexão Juína 138 kV e Lucas Rio Verde 138 kV) que 
ainda não foram disponibilizados aos consumidores conectados à distribuidora. 
 
III.5 Compra de Energia 
 
37. 
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. 
 
38. 
Também 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”.  
 
39. 
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 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento

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Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia 
elétrica necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, 
de 16/9/2008; 
 
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I 
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema 
Interligado Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme 
disposto no art. 11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;  
 
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
 
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia 
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos 
termos da Lei n° 12.783, de 2013. Incluem-se as usinas objeto do Leilão de Contratação 
de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia 
Física e Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio 
da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que 
atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de 
julho de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos 
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: 
hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de 
cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem 
restrições de eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo 
como combustível). 
 
III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
40. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar, a 
ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e

Fls. 12 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
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na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é 
definido como Energia Requerida. 
 
41. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas 
dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam 
o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de 
transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas 
apuradas pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, 
portanto, todas as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no 
processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 
 
42. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição 
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais 
Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica2. 
 
43. 
As perdas na distribuição regulatórias são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução 
Homologatória nº 1.506/2013 (última revisão tarifária da EMT) estabeleceu o percentual regulatório de 
perdas técnicas, de 9,91% (sobre energia injetada da concessionária) a ser aplicado nos reajustes 
tarifários de 2014, 2015, 2016 e 2017. Já para as perdas não técnicas (sobre o mercado faturado de baixa 
tensão), o percentual estabelecido para o ano de 2016 foi de 7,24%. 
 
44. 
A cada processo tarifário são apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado, com 
base nas medições dos últimos 12 meses, que serão somadas às perdas na Rede Básica (rateadas em 
regime de condomínio) entre todas as distribuidoras. Neste processo tarifário utilizou-se como valor 
regulatório, conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - 
CCEE, a média de janeiro/2015 a dezembro/2015. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual 
reajuste tarifário da EMT. 
 
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
                                                          
 
2 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução 
Normativa nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada 
acessante da referida instalação. 
Perdas
DRA
DRP
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
7,24%
7,24%
Técnica (s/ merc. injetado)
9,91%
9,91%
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
0,97%
1,18%
Mercado Baixa Tensão (MWh)
4.817.254
4.817.254

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Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
45. 
Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as 
perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária, 
ao mercado de venda da concessionária. 
 
46. 
A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da EMT para atendimento ao seu 
mercado de referência apurado na DRA e na DRP. 
 
Tabela 6: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP 
 
 
 
III.5.2. Valoração da Compra de energia 
 
47. 
O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o 
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 
27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, 
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
a) Na Data de Referência Anterior – DRA 
 
48. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio 
dos montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior, 
conforme a tabela a seguir: 
 
 Tabela 7. Compra de Energia na DRA 
 
 
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP 
 
49. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos 
critérios estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 
e o Decreto nº 5.163/2004. 
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
6.910.623
          
6.910.623
          
Fornecimento
6.910.158
          
6.910.158
          
Suprimento 
466 MWh
466 MWh
Consumidores Livres
1.072.705
          
1.072.705
          
Perdas Totais
1.344.227
          
1.361.452
          
Perdas Rede B.
78.918
               
96.143
               
Perdas na Distribuição
1.265.309
          
1.265.309
          
Perda Não Técnica
348.769
             
348.769
             
Perda Técnica
916.540
             
916.540
             
Energia Requerida
8.254.850
          
8.272.075
          
Energia Requerida 
(MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Energia Requerida 
(R$)
8.254.850
194,39
1.604.639.727,52

Fls. 14 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
 
50. 
Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos 
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo 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 DRP. 
 
51. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 3 considerando o período de 
referência em questão.  
 
52. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada 
disponível corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, 
Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos 
Renovados, e Contratos de Suprimento.  
 
53. 
No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os 
seguintes procedimentos:  
 
i) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos 
contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega 
nos 12 meses subsequentes; 
 
ii) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi 
utilizado o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do 
IPCA até o mês do aniversário contratual; 
 
iii) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se, 
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de 
cobertura tarifária aprovada pela AP 081/2015, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de 
bandeiras e definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016. O mecanismo das 
bandeiras tarifárias, iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao consumidor do 
custo de geração de energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma antecipação da 
receita necessária para cobrir os custos adicionais com geração térmica em condições hidrológicas 
desfavoráveis. Para o cálculo do preço de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em conta o 
fato de que para patamares de geração térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28 
R$/MWh, as concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. 
Portanto, os valores de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos 
CCEARs por disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes.  
 
                                                          
 
3 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos 
relativos ao período de referência.

Fls. 15 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
iv) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004 
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas 
pelo Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos. 
 
v) Para 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 por meio do 
Memorando n° 56/2016-SRM/ANEEL, de 14/03/2016, obedecida a data de reajuste prevista em cada 
contrato. 
 
vi) O valor da despesa com compra de energia de Itaipu é apurado com base na tarifa de 
repasse de potência da Itaipu Binacional e nos montantes de potência e energia associada para os 
próximos 12 meses. Para os meses de 2016 foram considerados os montantes publicados na Resolução 
Homologatória nº 2.012, de 16/12/2015, e para o restante do período de referência os valores foram 
estimados a partir dos montantes da referida Resolução ajustados pela nova cota-parte de Itaipu definida 
para 2016. Para valoração dessa despesa, considerou-se a tarifa de Itaipu, em dólares, publicada pela 
Resolução Homologatória nº 2.001, de 15/12/2015, e a taxa de câmbio PTAX média de venda do período 
entre o 45° e o 16° dias anteriores ao reajuste da distribuidora, conforme previsto no Submódulo 3.2, 
Seção 5.1, do PRORET. 
 
vii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente de Angra adotou-se o 
preço de repasse vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL, por meio da Resolução Homologatórias 
nº 2.006, de 15/12/2015. 
 
viii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente das Cotas das 
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, calculado pela ANEEL, 
conforme as Receitas Anuais de Geração homologadas por meio das Resoluções Homologatórias nº 
1.924, de 28/07/2015 e 1.936, de 18/08/2015. Especificamente para as usinas objeto do Leilão de 
Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física 
e Potência, foram utilizadas as receias anuais de geração homologadas por meio da Resolução 
Homologatória nº 2.014, de 19/01/2016. 
 
54. 
A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos 
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de 
energia adquirida.

Fls. 16 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas

Fls. 17 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa             
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
2.900.085,85
                   
2.529.236,96
                   
254,30
    
643.186.733,70
          
4º LEE 2009-08 (MCSD)
176,86
                             
154,25
                             
174,37
    
26.895,82
                   
4º LEE 2009-08 (MCSD)
811,92
                             
708,10
                             
174,37
    
123.470,42
                 
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
402,85
                             
351,33
                             
176,63
        
62.057,89
                   
13º LEE 2014-05 DISP
5.123,83
                          
4.468,62
                          
365,98
    
1.635.438,35
              
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
952,93
                             
831,07
                             
320,47
    
266.330,06
                 
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
(9.133,46)
                         
(7.965,51)
                         
320,47
    
(2.552.680,45)
             
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE
13.108,08
                        
11.431,88
                        
320,47
    
3.663.535,83
              
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra
130,22
                             
113,57
                             
222,45
    
25.264,51
                   
4º LEN A-3 2010-15 T
92.816,52
                        
80.947,59
                        
323,01
    
26.146.868,40
            
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra
23.136,29
                        
20.177,73
                        
147,88
    
2.983.928,37
              
17º LEN DIS-2016/ Nova regra
221.250,62
                      
192.958,16
                      
147,88
    
28.535.088,95
            
19º LEN DIS-2017/ Nova regra
15.956,00
                        
13.915,62
                        
147,53
    
2.052.994,40
              
19º LEN QTD-2017/ Nova regra
7.785,76
                          
6.790,15
                          
137,35
    
932.624,79
                 
1º LEN A-4 2009-15 T
102.975,76
                      
89.807,72
                        
293,24
    
26.335.647,46
            
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T
(1.754,27)
                         
(1.529,94)
                         
293,24
    
(448.648,18)
                
1º LEN  redução COCAL A-4 2009-15 T
(1.092,91)
                         
(953,16)
                            
293,24
    
(279.507,84)
                
1º LEN A-4 2009-30 H
175,43
                             
152,99
                             
208,06
    
31.831,84
                   
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés
(175,43)
                            
(152,99)
                            
209,44
    
(32.043,57)
                  
1º LEN A-5 2010-15 T
244.480,88
                      
213.217,85
                      
260,32
    
55.503.944,83
            
1º LEN A-5 2010-30 H
165.494,20
                      
144.331,61
                      
209,44
    
30.229.226,79
            
01º LEN A-5 2010-30 H  - Retirada Porto Goés
(2.268,96)
                         
(1.978,82)
                         
209,44
    
(414.449,71)
                
5º LEN A-5 2012-15 T
410.606,97
                      
358.100,55
                      
268,48
    
96.144.558,48
            
5º LEN A-5 2012-30 H
189.899,08
                      
165.615,71
                      
220,67
    
36.547.216,78
            
7º LEN A-5 2013-15 T
1.419.212,22
                   
1.237.730,26
                   
271,19
    
335.665.558,30
          
Estruturante Santo Antônio
308.140,37
                      
268.736,87
                      
133,28
    
35.816.407,17
            
Estruturante Santo Antônio - MCSD
(161.148,96)
                     
(140.542,01)
                     
133,28
    
(18.730.998,55)
           
Estruturante Santo Antônio - MCSD
(14.375,16)
                       
(12.536,93)
                       
133,28
    
(1.670.883,27)
             
Estruturante Santo Antônio - MCSD
(132.608,88)
                     
(115.651,50)
                     
133,28
    
(15.413.669,06)
           
Estruturante Jirau
923.039,53
                      
805.005,72
                      
117,22
    
94.366.078,60
            
Estruturante Jirau - MCSD
(380.087,64)
                     
(331.483,88)
                     
117,22
    
(38.857.902,52)
           
Estruturante Jirau - MCSD
(327.299,88)
                     
(285.446,36)
                     
117,22
    
(33.461.195,51)
           
Estruturante Jirau - MCSD
(215.644,92)
                     
(188.069,30)
                     
117,22
    
(22.046.255,65)
           
Bilaterais
3.477.098,53
                   
3.032.464,06
                   
214,04
    
649.071.272,48
          
AGRORPECUÁRIA MAGGI LTDA
24.000,00
                        
20.931,00
                        
222,28
        
4.652.444,16
              
Arapucel Indiavaí S/A
21.803,64
                        
19.015,50
                        
219,26
        
4.169.303,52
              
Arapucel Ombreiras S/A
18.396,00
                        
16.043,61
                        
219,26
        
3.517.692,81
              
Araputanga Centrais Elétricas S/A
18.001,80
                        
15.699,82
                        
219,26
        
3.442.313,67
              
BIOENERGIA DO BRASIL S/A
28.010,00
                        
24.428,22
                        
208,99
        
5.105.341,51
              
CENTRAIS ELÉTRICAS SALTO DOS DARDANELOS
74.297,00
                        
64.796,26
                        
184,77
        
11.972.172,39
            
CÉSIO SILVA LEMOS
6.134,00
                          
5.349,61
                          
218,20
        
1.167.287,39
              
ELETRAM - ELETRICIDADE DA AMAZÔNIA S/A
64.000,00
                        
55.815,99
                        
258,21
        
14.412.287,34
            
ELÓI BRUNETTA & CIA LTDA
7.320,00
                          
6.383,95
                          
215,21
        
1.373.868,79
              
ENERCOOP S/A
30.000,00
                        
26.163,75
                        
120,95
        
3.164.611,68
              
GALERA CENTRAIS ELÉTRICAS
161.184,00
                      
140.572,57
                      
176,74
        
24.844.274,84
            
Global Energia Elétrica S/A
87.504,00
                        
76.314,41
                        
180,73
        
13.792.067,98
            
Guarantã Energética Ltda
74.699,00
                        
65.146,85
                        
183,70
        
11.967.323,21
            
HIDRELÉTRICA COMODORO LTDA - HIDRECOM
17.541,00
                        
15.297,94
                        
232,42
        
3.555.589,47
              
INÁCIO CAMILO RUARO
4.299,00
                          
3.749,26
                          
152,06
        
570.121,48
                 
INVESTCO
20.264,16
                        
17.672,88
                        
188,36
        
3.328.897,95
              
ITAMARATI NORTE S/A - AGROPECUÁRIA
474.003,60
                      
413.390,32
                      
234,69
        
97.018.530,57
            
MADEIREIRA BARRA GRANDE LTDA
10.066,00
                        
8.778,81
                          
244,39
        
2.145.425,06
              
MAGGI ENERGIA S/A
55.013,00
                        
47.978,20
                        
204,06
        
9.790.325,12
              
NOVO MUNDO ENERGÉTICA
74.699,00
                        
65.146,85
                        
193,23
        
12.588.583,52
            
Paranatinga Energia Ltda
84.096,00
                        
73.342,21
                        
231,25
        
16.960.459,01
            
Paranatinga Energia Ltda
84.096,00
73.342,21
231,25
16.960.459,01
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 2.900.085,85 2.529.236,96 254,30 643.186.733,70  
4º LEE 2009-08 (MCSD) 176,86 154,25 174,37 26.895,82
4º LEE 2009-08 (MCSD) 811,92 708,10 174,37 123.470,42
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra 402,85 351,33 176,63 62.057,89
13º LEE 2014-05 DISP 5.123,83 4.468,62 365,98 1.635.438,35
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE 952,93 831,07 320,47 266.330,06
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE ( 9.133,46) ( 7.965,51) 320,47 (2.552.680,45)
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE 13.108,08 11.431,88 320,47 3.663.535,83
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra 130,22 113,57 222,45 25.264,51
4º LEN A-3 2010-15 T 92.816,52 80.947,59 323,01 26.146.868,40
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra 23.136,29 20.177,73 147,88 2.983.928,37
17º LEN DIS-2016/ Nova regra 221.250,62 192.958,16 147,88 28.535.088,95
19º LEN DIS-2017/ Nova regra 15.956,00 13.915,62 147,53 2.052.994,40
19º LEN QTD-2017/ Nova regra 7.785,76 6.790,15 137,35 932.624,79
1º LEN A-4 2009-15 T 102.975,76 89.807,72 293,24 26.335.647,46
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T ( 1.754,27) ( 1.529,94) 293,24 (448.648,18)
1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T ( 1.092,91) ( 953,16) 293,24 (279.507,84)
1º LEN A-4 2009-30 H 175,43 152,99 208,06 31.831,84
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés ( 175,43) ( 152,99) 209,44 (32.043,57)
1º LEN A-5 2010-15 T 244.480,88 213.217,85 260,32 55.503.944,83
1º LEN A-5 2010-30 H 165.494,20 144.331,61 209,44 30.229.226,79
01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés ( 2.268,96) ( 1.978,82) 209,44 (414.449,71)
5º LEN A-5 2012-15 T 410.606,97 358.100,55 268,48 96.144.558,48
5º LEN A-5 2012-30 H 189.899,08 165.615,71 220,67 36.547.216,78
7º LEN A-5 2013-15 T 1.419.212,22 1.237.730,26 271,19 335.665.558,30
Estruturante Santo Antônio 308.140,37 268.736,87 133,28 35.816.407,17
Estruturante Santo Antônio - MCSD ( 161.148,96) ( 140.542,01) 133,28 (18.730.998,55)
Estruturante Santo Antônio - MCSD ( 14.375,16) ( 12.536,93) 133,28 (1.670.883,27)
Estruturante Santo Antônio - MCSD ( 132.608,88) ( 115.651,50) 133,28 (15.413.669,06)
Estruturante Jirau 923.039,53 805.005,72 117,22 94.366.078,60
Estruturante Jirau - MCSD ( 380.087,64) ( 331.483,88) 117,22 (38.857.902,52)
Estruturante Jirau - MCSD ( 327.299,88) ( 285.446,36) 117,22 (33.461.195,51)
Estruturante Jirau - MCSD ( 215.644,92) ( 188.069,30) 117,22 (22.046.255,65)  
Bilaterais 3.477.098,53 3.032.464,06 214,04 649.071.272,48  
AGRORPECUÁRIA MAGGI LTDA 24.000,00 20.931,00 222,28 4.652.444,16
Arapucel Indiavaí S/A 21.803,64 19.015,50 219,26 4.169.303,52
Arapucel Ombreiras S/A 18.396,00 16.043,61 219,26 3.517.692,81
Araputanga Centrais Elétricas S/A 18.001,80 15.699,82 219,26 3.442.313,67
BIOENERGIA DO BRASIL S/A 28.010,00 24.428,22 208,99 5.105.341,51
CENTRAIS ELÉTRICAS SALTO DOS DARDANELOS 74.297,00 64.796,26 184,77 11.972.172,39
CÉSIO SILVA LEMOS 6.134,00 5.349,61 218,20 1.167.287,39
ELETRAM - ELETRICIDADE DA AMAZÔNIA S/A 64.000,00 55.815,99 258,21 14.412.287,34
ELÓI BRUNETTA & CIA LTDA 7.320,00 6.383,95 215,21 1.373.868,79
ENERCOOP S/A 30.000,00 26.163,75 120,95 3.164.611,68
GALERA CENTRAIS ELÉTRICAS 161.184,00 140.572,57 176,74 24.844.274,84
Global Energia Elétrica S/A 87.504,00 76.314,41 180,73 13.792.067,98
Guarantã Energética Ltda 74.699,00 65.146,85 183,70 11.967.323,21
HIDRELÉTRICA COMODORO LTDA - HIDRECOM 17.541,00 15.297,94 232,42 3.555.589,47
*I NAÁ NCoIOta C TAéMcnILicOa R éU uAmR Odocumento emitido pelas Unidades O r g a n i z a c i o n a4.i2s9 e9 ,d0e0stin a - s e a s u b s i d i 3a.r7 a4s9 ,d26ecis õ e s 1d5a2 A,0g6ênc i a . 570.121,48
_ _I_N____V___E___S____T___C____O__________________________________________________________________________________________________________________ __ _ __ _ _ __ _ _ __ _ __ _ _ __ _ __ _ _ __ _ _ __ _ _2___0__.__2__6___4___,_1___6_________ _ __ _ _ __ _ __ _ _ __ _ _ __ _ __ _ _ __ _ _ __ _ __ 1___7___._6___7___2__,__8__8_________ __ _ _ __ _ _ __ _1___8__8___,__3__6_________ _ __ _ __ _ _ __ _ _ __ _ __ _ _3___._3___2___8__.__8___9__7___,_9___5_________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005399/2015-03
ITAMARATI NORTE S/A - AGROPECUÁRIA 474.003,60 413.390,32 234,69 97.018.530,57
MADEIREIRA BARRA GRANDE LTDA 10.066,00 8.778,81 244,39 2.145.425,06
MAGGI ENERGIA S/A 55.013,00 47.978,20 204,06 9.790.325,12
NOVO MUNDO ENERGÉTICA 74.699,00 65.146,85 193,23 12.588.583,52
Paranatinga Energia Ltda 84.096,00 73.342,21 231,25 16.960.459,01
Paranatinga Energia Ltda 84.096,00 73.342,21 231,25 16.960.459,01
REDE LAJEADO ENERGIA S.A. 1.103.364,00 962.271,17 188,36 181.255.642,92
Rio do Sangue Energia S/A 74.699,00 65.146,85 231,25 15.065.274,54
Tangará 527.352,00 459.916,79 212,46 97.713.605,39
USINA ALTO ALEGRE S/A - AÇÚCAR E ÁLCOOL 30.048,00 26.205,61 198,20 5.193.873,21
USINA SÃO JOSÉ DA ESTIVA S/A 14.044,93 12.248,93 204,10 2.499.994,09
ELÓI BRUNETTA & CIA LTDA 6.000,00 5.232,75 204,80 1.071.641,36
SALTO JAURU ENERGÉTICA S/A- SAJESA 12.001,20 10.466,54 149,51 1.564.840,05
TECNOVOLT 45.731,00 39.883,14 216,68 8.641.755,08
APIACÁS ENERGIA 70.693,20 61.653,30 355,41 21.912.244,00
JURUENA ENERGIA 29.959,20 26.128,16 355,41 9.286.229,80
PRIMAVERA ENERGIA 43.975,20 38.351,87 355,41 13.630.664,79
PRIMAVERA ENERGIA (EX-BRAÇO NORTE ENERGIA ) 34.076,40 29.718,88 355,41 10.562.407,58
PRIMAVERA ENERGIA (EX-CUIABÁ ENERGIA) 11.563,20 10.084,55 355,41 3.584.158,87
PRIMAVERA ENERGIA (EX-VP ENERGIA) 34.164,00 29.795,27 355,41 10.589.560,30  
Energia Base 3.082.455,24 2.710.374,23 132,24 358.422.334,01  
Cota Angra I/Angra II 240.424,11 209.679,84 206,29 43.254.854,30
Cotas Lei n º 12783/2013 1.349.083,69 1.176.569,43 60,73 71.447.571,93
Itaipu (tirando as perdas) 1.320.213,37 1.151.390,90 211,67 243.719.907,78
PROINFA 172.734,06 172.734,06 - -  
Total 9.459.639,62 8.272.075,26 199,55 1.650.680.340,18  

Fls. 18 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
 
55. 
Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA4 e na DRP 
para a EMT, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 1.604.639.727,52 e R$ 
1.650.680.340,18. 
 
III.5.3. Tarifa de energia referente à geração distribuída decorrente da desverticalização da EMT 
 
56. 
No escopo do modelo de comercialização instituído pela Lei n° 10.848, de 15 de março de 
2004, as atividades de distribuição devem ser separadas das de geração e transmissão, quando 
desenvolvidas por concessionária, permissionária ou autorizada de serviço público de distribuição de 
energia elétrica que atue no Sistema de Interligado Nacional – SIN. 
 
57. 
Em decorrência desse processo de desverticalização, foram firmados em 01/11/2005 
contratos de compra e venda de energia elétrica entre a EMT e as concessionárias de geração Apiacás 
Energia S/A, Juruena Energia S/A, Primavera Energia S/A, Braço Norte Energia S/A, Cuiabá Energia S/A e 
VP Energia S/A, os quais foram aprovados pelos Despachos SFF n° 525 e 876, de 15/03 e 02/05/2006, à 
luz da Resolução Normativa n° 167, de 10/10/2005. 
 
58. 
Por meio da Resolução Autorizativa n° 1.727, de 09/12/2008, foi aprovada a transferência 
das concessões das geradoras Braço Norte, Cuiabá e VP para a empresa Primavera Energia S/A. 
 
59. 
Consta do art. 7° da REN n° 167/2005 que: “A tarifa da geração distribuída será 
atualizada na mesma data de reajuste ou revisão das tarifas da compradora, devendo ser considerado o 
índice de variação de cada item de custo não gerenciável, relativo aos incisos IV a IX do art. 6°, e o IGP-M 
para a atualização dos custos gerenciáveis, referidos nos incisos I a III do art.6°”. 
 
60. 
Sendo assim, foi calculado o reajuste da tarifa econômica de energia elétrica referente à 
geração distribuída proveniente das concessionárias de geração Apiacás Energia S/A, Juruena Energia 
S/A e Primavera Energia S/A, resultando no valor de 355,41 R$/MWh, para aplicação a partir de 
08/04/2016. 
 
III.6. Parcela B 
 
61. 
O Fator X5 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na 
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que 
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa 
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
T
Q
Pd



X
Fator 
 
 
onde:  
                                                          
 
4 O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo 
preço médio de repasse do processo tarifário anterior. 
5 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.

Fls. 19 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
 
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
62. 
A Resolução Homologatória nº 1.506/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os 
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,26% e 0,00%, respectivamente, a serem aplicados na 
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da EMT. 
 
63. 
Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, o componente Q 
(qualidade do serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da 
variação dos indicadores de DEC e FEC apurados nos últimos dois anos disponíveis.  
 
64. 
No caso da EMT a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos de 2014 
e 2015 foi de 5,5% e 13,1%, respectivamente, de modo que o valor de componente Q do Fator X a ser 
aplicado na atualização da Parcela B é de 0,49%. 
 
65. 
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 e 2015, não se verificou quaisquer efeitos tarifários a 
considerar no caso da EMT em relação aos cálculos anteriores em que tais dados tenham sido utilizados. 
 
Tabela 9 – Fator X 
 
  
66. 
Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M6 e do Fator X. A variação 
do IGP-M para o período de referência foi de 11,56%, enquanto o Fator X resultou em 1,75%. A tabela 
abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP. 
 
                                                          
 
6 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. 
Componentes
Valor
Componente Pd do Fator X
1,26%
Componente T do Fator X
0,00%
Componente Q do Fator X
0,49%
Fator X
1,75%

Fls. 20 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
Tabela 10. Cálculo da Parcela B 
 
 
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
67. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias. 
 
68. 
Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:  
 
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do 
Ministério da Fazenda (MF).  
 
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, o saldo das CVAs 
foram apurados a partir de dados fornecidos diretamente pela concessionária à SGT, que 
procedeu à análise das informações e promoveu os ajustes cabíveis. Os dados 
considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de 
fiscalização, ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão 
incorporadas no processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa 
Selic. 
 
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram 
atualizados pela taxa média anual BM&F7, de 13,88% a.a.. 
 
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzida a parcela da receita decorrente da 
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta 
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos custos 
dos CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de competência 
                                                          
 
7 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 
1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data 
do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos 
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a 
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de 
Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste. 
Descrição
Valores
Parcela B - DRA (R$)
899.592.873,04
          
IGP-M
11,56%
Fator X
1,75%
Parcela B - DRP (R$)
987.820.518,07

Fls. 21 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
de janeiro de 2015 a janeiro de 2016, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do 
PRORET.  
 
 Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das 
Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a 
cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para a 
CVAESS/EER para as competências de janeiro de 2015 a dezembro de 2015. 
 
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita 
no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016. 
Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa decorrente de 
ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do repasse do resultado 
financeiro das compras e vendas no MCP com o consequente desaparecimento do Fator 
K; (ii) exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio 
dos contratos de compra de energia, exceto para contratos de disponibilidade e (iii) 
utilização dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos 
resultados do MCP para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços do 
Sistema. 
 
 Foi incluído no cálculo da CVAEnergia o risco financeiro decorrente de diferenças de preços 
entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme critérios de rateio 
previstos nas regras de comercialização vigentes. A SGT apurou, com base nos relatórios 
da CCEE, o valor da exposição líquida a diferenças preços de submercados, atualizado 
pela taxa SELIC, referente ao período de janeiro a dezembro de 2015. 
 
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo: 
 
 
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento 
 
 
Nota: o cálculo da CVA Energia considera apenas os volumes contratados para atendimento de 100% do mercado regulatório, 
além das normas regulatórias vigentes (Resolução Normativa nº 255, de 06/3/2007) e Despacho nº 4.225, de 10/12/2013. 
 A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA 
relacionada aos custos de aquisição de energia representou o repasse de R$ 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
85.572.945,63
          
95.271.585,33
          
102.149.340,28
               
CVA CDE Energia
1.752.246,81
            
1.985.071,17
            
2.128.375,53
                   
CVA Rede Básica
10.988.912,05
          
12.417.874,71
          
13.314.334,02
                 
CVA Compra Energia
153.796.331,49
        
172.587.814,02
        
185.047.108,04
               
CVA Transporte Itaipu
2.000.718,57
            
2.099.793,38
            
2.251.379,65
                   
CVA Proinfa
4.904.495,49
            
5.049.849,24
            
5.414.403,11
                   
CVA ESS/ERR
29.346.384,49
          
30.604.953,49
          
32.814.356,95
                 
Total
288.362.034,52
        
320.016.941,35
        
343.119.297,58
12 Meses
Delta 5 ° D i a Ú t i l A nterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)  
CVA CDE 85.572.945,63 95.271.585,33 1 02.149.340,28
CVA CDE Energia 1.752.246,81 1.985.071,17 2 .128.375,53
CVA Rede Básica 10.988.912,05 12.417.874,71 1 3.314.334,02
CVA Compra Energia 153.796.331,49 172.587.814,02 1 85.047.108,04
CVA Transporte Itaipu 2.000.718,57 2.099.793,38 2 .251.379,65
CVA Proinfa 4.904.495,49 5.049.849,24 5 .414.403,11
CVA ESS/ERR 29.346.384,49 30.604.953,49 3 2.814.356,95  
Total 2 88.362.034,52 3 20.016.941,35 3 43.119.297,58  

Fls. 22 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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185.047.108,04, com efeito no atual reajuste de 5,59%. Os principais componentes que 
impactaram no saldo da CVAENERGIA foram os contratos de cota de Itaipu, contratos de cota 
de garantia física, a parcela variável dos contratos por disponibilidade e o 18° Leilão de 
Ajuste de 2015 (produto de 6 meses). A participação no mix de contratação da EMT 
desses contratos foi de 19%, 13%, 24% e 3%, respectivamente. Destaca-se que o custo 
de Itaipu pode se justificar devido à alta do dólar ocorrida no período de análise, aliada à 
tarifa de repasse de Itaipu, estabelecida pela Resolução Homologatória n. 1.836, de 
9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015. Já os custos dos contratos de cotas de 
garantia física tiveram valores majorados devido ao Leilão de Contratação de Concessões 
de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, 
em que foi incorporada nova parcela de custo (o Retorno da Bonificação pela Outorga, 
regida pela lei n° 13.203/2015). 
 
 
 
5%
24%
0%
3%
2%
19%
31%
13%
3%
Composição do Mix de Energia na CVA da EMT 
(MWh)
CCEAR-Q
CCEAR-D
MCSD
CCEN
PROINFA
Itaipu
BILATERAL
CCGF
CCEAR-A

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ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, foi verificado se o Saldo da CVA em Processamento 
considerado no processo tarifário de 2015 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as 
variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e 
o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros 
projetada e a taxa de juros SELIC verificada. 
 
 Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os 
valores de CVA do 5º dia útil fiscalizados pela SFF, os quais foram informados por 
meio do Memorando nº 153/2016-SFF/ANEEL, de 28/03/2016. Destaca-se que os 
saldos fiscalizados da CVA_energia foram alterados pela SGT, tendo sido excluídos 
da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de competência do 
ano de 2015, os quais foram incluídos na apuração da CVA em processamento do 
atual cálculo tarifário, em atendimento ao disposto no inciso (ii) do Despacho nº 652, 
de 15 de março de 2016.  
 
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula 
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao 
cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados 
no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, 
devidamente atualizada pela taxa SELIC. 
 
iv) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram 
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de fevereiro de 2015 a janeiro de 
2016, atualizados pela taxa SELIC, conforme Submódulo 4.4 do PRORET, resultante da 4ª fase da AP ° 
078/2011, tendo sido fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF. 
 
v) Repasse de Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo. 
Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 
15 de março de 2016. Os valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição 
ao Mercado de Curto Prazo foram: 
 
a) Para o ano civil de 2015: Sobrecontratação de energia de 180.703,05 MWh. Como o 
percentual de sobrecontratação foi inferior ao limite de 5% da energia anual requerida 
regulatória da concessionária, não houve glosa de sobrecontratação. 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$ 
(110.731.205,46), já atualizado para preços de abril de 2016.  
 
b) Para o ano civil de 2014: A exposição involuntária de energia no processo tarifário de 2015, 
referente ao ano civil de 2014, havia sido calculada provisoriamente. Assim, no atual processo 
tarifário essa exposição foi recalculada em caráter definitivo, não observando-se diferença.

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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
Foram feitos ajustes relativos ao MAC de exportação SIN Amazonas e à UHE Santo Antônio8, 
que tiveram impacto de R$ (428.793,46). 
vi) Diferencial Eletronuclear. É a diferença9 entre a tarifa praticada e a de referência entre a 
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei n° 12.111/2009. 
 
vii) 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 entre a EMT e as distribuidoras CELG-D. 
 
viii) 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. 
 
ix) 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.  
 
 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. 
 
                                                          
 
8 Conforme determinação no voto do Diretor Relator (parágrafo 76, alínea a) do processo tarifário 48500.006196/2014-45, 
referente ao reajuste da CPFL Piratininga de 2015, foi feito recálculo do valor relativo ao ano civil de 2014, decorrente da 
redução do montante contratual de Santo Antônio contabilizada pela CCEE em julho de 2014. 
9 A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 – 1° Leilão e seu valor será 
repassado mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear nos anos de 2013 a 2015, conforme parcelas homologadas pela 
Resolução Homologatória n° 1.583/2013.

Fls. 26 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
 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. 
 
 No processo tarifário ordinário de 2015 foi feita a reversão da receita faturada com os 
componentes financeiros de CDE, Energia e Transporte estabelecidos na RTE, tendo 
sido utilizado como critério temporal a presença de faturas na CVACDE, CVACOMPRA DE 
ENERGIA e no cálculo do custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição, 
respectivamente.  
 
 
No presente processo tarifário se faz necessária a reversão do valor residual, 
correspondendo às competências cujos custos associados se encontram presentes 
na CVACDE, CVACOMPRA DE ENERGIA e no cálculo do Uso de Sistemas de Distribuição do 
atual processo tarifário.  Portanto, está sendo revertido o valor devidamente 
atualizado pela SELIC, referente à receita faturada para o período de 1º de março/15 
a 7 de abril/15 proveniente dos componentes financeiros de CDE estabelecidos na 
RTE. Já para o componente financeiro de Compra de Energia estabelecido na RTE, 
está sendo revertida a receita faturada para o período de 1º de março/15 a 7 abril/15, 
totalizando R$ 30.231.145,00, atualizada pela SELIC. 
 
 O saldo a compensar dessa reversão será apurado, no próximo reajuste tarifário, 
seguindo a mesma sistemática de cálculo da CVA saldo a compensar.  
 
x) Decisão judicial em favor dos associados da ABRACE. Os associados da Associação 
Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE tiveram decisão liminar 
favorável no Processo Judicial n. 26648-39.2015.4.01.3400 para suspender o pagamento da parte 
controversa do encargo tarifário CDE, bem como alterar a forma de rateio dos valores remanescentes da 
quota, de forma proporcional ao uso dos sistemas de distribuição e transmissão. 
 
 A Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar por meio do 
Despacho nº 3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 24 
de setembro de 2015, data da 12ª Reunião Pública Extraordinária, realizada após a 
análise das contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 57/2015. 
Posteriormente a REH nº 1986 de 10 de novembro de 2015 alterou a REH nº 1967 e 
ampliou o alcance da liminar para novas unidades consumidoras. 
 
 As tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e nº 1986/2015 tiveram vigência a 
partir de 3 de julho de 2015. Nestes atos publicada a relação de consumidores 
alcançados pela liminar para cada distribuidora e também das unidades consumidoras 
que percebem o pagamento da TUST.

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Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
 Os consumidores deveriam comprovar à respectiva distribuidora acessada que é 
parte afetada na Ação Ordinária do Processo Judicial por meio de documentos que 
vinculem a unidade consumidora à ABRACE. 
 
 Assim, nos processos tarifários deliberados após a REH nº 1.967/2015, faz-se 
necessário a realização de procedimento extraordinário de cálculo para dar 
cumprimento à decisão, conforme descrito a seguir: 
 
o O ítem III.2.1 da Nota Técnica nº 255/2015-SGT/ANEEL, disponibilizada junto 
à REH nº 1.967/2015 detalha a metodologia de cálculo da componente 
tarifária TUSD-CDE para os associados da ABRACE; 
 
o Nas REH nº 1.967/2015, 1.986/2015 e nos processos tarifários 
(reajuste/revisão) tarifários posteriores foram publicadas tarifas específicas 
para os Associados da Abrace, para os dois ambientes de contratatação 
(LIVRE e CATIVO) e para as modalidades tarifárias aplicáveis a cada 
subgrupo tarifário de acordo com o mercado fornecido pela distribuidora; 
 
o A distribuidora encaminhou dados complementares no SAMP10 detalhando o 
mercado de consumo (MWh) para o período de referência do processo 
tarifário, associando-o aos consumidores ABRACE. As orientações foram 
fornecidas à distribuidora pelos Ofícios-Circulares nº 27/2015-SGT/ANEEL e 
nº 37/2015-SGT/ANEEL; 
 
o De acordo com a decisão proferida pela Diretoria, como não foi alterada a 
obrigação de recolhimento da quota da CDE definida pela REH nº 
1.857/2015, a distribuidora fará jus a um reconhecimento financeiro da 
diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada no último processo tarifário e a 
nova tarifa aprovada pela REH nº 1.967/2015, considerando o mercado 
faturado nos termos do art. 4º da REH nº 1.967/2015. No presente caso o 
valor apurado em relação ao período de 3/7/2015 a 07/04/2016 foi de R$ 
248.358,48; e 
 
o Este financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da 
distribuidora e não deverá incidir sobre os associados da ABRACE; 
 
 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. 
 
                                                          
 
10 Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica, onde os agentes informam os dados 
de faturamento.

Fls. 28 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
69. 
A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
Tabela 12: Componentes Financeiros 
 
 
70. 
A distribuidora pleiteou um componente financeiro referente à Parcela de 
Sobrecontratação de (R$ 1.203.862,21) de forma a promover equalização das penalidades aplicadas à 
distribuidora, estabelecida no Despacho 3.959/2015, por força da não entrada em operação do ponto de 
conexão JUÍNA – 138 kV. Primeiramente, o Despacho n° 3.959, de 8 de dezembro de 2015, trata de 
determinação ao ONS que cobre da EMT (antiga CEMAT) o valor de R$ 1.203.862,21, referente a Parcela 
de Ineficiência por Sobrecontratação do ano de 2014. Não existe regramento nos PRORET que permita 
esse tipo de repasse aos consumidores de energia elétrica, sobretudo por não serem os causadores do 
prejuízo. Se a EMT entender que ela não é a responsável pela não entrada em operação do ponto de 
conexão da Rede Básica JUÍNA 138 kV, esta pode solicitar alteração das Parcelas de Ineficiência por 
Sobrecontratação ou demandar compensações junto ao ONS ou à transmissora. Independentemente 
disso, não cabe em âmbito do processo tarifário discutir o mérito e a adequação da Parcela de Ineficiência 
por Sobrecontratação. Por essas razões, o pleito foi rejeitado pela área técnica. 
 
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
71. 
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. 
 
72. 
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. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
142.506.475,88
        
4,30%
CVA em Processamento - Energia comprada
185.047.108,04
        
5,59%
CVA em Processamento - Transmissão
15.565.713,66
          
0,47%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(13.727.401,76)
         
-0,41%
Neutralidade dos Encargos
(2.117.485,26)
           
-0,06%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(110.302.412,00)
       
-3,33%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
293.754,03
               
0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
13.307,10
                 
0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
(30.231.145,00)
         
-0,91%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(44.505.792,92)
         
-1,34%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(2.145.942,83)
           
-0,06%
Repasse de compensação DIC/FIC
(170.827,60)
              
-0,01%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
4.211,68
                   
0,00%
Ajuste Liminar Abrace
248.358
                    
0,01%
Total
140.477.921,48
        
4,24%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 142.506.475,88 4,30%
CVA em Processamento - Energia comprada 185.047.108,04 5,59%
CVA em Processamento - Transmissão 15.565.713,66 0,47%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 13.727.401,76) -0,41%
Neutralidade dos Encargos ( 2.117.485,26) -0,06%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 110.302.412,00) -3,33%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 293.754,03 0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 13.307,10 0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia ( 30.231.145,00) -0,91%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 44.505.792,92) -1,34%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia ( 2.145.942,83) -0,06%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 170.827,60) -0,01%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 4.211,68 0,00%
Ajuste Liminar Abrace 248.358 0,01%  
Total 1 40.477.921,48 4,24%  

Fls. 29 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
 
73. 
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. 
 
74. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a 
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os 
repasses da Conta Bandeiras foram considerados na apuração da CVAENERGIA e da CVAESS/EER da 
concessionária.  
 
75. 
Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras 
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de 
CVAENERGIA e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da EMT não sofresse um aumento adicional 
médio de 5,49%. 
  
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
76. 
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. 
 
77. 
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. 
 
78. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a 
distribuidora no período de competência de maio/2016 a abril/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 maio/2015 a abril/2016.  
 
Tabela 13: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

Fls. 30 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
 
 
VI. Análise dos Resultados 
 
79. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EMT – Energisa Mato Grosso – Distribuidora de 
Energia S/A conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 8,60%, sendo de 
7,58%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 9,11%, em média, para os 
consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
 
 
80. 
O efeito médio de 8,60% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da 
inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 
meses subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo de 
reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
81. 
A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de 
3,70%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A na Data do Reajuste Anterior – DRA os 
custos estabelecidos no reajuste de 2015. 
 
82. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em 1,04% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 2,663%.  
 
Tabela 14: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
114.408,08
                    
2.782.723,70
                 
2.897.131,78
                 
Subsídio Geração Fonte Incentivada
391.861,66
                    
3.028.140,54
                 
3.420.002,20
                 
Subsídio Distribuição
-
                                
3.474,18
                        
3.474,18
                        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(1.798,54)
                      
1.034.676,52
                 
1.032.877,97
                 
Subsídio Rural
107.669,68
                    
8.462.498,73
                 
8.570.168,41
                 
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(691.316,42)
                  
1.383.281,18
                 
691.964,76
                    
Total
(79.175,54)
                    
16.694.794,84
               
16.615.619,30
               
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
7,58%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
9,11%
Efeito Médio AT+BT
8,60%
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 1 14.408,08 2 .782.723,70 2 .897.131,78
Subsídio Geração Fonte Incentivada 3 91.861,66 3 .028.140,54 3 .420.002,20
Subsídio Distribuição - 3 .474,18 3 .474,18
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento (1.798,54) 1 .034.676,52 1 .032.877,97
Subsídio Rural 1 07.669,68 8 .462.498,73 8 .570.168,41
Subsídio Irrigante/Aquicultor (691.316,42) 1 .383.281,18 6 91.964,76  
Total (79.175,54) 1 6.694.794,84 1 6.615.619,30  
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 7,58%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 9,11%
Efeito Médio AT+BT 8,60%

Fls. 31 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
  
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
1,43%
1,04%
71,25%
Encargos Setoriais
-0,82%
-0,17%
20,17%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
9,74%
0,01%
0,12%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-28,73%
-3,43%
8,19%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
8,83%
0,05%
0,55%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
4,03%
0,19%
4,63%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
132,23%
2,31%
3,91%
PROINFA
44,38%
0,60%
1,89%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
12,28%
0,10%
0,88%
ONS
10,12%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
-5,31%
-0,18%
3,03%
Rede Básica
-32,51%
-0,44%
0,87%
Rede Básica Fronteira
17,07%
0,09%
0,58%
Rede Básica ONS (A2)
12,61%
0,01%
0,08%
Rede Básica Export. (A2)
4,11%
0,03%
0,80%
MUST Itaipu
12,62%
0,04%
0,38%
Transporte de Itaipu
26,21%
0,04%
0,18%
Conexão
59,36%
0,05%
0,12%
Uso do sistema de distribuição
5,93%
0,00%
0,01%
Custos de Aquisição de Energia
2,87%
1,39%
48,05%
PARCELA B
9,81%
2,663%
28,75%
IRT considerando a variação tarifária da RTE
3,70%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
4,24%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
4,30%
CVA em Processamento - Energia comprada
5,59%
CVA em Processamento - Transmissão
0,47%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-0,41%
Neutralidade dos Encargos
-0,06%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-3,33%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
-0,91%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-1,34%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,06%
Repasse de compensação DIC/FIC
-0,01%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Ajuste Liminar Abrace
0,01%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
0,66%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,60%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 1,43% 1,04% 71,25%  
Encargos Setoriais -0,82% -0,17% 20,17%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 9,74% 0,01% 0,12%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -28,73% -3,43% 8,19%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 8,83% 0,05% 0,55%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 4,03% 0,19% 4,63%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 132,23% 2,31% 3,91%
PROINFA 44,38% 0,60% 1,89%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 12,28% 0,10% 0,88%
ONS 10,12% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão -5,31% -0,18% 3,03%  
Rede Básica -32,51% -0,44% 0,87%
Rede Básica Fronteira 17,07% 0,09% 0,58%
Rede Básica ONS (A2) 12,61% 0,01% 0,08%
Rede Básica Export. (A2) 4,11% 0,03% 0,80%
MUST Itaipu 12,62% 0,04% 0,38%
Transporte de Itaipu 26,21% 0,04% 0,18%
Conexão 59,36% 0,05% 0,12%
Uso do sistema de distribuição 5,93% 0,00% 0,01%  
Custos de Aquisição de Energia 2,87% 1,39% 48,05%  
PARCELA B 9,81% 2,663% 28,75%  
IRT considerando a variação tarifária da RTE 3,70% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 4,24%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 4,30%
CVA em Processamento - Energia comprada 5,59%
CVA em Processamento - Transmissão 0,47%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,41%
Neutralidade dos Encargos -0,06%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -3,33%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -0,91%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -1,34%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,06%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,01%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Ajuste Liminar Abrace 0,01%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 0,66%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,60%  

Fls. 32 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
 
83. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para a um aumento tarifário de 4,24% no 
atual reajuste da EMT. 
 
84. 
Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste 
tarifário anual de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa 
uma redução de 0,66% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos 
consumidores. 
 
85. 
O Valor da Parcela A apresentou uma variação de 1,43% em relação à RTA 2015, 
representando 1,04% na composição do efeito médio, com destaque para: 
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -0,82% 
em comparação com os valores da RTA 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito médio de 
-0,17%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, conforme Resolução 
Homologatória nº 2.018, de 2 de fevereiro de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -3,43% no 
atual reajuste da EMT. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de -5,31% em relação à RTA 2015, correspondendo 
a um efeito médio de -0,18%. A variação dos custos de Transmissão é explicada pelos seguintes fatores: 
(i) pela Parcela de Ajuste negativa que compensa déficits ou superávits de arrecadação que ocorrem no 
âmbito da apuração realizada pelo ONS em relação ao Ciclo anterior, (ii) a redução da proporção atribuída 
ao segmento de consumo no rateio do pagamento do montante a ser arrecadado por meio de TUST-RB. 
 
iii) Compra de Energia. Variação de 2,87% em relação ao processo anterior contribui para 
um efeito médio de 1,39%. A nova tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional para 2016, publicada 
pela Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma redução de 32,3% em relação 
à tarifa praticada em 2015, além da saída do 18º Leilão de Ajuste do portfólio de compra de energia da 
concessionária em função do fim de seu período de suprimento, compensaram, em grande parte, o 
aumento de demais contratos do mix da distribuidora. A elevação decorreu, sobretudo, dos seguintes 
motivos: (i) aumento substancial da tarifa dos CCGFs em decorrência da consideração do preço das 
usinas licitadas no Leilão nº 12/2015; (ii) da nova tarifa relativa à energia proveniente das geradoras Angra 
1 e 2; (iii) do alto valor do IPCA acumulado nos últimos doze meses e que foi utilizado para a atualização 
da tarifa dos CCEARs por quantidade e da parcela fixa dos CCEARs por disponibilidade; e (iv) em virtude 
da parcela variável dos CCEARs-D estar sendo calculada ao PLD de R$ 211,28 / MWh, conforme 
metodologia aprovada no âmbito da AP 081/2015. 
 
86. 
A Tabela 15 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em 
relação ao processo anterior. 
 
Tabela 15: Comparação da variação do custo de energia

Fls. 33 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
 
87. 
A atualização da Parcela B representou 2,663% na composição do efeito médio, refletindo 
a variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X. 
  
88. 
O gráfico I demonstra-se a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da 
nova Receita Anual da concessionária. 
 
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
 
89. 
O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,5% para o ICMS e 
6,0% para o PIS e COFINS (total de 29,48% por dentro), o que equivale a uma majoração de 41,81% por 
fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
Tipo de contrato
RTA 2015
Processo atual
Variação
RTA 2015
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
5.137,86
5.123,83
-0,27%
340,72
365,98
7,42%
Existente - CCEAR-QTD
13.143,99
6.449,41
-50,93%
292,79
287,10
-1,94%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
2.335.530,16
2.535.373,84
8,56%
248,82
259,40
4,25%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
379.349,33
353.124,32
-6,91%
187,02
215,48
15,22%
Ajuste - CCEAR
97.567,09
0,00
-100,00%
388,18
0,00
-100,00%
Madeira e Belo Monte
138.955,80
14,46
-99,99%
120,37
125,40
4,19%
Bilateral
3.642.784,29
3.477.098,53
-4,55%
194,25
214,04
10,19%
Cota Angra I e Angra II
246.502,59
240.424,11
-2,47%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
1.058.260,90
1.349.083,69
27,48%
33,34
60,73
82,14%
Itaipu
1.369.497,80
1.320.213,37
-3,60%
252,84
211,67
-16,28%
Proinfa
159.765,77
172.734,06
8,12%
0,00
0,00
-
Sobra (-) / Exposição (+)
-1.317.602,66
-1.187.564,37
-9,9%
198,28
203,80
2,8%
TOTAL
8.128.892,93
8.272.075,26
1,8%
194,39
199,55
2,7%
Custo unitário (R$/MWh)
Montante de energia (MWh)
Custo de       
Distribuição
28,8%
Custo de            
Energia
48,0%
Custo de     
Transmissão
3,0%
Encargos          
Setoriais
20,2%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  RTA 2015 Processo atual Variação  RTA 2015 Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Ajuste - CCEAR
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Proinfa  5.137,86 5.123,83 -0,27%
13.143,99 6.449,41 -50,93%
2.335.530,16 2.535.373,84 8,56%
379.349,33 353.124,32 -6,91%
97.567,09 0,00 -100,00%
138.955,80 14,46 -99,99%
3.642.784,29 3.477.098,53 -4,55%
246.502,59 240.424,11 -2,47%
1.058.260,90 1.349.083,69 27,48%
1.369.497,80 1.320.213,37 -3,60%
159.765,77 172.734,06 8,12%  340,72 365,98 7,42%
292,79 287,10 -1,94%
248,82 259,40 4,25%
187,02 215,48 15,22%
388,18 0,00 -100,00%
120,37 125,40 4,19%
194,25 214,04 10,19%
162,09 206,29 27,27%
33,34 60,73 82,14%
252,84 211,67 -16,28%
0,00 0,00 -
Sobra (-) / Exposição (+)  -1.317.602,66 -1.187.564,37 -9,9% 198,28 203,80 2,8%  
TOTAL  8.128.892,93 8.272.075,26 1,8% 194,39 199,55 2,7%  

Fls. 34 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
 
 
90. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da EMT nos últimos dez anos, comparada com a variação do IGP-M e IPCA no mesmo período. 
 
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016) 
 
 
Custo de       
Distribuição
20,3%
Custo de            
Energia
33,9%
Custo de     
Transmissão
2,1%
Encargos          
Setoriais
14,2%
ICMS 23,5%
PIS/COFINS 6,0%
Tributos
29,5%
328,81
325,11
363,32
355,16
412,57
423,59
342,82
381,07
475,73
465,19
507,66
abr/07
abr/08
abr/09
abr/10
abr/11
abr/12
abr/13
abr/14
mar/15
abr/15
abr/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
    
  Variação IPCA  475,73
465,19
423,59    
412,57 381,07
355,16    
363,32
325,11 342,82
328,81    
    
    
    

Fls. 35 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
91. 
Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da 
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das 
distribuidoras e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação 
acumulada do IPCA até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória 
nº 1.121, de 15/3/2011. 
 
VII. 
DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
92. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo 
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 03/1997. 
 
VIII. 
DA CONCLUSÃO 
 
93. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 03/1997, no que consta do 
Processo nº 48500.005399/2015-03 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
i) pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de 7,94% a ser aplicado às 
tarifas da EMT, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 
8,60% sendo de 7,58% em média para os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e 
de 9,11% em média para aqueles conectados em Baixa Tensão (BT); 
 
 
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da EMT;  
 
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de 
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; 
 
 
iv) pela aprovação, para fins de cálculo do atual reajuste tarifário, da previsão anual dos 
Encargos de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER; 
 
v) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora para 
custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária. 
 
vi) pela homologação do reajuste da tarifa de energia elétrica da Geração Distribuída – GD 
decorrente do processo de desverticalização da EMT, relativa às geradoras Apiacás 
Energia S/A, Juruena Energia S/A e Primavera S/A.

Fls. 36 Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005399/2015-03 
 
IX. DA RECOMENDAÇÃO 
 
94. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
FELIPE PEREIRA 
Especialista em Regulação 
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
WELLINGTON CARLOS CARVALHO  
Especialista em Regulação 
 
 
 
De acordo: 
 
 
 
 
CLÁUDIO ELIAS CARVALHO 
Superintendente Substituto de Gestão Tarifária