48581.002497/2016-00 
 Nota Técnica n° 275/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 17 de agosto de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.001089/2016-92 
 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à EPB - Energisa Paraíba - 
Distribuidora de Energia e demais providências 
pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de 2016. 
 
I. DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da EPB - Energisa Paraíba 
- Distribuidora de Energia, vigente a partir de 28 de agosto 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 19/2001 e os seus termos aditivos. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A EPB, sediada na cidade de João Pessoa/PB, atende aproximadamente 1,36 milhão de 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de 
R$ 1,37 bilhão. 
 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
1 - Fonte: SAMP - competência junho/2016 
 
 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras1
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
1.123.081
                      
134.119
                     
38,9%
Industrial
4.233
                             
71.125
                       
20,6%
Comercial
93.821
                           
58.996
                       
17,1%
Rural
126.652
                         
18.858
                       
5,5%
Iluminação Pública
695
                                
19.682
                       
5,7%
Poder Público
16.079
                           
18.711
                       
5,4%
Serviço Público
1.040
                             
14.715
                       
4,3%
Demais classes
251
                                
8.532
                         
2,5%
Total 
1.365.852
                      
344.739
                     
100%
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ANDRE LUCIO NEVES
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO

Fls. 2 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto 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 48500.001087/2016-01 
3. 
Em 02/05/2016, a SGT solicitou1 as informações em relação ao processo de reajuste 
tarifário da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SFF e SRM). 
 
4. 
Em 15/07/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da EPB, 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. 
 
5. 
O Memorando nº 383/2016-SFF/ANEEL 2, de 18/07/2016, a SFF informou os valores 
fiscalizados e validados das garantias financeiras relativas à contratação regulada de energia (CCEAR). 
 
6. 
Em 
29/07/2016, 
a 
Distribuidora, 
por 
meio 
da 
Carta 
ENERGISAPB/VPR-
ANEEL/N°013/20163, encaminhou à ANEEL informações para o Reajuste Tarifário Anual de 2016, bem 
como apresentou proposta de Reajuste Tarifário Anual com efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de -1,63%. 
 
7. 
O Memorando nº 192/2016-SRM/ANEEL4, de 08/08/2016, apresentou informações sobre o 
contrato bilateral de compra e venda de energia. 
 
8. 
No dia 09/08/2016, a SGT recebeu o Memorando n° 438/2016-SFF/ANEEL5, com os 
valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária referente ao processo tarifário de 2015. 
 
9. 
Em 17/08/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência 
de Administração e Finanças - SAF, a EPB 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 
 
10. 
Em 21/03/2001 foi firmado o Contrato de Concessão nº 19/2001 entre a União, por 
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a EPB - Energisa Paraíba - Distribuidora de 
Energia. 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. 
 
                                                          
 
1 Memorando nº 165/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 166/2106-SGT/ANEEL. 
2 Documento SIC nº 48536.004432/2016-00. 
3 Documento SIC nº 48513.019357/2016-00. 
4 Documento SIC nº 48580.002058/2016-00. 
5 Documento SIC nº 48536.004867/2016-00. 
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Fls. 3 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto 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 48500.001087/2016-01 
11. 
Em 13/07/2005 foi assinado o Primeiro 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. 
 
12. 
Em 13/04/2010, foi assinado o Terceiro 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 
 
13. 
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.  
 
14. 
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). A 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. 
 
15. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo: 
 
 
 
16. 
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 
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do 
Contrato de Concessão: 
 
Período de 12 meses 
Referência 
DRA
DRP 
VPA0 
VPA1 
RA0 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
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. 
 
17. 
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.  
 
18. 
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  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
II.1.3 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015 
 
19. 
Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da EPB 
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração e 
CDE. 
 
20. 
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 
4,52% e 3,18%, respectivamente. 
 
 
II.1.4. Reajuste Tarifário Anual de 2015 
 
21. 
O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da EPB resultou, em média, num reposicionamento das 
tarifas de 22,14%, sendo 16,12% referentes ao reajuste econômico e 6,03% relativos aos componentes 
financeiros, conforme consta na Resolução Homologatória nº 1.938, de 25/8/2015, que representou um 
efeito tarifário médio percebido pelos consumidores de 10,79%.  
 
 
III. DA ANÁLISE 
 
III.1. Período de Referência 
 
22. 
O período de referência para o reajuste anual da EPB é de agosto/2015 a julho/2016. 
 
III.2. Receita Anual 
 
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$ 1.378.863.850,19 conforme demonstrado na Tabela 2. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
Tabela 2: Mercado no Período de Referência 
 
 
 
III.3. Encargos Setoriais 
 
23. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas6 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,  
 
                                                          
 
6 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL. 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
3.717.454
                 
1.338.472.951,95
          
A3   (69 kV)
254.258
                    
60.188.917,41
               
A4   (2,3 kV a 25 kV)
771.158
                    
253.024.671,03
             
BT  (menor que 2,3 kV)
2.692.038
                 
1.025.259.363,51
          
Demais Livres
403.797
                    
29.570.223,78
               
Distribuição
102.501
                    
4.655.494,46
                 
Geração
-
                            
6.165.180,00
                 
Total
4.223.753
                 
1.378.863.850,19
          
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Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 3 .717.454 1 .338.472.951,95
A3 (69 kV) 2 54.258 6 0.188.917,41
A4 (2,3 kV a 25 kV) 7 71.158 2 53.024.671,03
BT (menor que 2,3 kV) 2 .692.038 1 .025.259.363,51
Demais Livres 4 03.797 2 9.570.223,78
Distribuição 1 02.501 4 .655.494,46
Geração - 6 .165.180,00
Total 4 .223.753 1 .378.863.850,19

Fls. 7 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
 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; 
 
 
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. Importante esclarecer 
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira 
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam 
a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; 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 
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Fls. 8 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto 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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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. 
 
24. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados 
na tabela abaixo: 
 
Tabela 3: Encargos Setoriais 
 
 
 
25. 
O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual 
(CDE Uso), homologada pela REH 2.077, de 07/06/2016, os seguintes itens: 
 
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela 
REH 2.077, de 07/06/2016. 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. 
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.038.651,02
          
2.219.447,24
          
-
                                              
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
154.555.596,07
      
148.768.785,34
      
-
                                              
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
37.794.831,90
        
57.914.439,18
        
Previsão SGT -JAN/2016
PROINFA
20.879.329,24
        
31.409.894,07
        
REH 2003/2015
P&D e Eficiência Energética
12.762.808,14
        
13.633.711,66
        
Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS
50.479,06
               
53.518,80
               
Contribuição JAN/16 - DEZ/16
Total de Encargos Tarifários
228.081.695,44
      
253.999.796,29
      
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26. 
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”. 
 
27. 
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 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da 
concessionária. 
 
 
III.4. Transmissão 
 
28. 
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. 
 
29. 
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 da 
Resolução Homologatória n° 2.099, de 28/06/2016.  
 
30. 
Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na 
Resolução Homologatória n° 2.098, de 28/06/2015, sendo consideradas também as informações presentes 
no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.  
 
31. 
 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 EPB, uma vez que 
ela acessa a rede de distribuição da Celpe, Coelce, Cosern e EBO. 
 
32. 
Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas, 
quando houver, as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT). 
 
33. 
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: 
 
 
 
 
 
 
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Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
Nota: O custo de conexão foi obtido da Resolução Homologatória n° 2.098/2016, atualizados pelo IPCA para a data de 
aniversário contratual da distribuidora acessante. 
 
 
III.5 Compra de Energia 
 
34. 
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. 
 
35. 
Também a Lei n° 10.848/2004 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”.  
 
36. 
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 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
23.538.121,80
        
25.363.630,30
        
Rede Básica Fronteira
15.338.479,70
        
12.954.180,20
        
Conexão
3.300.383,64
          
3.408.031,38
          
Uso do sistema de distribuição
5.685.558,67
          
4.943.730,82
          
Total dos Custos de Transporte
47.862.543,81
        
46.669.572,70
        
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Componente DRA (R$) DRP (R$)
Rede Básica 2 3.538.121,80 2 5.363.630,30
Rede Básica Fronteira 1 5.338.479,70 1 2.954.180,20
Conexão 3 .300.383,64 3 .408.031,38
Uso do sistema de distribuição 5 .685.558,67 4 .943.730,82
Total dos Custos de Transporte 4 7.862.543,81 4 6.669.572,70

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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 aí 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 
 
37. 
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 
na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é 
definido como Energia Requerida. 
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38. 
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. 
 
39. 
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 elétrica7. 
 
40. 
As perdas regulatórias na distribuição 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 1.592/2013 (última revisão tarifária da EPB) estabeleceu o percentual regulatório de 
perdas técnicas de 9,30% (sobre energia injetada da concessionária) e para as perdas não-técnicas (sobre 
o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 8,49% a ser aplicado no atual reajuste. 
 
41. 
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 abril/2015 a março/2016. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário da 
EPB. 
 
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
42. 
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. 
 
                                                          
 
7 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)
8,49%
8,49%
Técnica (s/ merc. injetado)
9,30%
9,30%
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
2,01%
2,24%
Mercado Baixa Tensão (MWh)
2.692.038
2.692.038
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43. 
A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da EPB 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 
 
44. 
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 
 
45. 
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 
 
46. 
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
3.717.454
          
3.717.454
          
Fornecimento
3.717.454
          
3.717.454
          
Consumidores Livres
506.298
             
506.298
             
Perdas Totais
773.566
             
783.711
             
Perdas Rede B.
88.491
               
98.636
               
Perdas na Distribuição
685.075
             
685.075
             
Perda Não Técnica
228.554
             
228.554
             
Perda Técnica
456.521
             
456.521
             
Energia Requerida
4.491.020
          
4.501.166
          
Energia Requerida 
(MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Energia Requerida 
(R$)
4.491.020
133,79
600.844.723,79
             
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47. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 8 considerando o período de 
referência em questão.  
 
48. 
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.  
 
49. 
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.  
 
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 
                                                          
 
8 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. 
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Fls. 15 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto 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 48500.001087/2016-01 
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado por meio do Memorando 
nº 192/2016-SRM/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
vi) 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 homologada por meio da Resolução Homologatória nº 2.107/2016, 
de 19/07/2016.  
 
vii) Para o cálculo da despesa com aquisição de energia proveniente de Angra, adotou-se o 
preço vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL na REH nº 2.006, de 15/12/2015. 
 
50. 
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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 2E0ACF2B0038F584 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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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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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
Contratos 
Montante Contratado 
(MWh) 
Montante 
Considerado (MWh) 
Tarifa 
(R$/MWh) 
Despesa           
(R$) 
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 
  
2.647.417,04  
  
2.356.033,03  
  
198,26  
  
467.110.885,54  
4º LEE 2009-08 
  
20.236,08  
  
18.008,82  
  
178,15  
  
3.208.232,71  
4º LEE 2009-08 (MCSD) 
  
167,23  
  
148,83  
  
178,15  
  
26.513,48  
4º LEE 2009-08 (MCSD) 
  
6.244,12  
  
5.556,87  
  
178,15  
  
989.943,78  
4º LEE 2009-08 (MCSD) agosto 
  
(4.941,59) 
  
(4.397,70) 
  
178,15  
  
(783.440,26) 
12º LEE 2014 36M (MCSD)  agosto/ Nova regra 
  
(6.180,20) 
  
(5.499,99) 
  
176,63  
  
(971.488,72) 
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra 
  
313,21  
  
278,74  
  
176,63  
  
49.234,43  
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra 
  
3.099,70  
  
2.758,54  
  
176,63  
  
487.253,54  
12º LEE 2014 36M/ Nova regra 
  
60.617,46  
  
53.945,69  
  
176,63  
  
9.528.684,16  
13º LEE 2014-05 DISP 
  
99.866,89  
  
88.875,19  
  
370,20  
  
32.901.494,55  
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) agosto/ Regra esp. do 
13º LEE 
  
(26.019,46) 
  
(23.155,67) 
  
320,12  
  
(7.412.498,70) 
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º 
LEE 
  
13.172,14  
  
11.722,37  
  
320,12  
  
3.752.518,16  
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º 
LEE 
  
1.509,22  
  
1.343,11  
  
320,12  
  
429.949,52  
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE 
  
255.485,56  
  
227.365,92  
  
320,12  
  
72.783.460,75  
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP 
  
38.103,29  
  
33.909,51  
  
296,19  
  
10.043.582,14  
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) agosto/ Nova 
regra 
  
(5.059,33) 
  
(4.502,48) 
  
222,45  
  
(1.001.589,60) 
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra 
  
1.799,72  
  
1.601,64  
  
222,45  
  
356.289,09  
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra 
  
49.675,40  
  
44.207,95  
  
222,45  
  
9.834.181,72  
15º LEE DIS2-03ANOS 
  
1.962,24  
  
1.746,27  
  
297,26  
  
519.095,96  
15º LEE DIS3-01ANOS 
  
8.574,12  
  
7.630,42  
  
264,62  
  
2.019.192,22  
15º LEE QTD-03ANOS (MCSD) agosto/ Nova regra 
  
(13.999,54) 
  
(12.458,70) 
  
147,31  
  
(1.835.291,31) 
15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra 
  
137.461,92  
  
122.332,38  
  
147,31  
  
18.020.782,70  
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T 
  
(145,95) 
  
(129,88) 
  
299,82  
  
(38.940,87) 
1º LEN  redução COCAL A-3 2008-15 T 
  
(112,05) 
  
(99,72) 
  
299,82  
  
(29.897,92) 
1º LEN A-3 2008-15 T 
  
8.140,51  
  
7.244,54  
  
299,82  
  
2.172.029,40  
1º LEN A-3 2008-30 H 
  
1.160,61  
  
1.032,87  
  
198,93  
  
205.471,50  
2º LEN A-3 2009-15 T 
  
22.890,10  
  
20.370,74  
  
314,59  
  
6.408.455,46  
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Contratos      Montante Contratado
(MWh)      Montante
Considerado (MWh)      Tarifa
(R$/MWh)      Despesa
(R$)    
AMBIENTE REGULADO - CCEAR                            
        2.647.417,04      2.356.033,03      198,26      467.110.885,54  
4º LEE 2009-08                            
        20.236,08      18.008,82      178,15      3.208.232,71  
4º LEE 2009-08 (MCSD)                            
        167,23      148,83      178,15      26.513,48  
4º LEE 2009-08 (MCSD)                            
        6.244,12      5.556,87      178,15      989.943,78  
4º LEE 2009-08 (MCSD) agosto                            
        (4.941,59)      (4.397,70)      178,15      (783.440,26)  
12º LEE 2014 36M (MCSD) agosto/ Nova regra                            
        (6.180,20)      (5.499,99)      176,63      (971.488,72)  
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra                            
        313,21      278,74      176,63      49.234,43  
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra                            
        3.099,70      2.758,54      176,63      487.253,54  
12º LEE 2014 36M/ Nova regra                            
        60.617,46      53.945,69      176,63      9.528.684,16  
13º LEE 2014-05 DISP                            
        99.866,89      88.875,19      370,20      32.901.494,55  
  13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) agosto/ Regra esp. do                          
  13º LEE      (26.019,46)      (23.155,67)      320,12      (7.412.498,70)  
  13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º                          
  LEE      13.172,14      11.722,37      320,12      3.752.518,16  
  13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º                          
  LEE      1.509,22      1.343,11      320,12      429.949,52  
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE                            
        255.485,56      227.365,92      320,12      72.783.460,75  
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP                            
        38.103,29      33.909,51      296,19      10.043.582,14  
  14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) agosto/ Nova                          
  regra      (5.059,33)      (4.502,48)      222,45      (1.001.589,60)  
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra                            
        1.799,72      1.601,64      222,45      356.289,09  
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra                            
        49.675,40      44.207,95      222,45      9.834.181,72  
15º LEE DIS2-03ANOS                            
        1.962,24      1.746,27      297,26      519.095,96  
15º LEE DIS3-01ANOS                            
        8.574,12      7.630,42      264,62      2.019.192,22  
15º LEE QTD-03ANOS (MCSD) agosto/ Nova regra                            
        (13.999,54)      (12.458,70)      147,31      (1.835.291,31)  
15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra                            
        137.461,92      122.332,38      147,31      18.020.782,70  
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T                            
        (145,95)      (129,88)      299,82      (38.940,87)  
1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T                            
        (112,05)      (99,72)      299,82      (29.897,92)  
1º LEN A-3 2008-15 T                            
        8.140,51      7.244,54      299,82      2.172.029,40  
1º LEN A-3 2008-30 H                            
        1.160,61      1.032,87      198,93      205.471,50  
2º LEN A-3 2009-15 T                            
        22.890,10      20.370,74      314,59      6.408.455,46  
Montante Contratado
(MWh)
Montante
Considerado (MWh)
Tarifa
(R$/MWh)
Despesa
(R$)

Fls. 17 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto 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 48500.001087/2016-01 
2º LEN A-3 2009-30 H 
  
44.566,34  
  
39.661,21  
  
232,23  
  
9.210.452,45  
4º LEN A-3 2010-15 T 
  
19.007,26  
  
16.915,25  
  
326,05  
  
5.515.170,08  
6º LEN A-3 2011-15 T 
  
2.169,38  
  
1.930,61  
  
188,92  
  
364.729,24  
8º LEN A-3 2012-15 T 
  
30,38  
  
27,04  
  
312,65  
  
8.452,77  
8º LEN A-3 2012-30 H 
  
3,04  
  
2,70  
  
227,99  
  
616,39  
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra 
  
115.425,15  
  
102.721,05  
  
137,45  
  
14.119.473,02  
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T 
  
102.676,85  
  
91.375,87  
  
144,58  
  
13.211.063,62  
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T 
  
110.962,01  
  
98.749,14  
  
144,58  
  
14.277.086,04  
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra 
  
51.609,66  
  
45.929,32  
  
137,33  
  
6.307.627,57  
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra 
  
2.337,83  
  
2.080,52  
  
147,88  
  
307.671,90  
17º LEN DIS-2016/ Nova regra 
  
20.457,72  
  
18.206,07  
  
147,88  
  
2.692.354,68  
19º LEN DIS-2017/ Nova regra 
  
22.316,24  
  
19.860,04  
  
147,53  
  
2.929.983,05  
19º LEN QTD-2017/ Nova regra 
  
10.889,25  
  
9.690,74  
  
137,35  
  
1.331.019,06  
1º LEN A-4 2009-15 T 
  
51.272,00  
  
45.628,82  
  
299,63  
  
13.671.759,02  
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T 
  
(873,46) 
  
(777,32) 
  
299,63  
  
(232.909,00) 
1º LEN  redução COCAL A-4 2009-15 T 
  
(544,16) 
  
(484,27) 
  
299,63  
  
(145.102,25) 
1º LEN A-4 2009-30 H 
  
4.090,74  
  
3.640,50  
  
212,57  
  
773.852,17  
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés 
  
(16,22) 
  
(14,43) 
  
213,98  
  
(3.088,03) 
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés 
  
(87,35) 
  
(77,73) 
  
213,98  
  
(16.633,24) 
1º LEN A-5 2010-15 T 
  
85.757,47  
  
76.318,70  
  
264,77  
  
20.206.696,07  
1º LEN A-5 2010-30 H 
  
89.149,05  
  
79.336,99  
  
213,98  
  
16.976.610,88  
01º LEN A-5 2010-30 H  - Retirada Porto Goés 
  
(794,53) 
  
(707,08) 
  
213,98  
  
(151.301,60) 
3º LEN A-5 2011-15 T 
  
52.772,10  
  
46.963,82  
  
286,24  
  
13.442.738,00  
3º LEN A-5 2011-30 H 
  
56.125,84  
  
49.948,44  
  
219,68  
  
10.972.872,71  
5º LEN A-5 2012-15 T 
  
147.943,94  
  
131.660,71  
  
247,05  
  
32.526.806,47  
5º LEN A-5 2012-30 H 
  
68.397,70  
  
60.869,61  
  
225,46  
  
13.723.439,72  
7º LEN A-5 2013-15 T 
  
44.188,55  
  
39.325,00  
  
246,75  
  
9.703.388,96  
10º LEN A-5 2015-30 H 
  
33.235,44  
  
29.577,43  
  
150,80  
  
4.460.279,85  
11º LEN A-5 2015-30 H 
  
96.403,80  
  
85.793,26  
  
99,33  
  
8.521.456,10  
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 2E0ACF2B0038F584 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
ANDRE LUCIO NEVES
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
2º LEN A-3 2009-30 H                        
    44.566,34      39.661,21      232,23      9.210.452,45  
4º LEN A-3 2010-15 T                        
    19.007,26      16.915,25      326,05      5.515.170,08  
6º LEN A-3 2011-15 T                        
    2.169,38      1.930,61      188,92      364.729,24  
8º LEN A-3 2012-15 T                        
    30,38      27,04      312,65      8.452,77  
8º LEN A-3 2012-30 H                        
    3,04      2,70      227,99      616,39  
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra                        
    115.425,15      102.721,05      137,45      14.119.473,02  
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T                        
    102.676,85      91.375,87      144,58      13.211.063,62  
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T                        
    110.962,01      98.749,14      144,58      14.277.086,04  
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra                        
    51.609,66      45.929,32      137,33      6.307.627,57  
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra                        
    2.337,83      2.080,52      147,88      307.671,90  
17º LEN DIS-2016/ Nova regra                        
    20.457,72      18.206,07      147,88      2.692.354,68  
19º LEN DIS-2017/ Nova regra                        
    22.316,24      19.860,04      147,53      2.929.983,05  
19º LEN QTD-2017/ Nova regra                        
    10.889,25      9.690,74      137,35      1.331.019,06  
1º LEN A-4 2009-15 T                        
    51.272,00      45.628,82      299,63      13.671.759,02  
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T                        
    (873,46)      (777,32)      299,63      (232.909,00)  
1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T                        
    (544,16)      (484,27)      299,63      (145.102,25)  
1º LEN A-4 2009-30 H                        
    4.090,74      3.640,50      212,57      773.852,17  
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés                        
    (16,22)      (14,43)      213,98      (3.088,03)  
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés                        
    (87,35)      (77,73)      213,98      (16.633,24)  
1º LEN A-5 2010-15 T                        
    85.757,47      76.318,70      264,77      20.206.696,07  
1º LEN A-5 2010-30 H                        
    89.149,05      79.336,99      213,98      16.976.610,88  
01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés                        
    (794,53)      (707,08)      213,98      (151.301,60)  
3º LEN A-5 2011-15 T                        
    52.772,10      46.963,82      286,24      13.442.738,00  
3º LEN A-5 2011-30 H                        
    56.125,84      49.948,44      219,68      10.972.872,71  
5º LEN A-5 2012-15 T                        
    147.943,94      131.660,71      247,05      32.526.806,47  
5º LEN A-5 2012-30 H                        
    68.397,70      60.869,61      225,46      13.723.439,72  
7º LEN A-5 2013-15 T                        
    44.188,55      39.325,00      246,75      9.703.388,96  
10º LEN A-5 2015-30 H                        
    33.235,44      29.577,43      150,80      4.460.279,85  
11º LEN A-5 2015-30 H                        
    96.403,80      85.793,26      99,33      8.521.456,10  

Fls. 18 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto 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 48500.001087/2016-01 
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova 
regra 
  
24.521,10  
  
21.822,22  
  
138,63  
  
3.025.301,32  
13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra 
  
57.635,05  
  
51.291,54  
  
138,63  
  
7.110.750,97  
13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ 
Nova regra 
  
14.195,97  
  
12.633,51  
  
120,39  
  
1.520.956,19  
15º LEN DIS20-2017/ Nova regra 
  
960,55  
  
854,83  
  
109,68  
  
93.760,57  
15º LEN QTD30-2017/ Nova regra 
  
4.063,46  
  
3.616,22  
  
116,57  
  
421.536,01  
2º LFA A-3 2013-20 OF 
  
87.096,12  
  
77.510,01  
  
203,40  
  
15.765.226,81  
2º LFA A-3 2013-30 H 
  
6.288,39  
  
5.596,27  
  
222,73  
  
1.246.461,74  
3º LFA BIO-2016/ Nova regra 
  
8.875,44  
  
7.898,58  
  
227,56  
  
1.797.392,84  
3º LFA EOL-2017/ Nova regra 
  
399,42  
  
355,46  
  
189,46  
  
67.343,84  
Estruturante Santo Antônio 
  
153.081,09  
  
136.232,45  
  
136,16  
  
18.550.045,77  
Estruturante Santo Antônio - MCSD 
  
7.472,28  
  
6.649,85  
  
136,16  
  
905.475,25  
Estruturante Santo Antônio - MCSD 
  
4.022,87  
  
3.580,10  
  
136,16  
  
487.482,68  
Estruturante Jirau 
  
83.005,77  
  
73.869,86  
  
119,76  
  
8.846.956,98  
Estruturante Jirau - MCSD 
  
22.454,64  
  
19.983,20  
  
119,76  
  
2.393.270,12  
Estruturante Belo Monte 
  
181.267,75  
  
161.316,78  
  
118,71  
  
19.150.488,85  
Estruturante Belo Monte 
  
48.902,70  
  
43.520,30  
  
118,71  
  
5.166.449,46  
Estruturante Belo Monte - MCSD 
  
26.988,73  
  
24.018,26  
  
118,71  
  
2.851.293,00  
Estruturante Belo Monte - MCSD 
  
12.692,29  
  
11.295,34  
  
118,71  
  
1.340.909,54  
Bilaterais 
  
438.963,60  
  
390.649,73  
  
250,10  
  
97.701.496,40  
PETROBRÁS (UTE Juiz de Fora) 
  
438.963,60  
  
390.649,73  
  
250,10  
  
97.701.496,40  
Energia Base 
  
1.959.798,56  
  
1.754.482,77  
  
76,80  
  
134.747.522,24  
Cota Angra I/Angra II 
  
148.524,15  
  
132.177,06  
  
206,29  
  
27.266.806,36  
Cotas Lei n º 12783/2013 
  
1.716.906,05  
  
1.527.937,35  
  
70,34  
  
107.480.715,88  
PROINFA 
  
94.368,35  
  
94.368,35  
  
-  
  
-  
Total 
  
5.046.179,20  
  
4.501.165,52  
  
155,42  
  
699.559.904,18  
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 2E0ACF2B0038F584 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
ANDRE LUCIO NEVES
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
  13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova                          
  regra      24.521,10      21.822,22      138,63      3.025.301,32  
13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra                            
        57.635,05      51.291,54      138,63      7.110.750,97  
  13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/                          
  Nova regra      14.195,97      12.633,51      120,39      1.520.956,19  
15º LEN DIS20-2017/ Nova regra                            
        960,55      854,83      109,68      93.760,57  
15º LEN QTD30-2017/ Nova regra                            
        4.063,46      3.616,22      116,57      421.536,01  
2º LFA A-3 2013-20 OF                            
        87.096,12      77.510,01      203,40      15.765.226,81  
2º LFA A-3 2013-30 H                            
        6.288,39      5.596,27      222,73      1.246.461,74  
3º LFA BIO-2016/ Nova regra                            
        8.875,44      7.898,58      227,56      1.797.392,84  
3º LFA EOL-2017/ Nova regra                            
        399,42      355,46      189,46      67.343,84  
Estruturante Santo Antônio                            
        153.081,09      136.232,45      136,16      18.550.045,77  
Estruturante Santo Antônio - MCSD                            
        7.472,28      6.649,85      136,16      905.475,25  
Estruturante Santo Antônio - MCSD                            
        4.022,87      3.580,10      136,16      487.482,68  
Estruturante Jirau                            
        83.005,77      73.869,86      119,76      8.846.956,98  
Estruturante Jirau - MCSD                            
        22.454,64      19.983,20      119,76      2.393.270,12  
Estruturante Belo Monte                            
        181.267,75      161.316,78      118,71      19.150.488,85  
Estruturante Belo Monte                            
        48.902,70      43.520,30      118,71      5.166.449,46  
Estruturante Belo Monte - MCSD                            
        26.988,73      24.018,26      118,71      2.851.293,00  
Estruturante Belo Monte - MCSD                            
        12.692,29      11.295,34      118,71      1.340.909,54  
Bilaterais                            
        438.963,60      390.649,73      250,10      97.701.496,40  
PETROBRÁS (UTE Juiz de Fora)                            
        438.963,60      390.649,73      250,10      97.701.496,40  
Energia Base                            
        1.959.798,56      1.754.482,77      76,80      134.747.522,24  
Cota Angra I/Angra II                            
        148.524,15      132.177,06      206,29      27.266.806,36  
Cotas Lei n º 12783/2013                            
        1.716.906,05      1.527.937,35      70,34      107.480.715,88  
PROINFA                            
        94.368,35      94.368,35      -      -  
Total                            
        5.046.179,20      4.501.165,52      155,42      699.559.904,18  

Fls. 19 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto 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 48500.001087/2016-01 
51. 
Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA9 e na DRP 
para a EPB, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 600.844.723,79 e R$ 
699.559.904,18. 
 
 
III.6. Parcela B 
 
52. 
O Fator X10 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:  
 
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
53. 
A Resolução Homologatória nº 1.592/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os 
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,80% e 2,00%, respectivamente, a serem aplicados na 
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da EPB. 
 
54. 
Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET 11, para a aferição do 
componente Q (qualidade do serviço) do Fator X serão considerados indicadores dos serviços técnicos e 
comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete indicadores e o 
atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.  
 
55. 
Os indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus 
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. No caso do atual reajuste da EPB 
foram considerados apenas os pesos dos indicadores de DEC e FEC, de modo que o valor do componente 
Q do Fator X a ser aplicado na atualização da Parcela B é de -0,95%. 
 
                                                          
 
9 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. 
10 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
11 Será aplicada a nova metodologia para os reajustes tarifários após o 4º ciclo de revisão tarifária periódica. 
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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 48500.001087/2016-01 
Tabela 9: Fator X 
 
  
56. 
Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M12 e do Fator X. A variação 
do IGP-M para o período de referência foi de 11,63%, enquanto o Fator X resultou em 2,85%. A tabela 
abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP. 
 
Tabela 10: Cálculo da Parcela B 
 
 
 
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
57. 
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. 
 
58. 
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, e a nova 
metodologia de cálculo resultado da 4ª fase da Audiência Pública 78/2011, a apuração do 
saldo da CVA será realizada com base nos valores devidos de pagamentos, ao invés dos 
valores apresentados pelas concessionárias para o processo tarifário corrente. 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. 
 
                                                          
 
12 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. 
Componentes
Valor
Componente Pd do Fator X
1,80%
Componente T do Fator X
2,00%
Componente Q do Fator X
-0,95%
Fator X
2,85%
Descrição
Valores
Parcela B - DRA (R$)
502.074.887,15
          
IGP-M
11,63%
Fator X
2,85%
Parcela B - DRP (R$)
546.168.754,14
          
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 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados 
pela taxa média anual BM&F13, de 13,29% a.a.. 
 
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzido 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, para o período de competência de janeiro de 
2015 a maio 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 CVA ESS/EER para as competências de janeiro de 2015 a maio de 2016. 
 
 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 das diferenças de preços de submercados, 
atualizado pela taxa SELIC, referente ao período de janeiro de 2015 a maio de 2016.  
 
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo: 
 
 
 
 
 
 
                                                          
 
13 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. 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento 
 
 
 
 
 
 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$ 43.559.676,63, com efeito 
no atual reajuste de 3,16%. Os principais componentes que impactaram no saldo da 
CVAENERGIA foram os contratos de cota de garantia física e os contratos CCEAR-Q. A 
participação no mix de contratação da EPB desses contratos foi de 39% e 29%, 
respectivamente. 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, onde foi incorporada nova 
parcela de custo relacionado ao Retorno da Bonificação pela Outorga14. 
 
Gráfico I: Composição do Mix da EPB na CVA  
 
                                                          
 
14 Previsto na Lei n° 13.203/2015. 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
3.024.684,87
            
4.095.235,51
            
4.378.777,66
                   
CVA CDE Energia
3.193.888,63
            
3.643.508,90
            
3.895.774,82
                   
CVA Rede Básica
2.592.637,42
            
2.798.877,09
            
2.992.663,17
                   
CVA Compra Energia
34.890.406,91
          
40.739.025,46
          
43.559.676,63
                 
CVA Proinfa
6.515.466,78
            
6.885.708,20
            
7.362.454,53
                   
CVA ESS/ERR
(23.266.871,35)
         
(25.717.953,48)
         
(27.498.589,49)
               
Total
26.950.213,26
          
32.444.401,68
          
34.690.757,32
                 
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12 Meses
Delta 5 ° D i a Ú t i l A nterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)  
CVA CDE 3.024.684,87 4.095.235,51 4 .378.777,66
CVA CDE Energia 3.193.888,63 3.643.508,90 3 .895.774,82
CVA Rede Básica 2.592.637,42 2.798.877,09 2 .992.663,17
CVA Compra Energia 34.890.406,91 40.739.025,46 4 3.559.676,63
CVA Proinfa 6.515.466,78 6.885.708,20 7 .362.454,53
CVA ESS/ERR ( 23.266.871,35) ( 25.717.953,48) (27.498.589,49)  
Total 2 6.950.213,26 3 2.444.401,68 3 4.690.757,32  

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Processo nº 48500.001087/2016-01 
 
Gráfico II: Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT – EPB 
 
 
 
Gráfico III: CVA Energia – EPB 
 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
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 438/2016-SFF/ANEEL, de 09/08/2016. Destaca-se que os saldos 
fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess 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.  
 
 No saldo a compensar analisado também está contemplado o financeiro de saldo a 
compensar da reversão da RTE realizada no processo tarifário de 2015.  
 
 
iii) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme 
a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016. 
Os 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 179.157 MWh. 
Provisoriamente, a totalidade deste montante está sendo considerado como 
sobrecontratação involuntária, pois ainda não foi calculado o montante definitivo pela 
ANEEL. Destaca-se que a diferença entre o valor recalculado com o montante de 
exposições/sobrecontratações contratuais involuntárias a ser publicado e o valor 
considerado neste reajuste tarifário deverá ser considerada no reajuste de 2017. 
Referido montante de energia foi obtido com base em dados fornecidos pela CCEE e 
representa, juntamente com o ajuste financeiro das operações no mercado de curto 
prazo, um repasse tarifário de R$ -54.097.798,16, a preços de julho/16. 
 
 Dos valores descritos acima foram deduzidos os valores repassados pela Conta 
Bandeira à concessionária ao longo de 2015, de R$ 14.087.677,57, a título de 
Exposição Involuntária, nos termos do inciso I do Art 4º-A do Decreto 7.891/2013.  
 
 Destaca-se que a exposição involuntária de energia no processo tarifário de 2015, 
referente ao ano civil de 2014, havia sido calculada provisoriamente. Assim, no atual 
processo tarifário essa exposição foi recalculada em caráter definitivo, não se 
observando diferença.  
 
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Fls. 25 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto 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 48500.001087/2016-01 
 Foi feito o ajuste relativo ao MAC da UHE Santo Antônio15 e ao MAC Amazonas 
Exportação ao SIN no cálculo da exposição ao mercado de curto prazo de 2014 que 
resultou em uma diferença de R$ 344.065,48, atualizado para a taxa Selic. 
 
 
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula 
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão anterior, 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 atualizadas pela taxa SELIC. 
 
v) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram 
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de junho de 2015 a junho de 2016, 
atualizados pela taxa SELIC, conforme Submódulo 4.4 do PRORET, resultante da 4ª fase da AP ° 078/2011, 
tendo sido fiscalizados16 pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF. 
 
vi) Ajuste Financeiro CUSD. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da Portaria 
Interministerial n° 25/2002 e conforme dispõe o Submódulo 4.4 do PRORET, ajustou-se financeiramente os 
custos decorrentes dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSDs) firmados entre a EPB e as 
distribuidoras Celpe, Coelce, Cosern e EBO. 
 
vii) 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. 
 
viii) Diferencial Eletronuclear. É a diferença17 entre a tarifa praticada e a de referência entre 
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. Neste reajuste, está sendo considerado 
o ajuste, de R$ 92.332,38, relativo ao descasamento entre a cobertura tarifária concedida no processo 
tarifário anterior, para os 12 meses subsequentes, e o pagamento das parcelas mensais, realizado até 
dezembro de 2015.  
 
 
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 
                                                          
 
15 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. 
16 Memorando nº. 383/2016-SFF/ANEEL, de 18/07/2016. 
17 A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 - 1º Leilão e seu valor será repassado 
mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear, conforme parcelas homologadas pela Resolução Homologatória 1.585/2013. 
Esse ajuste será considerado até o processo tarifário de 2016. 
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Fls. 26 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
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. A 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. 
 
 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 e já não tenham sido revertidos no último processo tarifário. 
 
 Portanto, está sendo revertido o valor de -R$ 10.807.509,01, devidamente atualizado 
pela SELIC, referente à receita faturada no período remanescente de 1º de julho de 
2015 a 27 de agosto de 2015, 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 
junho de 2015 a 27 de agosto de 2015, totalizando R$ 4.484.804,06, 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.  
 
 
59. 
A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
 
 
 
 
 
 
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Fls. 27 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
Tabela 12: Componentes Financeiros 
 
 
 
60. 
Cumpre salientar que se encontra na Diretoria o recurso administrativo18 interposto pela 
EPB em face do Despacho nº 07/2012 – DEFC, emitido pela Agência de Regulação do Estado da Paraíba, 
que aplicou a penalidade de redução dos níveis tarifários pelo não cumprimento das metas estabelecidas 
no Programa LUZ PARA TODOS, conforme prevê a Resolução Normativa nº 238, de 28 de novembro de 
2006. 
 
61. 
Até o presente momento tal recurso não foi apreciado pela Diretoria da ANEEL, e, portanto, 
não ensejou em componentes financeiros no reajuste atual da Concessionária. 
 
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
62. 
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. 
 
                                                          
 
18 Consta no processo nº 48500.004627/2014-39. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
(11.861.582,48)
         
-0,86%
CVA em Processamento - Energia comprada
43.559.676,63
          
3,16%
CVA em Processamento - Transmissão
2.992.663,17
            
0,22%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(1.108.650,43)
           
-0,08%
Neutralidade dos Encargos
5.890.588,01
            
0,43%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(54.097.798,16)
         
-3,92%
Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014
344.065,48
               
0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
528.072,79
               
0,04%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
(381.350,59)
              
-0,03%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
4.484.804,06
            
0,33%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(7.330.533,21)
           
-0,53%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(3.476.975,80)
           
-0,25%
Repasse de compensação DIC/FIC
(57.057,73)
                
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
92.332,38
                 
0,01%
Total
(20.421.745,90)
         
-1,48%
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COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais ( 11.861.582,48) -0,86%
CVA em Processamento - Energia comprada 43.559.676,63 3,16%
CVA em Processamento - Transmissão 2.992.663,17 0,22%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 1.108.650,43) -0,08%
Neutralidade dos Encargos 5.890.588,01 0,43%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 54.097.798,16) -3,92%
Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014 344.065,48 0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 528.072,79 0,04%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs ( 381.350,59) -0,03%
Financeiro de Reversão RTE - Energia 4.484.804,06 0,33%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 7.330.533,21) -0,53%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia ( 3.476.975,80) -0,25%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 57.057,73) 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 92.332,38 0,01%  
Total ( 20.421.745,90) -1,48%  

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Processo nº 48500.001087/2016-01 
63. 
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. 
 
64. 
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. 
 
65. 
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, da CVAESS/EER da concessionária e do 
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de 2015.  
 
66. 
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 EPB não sofresse um aumento adicional médio de 17,53%.   
 
 
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
67. 
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. 
 
68. 
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. 
 
69. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a 
distribuidora no período de competência de agosto/2016 a julho/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 agosto/2015 a julho/2016.  
 
 
 
 
 
 
 
 
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Fls. 29 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
Tabela 13: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobras 
 
 
 
VI. Metodologia para o cumprimento de decisões liminares relativas ao pagamento da CDE  
 
70. 
Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem ajuizando 
ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas controversas no 
orçamento anual da CDE. 
 
71. 
A primeira decisão liminar favorável foi mediante ação ajuizada pela Associação Brasileira 
de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE no Processo Judicial n. 26648-
39.2015.4.01.3400.  
 
72. 
Para cumprir a decisão liminar favorável aos membros da ABRACE, foi preciso desenvolver 
metodologia específica para o cálculo das cotas anuais da CDE e do correspondente encargo tarifário, de 
forma não prevista na legislação e na regulação vigentes.  
 
73. 
Para isso, foi aberta a Audiência Pública nº 57/2015 que teve como resultado final a 
Resolução Homologatória nº 1.967/2015 e o Despacho nº 3.312/2015 estabelecendo, resumidamente, duas 
ações para incorporar a liminar da ABRACE ao processo tarifário: (i) publicar tarifas específicas para os 
associados da ABRACE, para os dois ambientes de contratação (LIVRE e CATIVO) e para as modalidades 
tarifárias aplicáveis a cada subgrupo tarifário de acordo com o mercado fornecido pela distribuidora; e (ii) 
reconhecer um 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 dos consumidores 
ABRACE. 
 
74. 
No entanto, com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da 
CDE após a liminar concedida à ABRACE, a decisão da ANEEL quanto a metodologia de aplicação das 
liminares mostrou-se impraticável do ponto de vista operacional tanto para a Agência quanto para as 
distribuidoras. 
 
75. 
Dessa maneira, a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 
2.083/201619, de 14 de junho de 2016, publicar as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de 
                                                          
 
19 Publicada em 16 de junho de 2016. 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
68.612,23
                      
406.732,72
                    
475.344,95
                    
Subsídio Geração Fonte Incentivada
(197,91)
                         
271.120,99
                    
270.923,09
                    
Subsídio Distribuição
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(58.550,77)
                    
804.384,55
                    
745.833,78
                    
Subsídio Rural
(59.455,55)
                    
2.103.651,99
                 
2.044.196,44
                 
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(233.262,23)
                  
1.138.871,76
                 
905.609,53
                    
Total
(282.854,22)
                  
4.724.762,01
                 
4.441.907,79
                 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 2E0ACF2B0038F584 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 6 8.612,23 4 06.732,72 4 75.344,95
Subsídio Geração Fonte Incentivada (197,91) 2 71.120,99 2 70.923,09
Subsídio Distribuição - - -
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento (58.550,77) 8 04.384,55 7 45.833,78
Subsídio Rural (59.455,55) 2 .103.651,99 2 .044.196,44
Subsídio Irrigante/Aquicultor (233.262,23) 1 .138.871,76 9 05.609,53  
Total (282.854,22) 4 .724.762,01 4 .441.907,79  

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Processo nº 48500.001087/2016-01 
consumidores beneficiados, de tal forma que as distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE 
considerando as novas tarifas publicadas, com vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus 
efeitos.  
 
76. 
Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à Eletrobras as cotas da CDE fixadas 
pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma competência, e observando a 
diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à ELETROBRAS sobre as glosas 
realizadas. 
 
77. 
Além disso, será realizado o estorno dos efeitos das liminares repassados às tarifas das 
distribuidoras nos processos tarifários subsequentes à publicação da REH nº 2.083/2016 e a SFF ficará 
responsável por fiscalizar o efeito das liminares no faturamento das distribuidoras e transmissoras, no 
pagamento das cotas à Eletrobrás e nos reembolsos da CDE aos beneficiários.  
 
 
VII. 
Análise dos Resultados 
 
78. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EPB - Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia 
conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 5,13%, sendo de 5,04%, em 
média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 5,17%, em média, para os consumidores 
conectados na Baixa Tensão.  
 
Tabela 14: Efeito médio  
 
 
 
79. 
O efeito médio de 5,13% 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. 
 
80. 
A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de 
12,15%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A e a B na Data do Reajuste Anterior – DRA 
apenas os custos estabelecidos no reajuste de 2015. 
 
81. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em 8,95% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 3,20%.  
 
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
5,04%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
5,17%
Efeito Médio AT+BT
5,13%
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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 48500.001087/2016-01 
 
Tabela 15: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
14,08%
8,95%
64,68%
Encargos Setoriais
11,36%
1,88%
16,43%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
8,87%
0,01%
0,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-34,76%
-1,16%
1,94%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
13,41%
0,19%
1,47%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
8,51%
0,55%
6,21%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
53,23%
1,46%
3,75%
PROINFA
50,44%
0,76%
2,03%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
6,82%
0,06%
0,88%
ONS
6,02%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
-2,49%
-0,09%
3,02%
Rede Básica
7,76%
0,13%
1,64%
Rede Básica Fronteira
-15,54%
-0,17%
0,84%
Conexão
3,26%
0,01%
0,22%
Uso do sistema de distribuição e CCD
-13,05%
-0,05%
0,32%
Custos de Aquisição de Energia
16,43%
7,16%
45,24%
PARCELA B
8,78%
3,20%
35,32%
IRT considerando a variação tarifária da RTE
12,15%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-1,48%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
-0,86%
CVA em Processamento - Energia comprada
3,16%
CVA em Processamento - Transmissão
0,22%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-0,08%
Neutralidade dos Encargos
0,43%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-3,92%
Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014
0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,04%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
-0,03%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
0,33%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-0,53%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,25%
Repasse de compensação DIC/FIC
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,01%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,54%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
5,13%
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Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 14,08% 8,95% 64,68%  
Encargos Setoriais 11,36% 1,88% 16,43%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8,87% 0,01% 0,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -34,76% -1,16% 1,94%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 13,41% 0,19% 1,47%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 8,51% 0,55% 6,21%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 53,23% 1,46% 3,75%
PROINFA 50,44% 0,76% 2,03%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 6,82% 0,06% 0,88%
ONS 6,02% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão -2,49% -0,09% 3,02%  
Rede Básica 7,76% 0,13% 1,64%
Rede Básica Fronteira -15,54% -0,17% 0,84%
Conexão 3,26% 0,01% 0,22%
Uso do sistema de distribuição e CCD -13,05% -0,05% 0,32%  
Custos de Aquisição de Energia 16,43% 7,16% 45,24%  
PARCELA B 8,78% 3,20% 35,32%  
IRT considerando a variação tarifária da RTE 12,15% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -1,48%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais -0,86%
CVA em Processamento - Energia comprada 3,16%
CVA em Processamento - Transmissão 0,22%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,08%
Neutralidade dos Encargos 0,43%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -3,92%
Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014 0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,04%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs -0,03%
Financeiro de Reversão RTE - Energia 0,33%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -0,53%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,25%
Repasse de compensação DIC/FIC 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,01%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,54%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 5,13%  

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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 48500.001087/2016-01 
 
82. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -1,48% no atual 
reajuste da EPB. 
 
83. 
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 -5,54% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos 
consumidores. 
 
84. 
O Valor da Parcela A apresentou uma variação de 14,08% em relação ao Reajuste de 2015, 
representando 8,95% na composição do efeito médio, com destaque para: 
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de 11,36% 
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito 
médio de 1,88%. Destaca-se a redução do orçamento da CDE – USO, decorrente de recente aprovação 
das cotas anuais da CDE para o ano de 2016, conforme Resolução Homologatória nº 2.077, de 7 de junho 
de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -1,16% e o aumento dos encargos Serviço do Sistema - 
ESS e Energia de Reserva – EER, correspondendo a uma variação tarifária no efeito médio de 1,46%, no 
atual reajuste da EPB. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de -2,49% em relação ao Reajuste de 2015, 
correspondendo a um efeito médio de -0,09%.  
 
iii) Compra de Energia. Variação de 16,43% em relação ao processo anterior, contribuindo 
para um efeito médio de 7,16%. A principal modalidade que impactou nesse aumento foram os contratos de 
cotas de garantia física, com impacto no reajuste de 3,74% em função das novas Receitas Anuais de Geração 
homologadas por meio da Resolução Homologatória nº 2.107, de 19/07/2016. 
 
85. 
A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em 
relação ao processo anterior. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
Tabela 16: Comparação da variação do custo de energia 
 
 
 
86. 
A atualização da Parcela B representou 3,20% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X. 
  
87. 
O gráfico IV demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova 
Receita Anual da concessionária. 
 
Gráfico IV: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
88. 
O gráfico V ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,9% para o ICMS e 6,3% 
para o PIS e COFINS (total de 30,2% por dentro), o que equivale a uma majoração de 43,33% por fora sobre 
o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
 
 
 
Tipo de contrato
Processo DRA
Processo atual
Variação
Processo DRA
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
135.738,54
148.506,54
9,41%
290,29
344,15
18,55%
Existente - CCEAR-QTD
536.340,61
493.581,63
-7,97%
225,11
244,65
8,68%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
828.112,36
997.048,79
20,40%
198,75
203,20
2,24%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
450.979,67
468.391,96
3,86%
164,43
177,94
8,21%
Madeira e Belo Monte
329.656,09
539.888,12
63,77%
117,18
124,24
6,02%
Bilateral
430.683,49
438.963,60
1,92%
230,73
250,10
8,40%
Cota Angra I e Angra II
149.203,76
148.524,15
-0,46%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
1.718.245,29
1.716.906,05
-0,08%
37,27
70,34
88,74%
Proinfa
89.804,65
94.368,35
5,08%
0,00
0,00
-
Sobra (-) / Exposição (+)
-177.744,49
-545.013,68
206,6%
136,52
158,75
16,28%
TOTAL
4.491.019,96
4.501.165,52
0,23%
133,79
155,42
16,17%
Custo unitário (R$/MWh)
Montante de energia (MWh)
Custo de       
Distribuição
35,3%
Custo de            
Energia
45,2%
Custo de     
Transmissão
3,0%
Encargos          
Setoriais
16,4%
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  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo DRA Processo atual Variação  Processo DRA Processo atual Variação  
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Proinfa  135.738,54 148.506,54 9,41%
536.340,61 493.581,63 -7,97%
828.112,36 997.048,79 20,40%
450.979,67 468.391,96 3,86%
329.656,09 539.888,12 63,77%
430.683,49 438.963,60 1,92%
149.203,76 148.524,15 -0,46%
1.718.245,29 1.716.906,05 -0,08%
89.804,65 94.368,35 5,08%  290,29 344,15 18,55%
225,11 244,65 8,68%
198,75 203,20 2,24%
164,43 177,94 8,21%
117,18 124,24 6,02%
230,73 250,10 8,40%
162,09 206,29 27,27%
37,27 70,34 88,74%
0,00 0,00 -  
Sobra (-) / Exposição (+)  -177.744,49 -545.013,68 206,6%  136,52 158,75 16,28%  
TOTAL  4.491.019,96 4.501.165,52 0,23%  133,79 155,42 16,17%  

Fls. 34 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001087/2016-01 
Gráfico V: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
 
89. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da EPB nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (84,97%) e IPCA (76,25%) no mesmo 
período. 
 
Gráfico VI: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)  
 
Custo de       
Distribuição
24,6%
Custo de            
Energia
31,6%
Custo de     
Transmissão
2,1%
Encargos          
Setoriais
11,5%
ICMS 23,9%
PIS/COFINS 6,3%
Tributos
30,2%
350,72
394,59
335,61
348,86
375,54
387,65
304,45
367,87 379,56
418,17
440,27
ago/07
ago/08
ago/09
ago/10
ago/11
ago/12
ago/13
ago/14
mar/15
ago/15
ago/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
700,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
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Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
    
  Variação IGPM  
  Variação IPCA  
    
394,59 418,17    
387,65
379,56
375,54 367,87    
350,72 348,86
335,61
304,45    
    
    
    

Fls. 35 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001087/2016-01 
 
90. 
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. 
 
 
VIII. 
DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
91. 
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 dos Contratos de Concessão nº 19/2001. 
 
 
IX. DA CONCLUSÃO 
 
92. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº. 19/2001, no que consta 
do Processo nº 48500.001089/2016-92 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
 
i) 
pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de 10,67% a ser aplicado 
às tarifas da EPB, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 5,13% sendo de 5,04% em média para os consumidores 
conectados em Alta Tensão (AT) e de 5,17% 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 EPB; 
 
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; e 
 
v) 
pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora 
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária; 
 
 
 
 
 
 
 
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Fls. 36 Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto 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 48500.001087/2016-01 
X. DA RECOMENDAÇÃO 
 
93. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
ANDRÉ LÚCIO NEVES 
Especialista em Regulação 
RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
 
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO 
Especialista em Regulação 
 
 
De acordo: 
 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 2E0ACF2B0038F584 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
ANDRE LUCIO NEVES
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO