VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.001089/2016-92 
 
INTERESSADOS: EPB - Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia 
 
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da EPB - Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia, a vigorar 
a partir de 28 de agosto de 2016. 
I. RELATÓRIO 
 
A EPB é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca 
de 1,36 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da 
ordem de R$ 1,37 bilhão. 
2. 
No processo tarifário de 2015, as tarifas da EPB foram, em média, reajustadas em 10,79%, 
sendo este o efeito tarifário médio percebido pelos usuários da distribuidora, conforme consta da Resolução 
Homologatória – REH nº 1.938/2015. 
3. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 275, de 17 de agosto de 
2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da EPB. 
4. 
No dia 17/08/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da EPB as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa 
nº 652 ANEEL, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET 
– Procedimentos de Regulação Tarifária. 
5. 
A Procuradoria Federal junto à ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a 
chancelou. 
6. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
7. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EPB 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. 
 
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 19/2001-ANEEL.

Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016. 
8. 
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 retirada dos 
componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a 
data do reajuste em processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste 
tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes. 
9. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 12,15% ao se 
adotarem como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo 
8,95% referente à variação de custos de Parcela A e 3,20% à variação de custos da Parcela B.  
10. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da 
EPB, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para uma redução tarifário de -1,48%. 
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma 
redução de -5,54% no atual reajuste. 
11. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 5,13% [5,13% = 
12,15% -1,48% -5,54%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados: 
a) IRT de 12,15% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B; 
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de -
1,48%; e 
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -5,54%.  
12. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 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%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
Fonte: Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL. 
13. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1,12%
-0,09%
7,92%
3,20%
-1,48%
-5,54%
5,13%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016. 
 
14. 
Os custos da Parcela A representam 64,68% dos custos da Concessionária. O incremento 
desses custos representou 8,95% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário. 
15. 
O valor total dos encargos setoriais aumentou 7,43% em comparação com os valores 
referentes ao reajuste anterior, correspondendo a um efeito tarifário médio de 1,12%. 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 de Serviço do Sistema - ESS e de Energia de Reserva – EER, 
correspondendo a uma variação tarifária no efeito médio de 1,46% no atual reajuste da EPB. 
16. 
O valor dos custos de Transmissão teve uma variação de -2,49% em relação ao Reajuste de 
2015, correspondendo a um efeito médio de -0,09%. 
17. 
O valor da compra de Energia teve variação de 17,57% em relação ao processo anterior, 
contribuindo para um efeito médio de 7,92%. Destaca-se 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. 
18. 
O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 demonstra 
a variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao reajuste tarifário de 2015. 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
Fonte: Nota Técnica no 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016. 
 
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
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%
232,50
332,84
43,16%
Sobra (-) / Exposição (+)
-177.744,49
-545.013,68
206,6%
136,52
158,75
16,3%
TOTAL
4.491.019,96
4.501.165,52
0,2%
138,44
162,40
17,3%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação
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%
232,50 332,84 43,16%
Sobra (-) / Exposição (+)  -177.744,49 -545.013,68 206,6%  136,52 158,75 16,3%
TOTAL  4.491.019,96 4.501.165,52 0,2%  138,44 162,40 17,3%

19. 
Os custos da Parcela B representam 35,32% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 3,20% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
20. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre agosto de 2015 e 
julho de 2016, do IGP-M, de 11,63%, subtraída do Fator X, de 2,85%. 
 
21. 
No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão 
Tarifária da EPB, de 1,80% e 2,00% respectivamente. No caso da EPB, a variação média dos indicadores de 
DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi de -17,82% de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de -0,95%. 
Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,63%, subtraída 
do Fator X, de 2,85%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 8,78%. 
22. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da 
receita da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se 
destina ao ressarcimento dos custos incorridos no pagamento: 
a) Da geração (compra de energia); 
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de 
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e 
c) Dos encargos setoriais2 e dos tributos3. 
 
 
Gráfico 3 
 
Fonte: Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016. 
 
 
 
 
 
2  No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,90% para o ICMS e de 6,33% para o PIS/COFINS, incidentes sobre 
a fatura, contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 43,33% 
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de       
Distribuição
35,3%
Custo de            
Energia
45,2%
Custo de     
Transmissão
3,0%
Encargos          
Setoriais
16,4%

Gráfico 4  
 
 
Fonte: Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016. 
23. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
ressalta-se: 
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA concernente 
ao Encargo de Serviços do Sistema – ESS e ao de Energia de Reserva – EER, com o 
repasse negativo de R$ 27.498.589,49 e com efeito no atual reajuste de -1,99%;  
b) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA afeta aos 
custos de aquisição de energia, que representou o repasse de R$ 43.559.676,63, com efeito 
no atual reajuste de 3,16%. O efeito é decorrente, principalmente, dos custos dos contratos 
de cotas de garantia física que tiveram valores majorados devido ao Leilão de Contratação 
de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física 
e Potência, realizado em novembro de 2015, em que foi incorporada nova parcela de custo 
relacionado ao Retorno da Bonificação pela Outorga. A área técnica ressalta que 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%. 
c) O repasse de sobrecontratação/exposição involuntária de energia, com valor negativo de R$ 
54.097.798,16, contribuindo com um efeito de -3,92% no atual reajuste. 
24. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
 
 
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados 
no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
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%

Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016. 
25. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 275, de 17 de agosto de 2016, que o efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores da EPB, de 5,13%, contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da 
Concessionária evoluísse nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (84,97%) e do IPCA (76,25%) no 
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
Fonte: Nota Técnica nº 275/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016. 
26. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da 
CDE, a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os 
valores mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo 
processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.  
27. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à 
EPB, em relação às competências entre agosto/2016 a julho/2017, é de R$ 4.441.907,79. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 e julho/2016. 
III. DIREITO 
28. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; 
c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; 
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; 
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e 
5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, 
a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte 
incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com 
mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 19/2001-
ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
29. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.001089/2016-92, voto pela emissão 
de resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da EPB - Energisa Paraíba - 
Distribuidora de Energia, a vigorar a partir de 28 de agosto de 2016, que conduz ao efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 5,13%, sendo 5,04% para os consumidores 
em alta tensão e 5,17% para os consumidores em baixa tensão; 
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da EPB; 
c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas 
como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;  
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do 
Encargo de Energia de Reserva – EER; e 
e) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à EPB, de modo a 
custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
Brasília, 23 de agosto de 2016. 
 
 
 
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