VOTO 
 
PROCESSO: 48500.004475/2015-55 
 
INTERESSADOS: EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A. 
 
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A., 
a vigorar a partir de 4 de fevereiro de 2016. 
I. RELATÓRIO 
 
A EBO é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca 
de 204 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem 
de R$ 212 milhões. 
2. 
No processo tarifário de 2015, as tarifas da EBO foram, em média, reajustadas em 35,08%, 
sendo 24,05% referentes ao reajuste tarifário econômico e 11,03% relativos aos componentes financeiros 
pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória – REH nº 1.854/2015. 
3. 
Em 27/02/2015, foi emitida a REH nº 1.858/2015, que homologou os resultados da Revisão 
Tarifária Extraordinária - RTE das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. Os custos adicionais 
considerados na RTE foram alocados como componentes financeiros não alterando em regra as tarifas 
econômicas homologadas nos processos tarifários de 2014. Para a EBO, o efeito médio homologado pela 
REH nº 1.858/2015 foi de 5,73%. Posteriormente, o resultado da RTE para a EBO foi alterado por meio da 
REH 1.870, de 7 de abril de 2015. A mudança foi motivada pela incorporação do valor definitivo do encargo 
CDE – Energia (Conta-ACR) nas tarifas da EBO. Após essa alteração, o efeito médio da RTE para os 
consumidores da EBO ficou em 0,62%. 
4. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, 
de 29 de janeiro de 2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da EBO. 
5. 
No dia 30/01/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da EBO as planilhas finais de cálculo do RTA de 2015, 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. 
 
 
 
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 03/1997-ANEEL.

II. FUNDAMENTAÇÃO 
6. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EBO conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 6,91%, sendo de 5,97%, em média, para os consumidores conectados na 
Alta Tensão e de 7,47%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 20 /2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
7. 
O efeito médio de 6,91% 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 na RTE 2015, que vigoraram até a data do reajuste em 
processamento; (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para 
compensação nos 12 meses subsequentes; e (iv) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no 
processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
8. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 13,26%2 ao 
se adotarem como base de comparação, além dos custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas 
tarifas, os custos acrescidos na RTE mediante componente financeiro, sendo 9,87% referente à variação de 
custos de Parcela A e 3,39% à variação de custos da Parcela B.  
9. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário 
da EBO, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o aumento tarifário de 
2,18%, sendo -1,49% decorrente da retirada dos componentes financeiros fixados na RTE 2015 e 3,67% 
referente aos demais itens. 
10. 
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, 
representa uma redução de -8,53% no atual reajuste. 
11. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 6,91% [6,91% = 
13,26% + (-1,49%) + 3,67% + (-8,53%)], constituiu a conjugação dos quatro movimentos tarifários 
explicitados: 
a) IRT de 13,26% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B, que incorpora os 
efeitos da RTE no seu cálculo;  
b) Retirada dos componentes financeiros fixados na RTE 2015, de -1,49%;  
c) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de 
3,67%; e 
d) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -8,53%.  
12. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
2 Para tornar as bases comparáveis, foi considerada na Parcela A da RTE a nova Cota de CDE e a atualização dos custos com 
compra de energia que naquela oportunidade foram tratados como componentes financeiros.  
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
5,97%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
7,47%
Efeito Médio AT+BT
6,91%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
Fonte: Nota Técnica nº 20 /2016-SGT/ANEEL. 
13. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2,85%
-0,25%
7,27%
3,39%
2,18%
-8,53%
6,91%
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   20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
14. 
Os custos da Parcela A representam 70,42% dos custos da Concessionária. A consideração 
desses custos representou 9,87% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário ajustado 
pelos custos acrescidos na RTE. 
15. 
O valor total dos encargos setoriais aumentou 17,33% em comparação com os valores 
referentes à RTE de 2015, correspondendo a um efeito tarifário médio de 2,85%. Destaca-se principalmente a 
elevação da previsão de gastos com o encargo de Energia de Reserva em virtude do início do período de 
suprimento do 15º Leilão de Energia de Reserva.

16. 
O custo de compra de energia sofreu uma variação de 14,58% em relação ao processo 
anterior, contribuindo para uma redução tarifária de 7,27%. Essa elevação decorre, sobretudo, dos seguintes 
motivos: (i) aumento substancial da tarifa dos CCGFs em decorrência da consideração do preço das usinas 
licitadas no Leilão nº 12/2015; (ii) da nova tarifa relativa à energia proveniente das geradoras Angra 1 e 2; (iii) 
do alto valor do IPCA acumulado nos últimos doze meses e que foi utilizado para a atualização da tarifa dos 
CCEARs por quantidade e da parcela fixa dos CCEARs por disponibilidade; (iv) do aumento da despesa com 
o contrato bilateral em virtude da variação cambial e (v) em virtude da parcela variável dos CCEARs-D estar 
sendo calculada ao PLD de R$ 211,28 / MWh, conforme metodologia aprovada no âmbito da AP 081/2015. 
17. 
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 à RTE. 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 Fonte: Nota Técnica no   20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
7,27%
0,01%
-0,04%
1,10%
-0,13%
-0,32%
1,30%
1,21%
0,39%
2,95%
0,81%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Ajuste - CCEAR
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
Proinfra

Fonte: Nota Técnica no   20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
18. 
Os custos da Parcela B representam 29,58% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 3,39% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
19. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre fevereiro de 
2015 a janeiro de 2016, do IGP-M, de 10,95%, subtraída do Fator X, de -0,31%. 
 
20. 
No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última 
Revisão Tarifária da EBO, de 0,18% e 0%, respectivamente. No caso da EBO, a variação média dos 
indicadores de DEC e FEC entre 2013 e 2014 foi de - 10,45%, de modo que o valor de componente Q do 
Fator X foi de - 0,49%. Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-
M, de 10,95%, subtraída do Fator X, de -0,31%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 11,26%. 
21. 
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 setoriais3 e dos tributos4. 
 
 
 
 
 
Gráfico 3 
3 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
4 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 25,0% para o ICMS e de 7,3% 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 47,82% 
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Tipo de contrato
RTE 2015
Processo atual
Variação
RTE 2015
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
25.339,05
25.408,48
0,27%
322,26
345,52
7,22%
Existente - CCEAR-QTD
126.496,01
112.055,03
-11,42%
201,95
243,54
20,59%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
106.871,26
130.512,08
22,12%
237,32
228,82
-3,58%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
84.474,88
83.341,17
-1,34%
163,15
173,47
6,33%
Ajuste - CCEAR
1.881,07
0,00
-100,00%
388,48
0,00
-100,00%
Madeira e Belo Monte
43.703,62
69.965,86
60,09%
111,16
119,76
7,74%
Bilateral
89.176,80
89.176,80
0,00%
210,25
258,58
22,99%
Cota Angra I e Angra II
28.451,39
27.749,81
-2,47%
156,79
206,29
31,57%
Cotas Lei n º 12.783/2013
247.291,13
265.710,20
7,45%
33,34
60,37
81,06%
Proinfa
16.972,94
17.223,03
1,47%
226,29
310,42
37,18%
Sobra (-) / Exposição (+)
3.679,34
-95.261,78
-2689,1%
145,82
166,18
14,0%
TOTAL
774.337,51
725.880,68
-6,3%
147,58
169,60
14,9%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  RTE 2015 Processo atual Variação  RTE 2015 Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Ajuste - CCEAR
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Proinfa  25.339,05 25.408,48 0,27%
126.496,01 112.055,03 -11,42%
106.871,26 130.512,08 22,12%
84.474,88 83.341,17 -1,34%
1.881,07 0,00 -100,00%
43.703,62 69.965,86 60,09%
89.176,80 89.176,80 0,00%
28.451,39 27.749,81 -2,47%
247.291,13 265.710,20 7,45%
16.972,94 17.223,03 1,47%  322,26 345,52 7,22%
201,95 243,54 20,59%
237,32 228,82 -3,58%
163,15 173,47 6,33%
388,48 0,00 -100,00%
111,16 119,76 7,74%
210,25 258,58 22,99%
156,79 206,29 31,57%
33,34 60,37 81,06%
226,29 310,42 37,18%
Sobra (-) / Exposição (+)  3.679,34 -95.261,78 -2689,1% 145,82 166,18 14,0%  
TOTAL  774.337,51 725.880,68 -6,3% 147,58 169,60 14,9%  

Fonte: Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
 
Gráfico 4  
 
 
Fonte: Nota Técnica nº 202016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
22. 
Quanto aos componentes financeiros a serem recuperados no próximo período tarifário, 
ressalta-se: 
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA 
relacionada aos custos de aquisição de energia, que representou o repasse de R$ 
15.567.333,25, com efeito no atual reajuste de 7,32%. Este valor é decorrente, 
principalmente, do efeito de curto prazo dos contratos de garantia física (risco hidrológico) 
bem como da parcela variável dos contratos por disponibilidade. Grande parte desse custo 
foi atenuado pela receita das bandeiras tarifárias, no entanto, o período de apuração da 
CVA Energia da EBO inclui competências do final de 2014, período no qual a aplicação 
dos adicionais de bandeira tarifária ainda não estava em vigor. Além disso, o efeito de 
recontabilizações, ressarcimentos, ajustes, liminares e MACs considerados pela CCEE 
tiveram um peso significativo no saldo apurado. 
Custo de       
Distribuição
29,6%
Custo de            
Energia
48,3%
Custo de     
Transmissão
2,9%
Encargos          
Setoriais
19,2%
Custo de       
Distribuição
20,0%
Custo de            
Energia
32,7%
Custo de     
Transmissão
2,0%
Encargos          
Setoriais
13,0%
ICMS 25,0%
PIS/COFINS 7,3%
Tributos
32,4%

b) O financeiro referente ao repasse de exposição de energia do ano civil de 2014 
representou o repasse de -R$ 7.621.489,55, com efeito no atual reajuste de -3,58%, em 
função do repasse da Conta ACR ter sido superior à necessidade de recursos da empresa. 
 
c) Em virtude da iminência da finalização da 4ª fase da AP 078/2011, que visa o 
aperfeiçoamento 
do 
método 
de 
apuração 
do 
saldo 
da 
CVA, 
da 
Sobrecontratação/Exposição de Energia e das Regras de Repasse dos Preços de 
Contratos de Compra de Energia, optou-se por já se utilizar a nova metodologia de 
apuração de Sobrecontratação de Energia e Exposição no MCP proposta pela área técnica 
para competências a partir de janeiro de 2015. Dessa forma, está sendo apurado e 
considerado integralmente o resultado financeiro mensal decorrente das compras e vendas 
no mercado de curto prazo das competências de janeiro de 2015 a setembro de 2015, 
totalizando R$ 1.446.138,49, cujo efeito no atual reajuste foi de 0,68%. No processo 
próximo tarifário da concessionária, será feito um ajuste desse valor caso se verifique que 
os limites de repasse de sobrecontratação de energia ou de exposição voluntária para o 
ano civil de referência foram extrapolados. Salienta-se que este procedimento foi adotado 
em caráter provisório, devendo ser revisto o cálculo caso essa metodologia não seja 
aprovada no fechamento da quarta fase da AP 78/2011. 
23. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
24. 
Cumpre destacar que o efeito médio a ser percebido pelos consumidores da EBO, de 6,91% 
contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse nos últimos 9 anos abaixo da 
variação do IGP-M (78,18%) e do IPCA (72,04%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
 
Fonte: Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016 
25. 
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.  
26. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à 
EBO, em relação às competências entre fevereiro/2016 a janeiro/2017, é de R$ 357.053,70. Esse valor já 
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre fevereiro/2015 e janeiro/2016. 
III. DIREITO 
27. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; 
c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; 
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; 
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e 
f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 
08/2000-ANEEL. 
 
 
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. 
284,26 
290,19 283,31 
257,57 
295,99 
322,89 
264,77 
274,55 
289,80 
404,88 
407,03 
436,68 
 250,00
 300,00
 350,00
 400,00
 450,00
 500,00
 550,00
Tarifa B1 Resid
Var. IGPM
Var. IPCA
Energisa Borborema
04/02/2015

IV. DISPOSITIVO 
28. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.004475/2015-55, voto pela emissão 
de resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da EBO - Energisa Borborema 
– Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 04 de fevereiro de 2016, que conduz 
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 6,91%, sendo 5,97% para os 
consumidores em alta tensão e 7,47% 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 EBO; 
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 em o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – 
CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à EBO, de 
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
 
Brasília, 2 de fevereiro de 2016. 
TIAGO DE BARROS CORREIA  
Diretor