48581.000316/2016-00 
Nota Técnica n° 20/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 29 de janeiro de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.004475/2015-55 
 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à EBO - Energisa Borborema – 
Distribuidora de Energia S.A. e demais providências 
pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de 2016. 
 
 
 
I. DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da EBO - Energisa 
Borborema – Distribuidora de Energia S.A., vigente a partir de 04 de fevereiro 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. 08/2000 e os seus termos aditivos. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A EBO, sediada na cidade de Campina Grande - PB, atende aproximadamente 204 mil 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de 
R$ 212 milhões. 
 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras1
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
172.510
                         
19.051
                       
34,9%
Industrial
587
                                
11.023
                       
20,2%
Comercial
14.949
                           
12.936
                       
23,7%
Rural
15.053
                           
1.966
                         
3,6%
Iluminação Pública
69
                                  
2.493
                         
4,6%
Poder Público
1.414
                             
2.628
                         
4,8%
Serviço Público
59
                                  
569
                            
1,0%
Demais classes
12
                                  
3.936
                         
7,2%
Total 
204.653
                         
54.602
                       
100%

Fls. 2 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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  48500.004475/2015-55 
1 - Fonte: SAMP - competência dezembro/2015 
 
3. 
A distribuidora, por meio de Carta ENERGISA/VPR-ANEEL/Nº007/2015, de 13/02/2015, 
protocolada na mesma data na ANEEL, apresentou Pedido de Reconsideração referente ao processo de 
reajuste tarifário de 2015. 
 
4. 
Em 24/11/2015, a diretoria colegiada da ANEEL, por meio do Despacho n° 3.823, decidiu 
dar provimento parcial ao pedido de reconsideração supracitado, estabelecendo, dessa forma, uma 
diferença de R$ 119.800,25 (cento e dezenove mil oitocentos reais e vinte e cinco centavos), na data-base 
outubro/2013, a ser considerada no cálculo de reajuste tarifário da empresa em 2016, com atualização 
pela SELIC, decorrente do repasse da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE indevidamente 
abatido na apuração do cálculo da na conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela 
A – CVA. 
 
5. 
Em 10/12/2015, a SGT realizou reunião com os representantes da EBO, 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. 
 
6. 
Em 
05/01/2016, 
a 
distribuidora, 
por 
meio 
da 
Carta 
ENERGISABO/VPR-
ANEEL/Nº002/2016, encaminhou à ANEEL proposta de Reajuste Tarifário Anual cujo efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores seria de -0,47%. 
 
7. 
O Memorando nº 7/2016-SRM/ANEEL, de 14/01/2016, apresentou informações sobre os 
contratos bilaterais de compra e venda de energia. 
 
8. 
O Memorando nº 782/2015–SFF/ANEEL, de 28/12/2015, apresentou os valores 
fiscalizados e validados das garantias financeiras relativas à contratação regulada de energia (CCEAR).  
 
9. 
Em 
27/01/2016, 
segundo 
o 
Cadastro 
de 
Inadimplentes 
administrado 
pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a EBO 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 4/2/2000 foi firmado o Contrato de Concessão nº 08/2000 entre a União, por 
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a EBO - Energisa Borborema – 
Distribuidora de Energia S.A.. Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica, estabelece na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do 
reajuste de tarifas de energia elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica.

Fls. 3 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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  48500.004475/2015-55 
11. 
Em 22/12/2005 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 13/4/2010, 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). 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: 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT



 
Período de 12 
Referência
DRA
DRP
VPA0 
VPA
1
RA0
Referência

RA
0  

Fls. 4 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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  48500.004475/2015-55 
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.

Fls. 5 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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  48500.004475/2015-55 
 
II.1.3. Reajuste Tarifário Anual de 2015 
 
19. 
O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da EBO resultou, em média, num reposicionamento 
das tarifas de 35,08%, sendo 24,05% referentes ao reajuste econômico e 11,03% relativos aos 
componentes financeiros, conforme consta na Resolução Homologatória nº 1.854, de 03/02/2015. 
 
20. 
A distribuidora, por meio de Carta ENERGISA/VPR-ANEEL/Nº007/2015, de 13/02/2015, 
protocolada no mesmo dia na ANEEL, apresentou Pedido de Reconsideração referente ao processo de 
reajuste tarifário de 2015 pleiteando os seguintes ajustes e correções: 
 
i) Dedução indevida do aporte da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, 
competência de outubro de 2013, Risco Hidrológico, no valor de R$ 119.800,25 na conta de 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA Energia Comprada;  
 
ii) Lançamentos indevidos, totalizando R$ 484.022,45, na Planilha de Compensação de 
Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA Energia Comprada referentes às recontabilizações de 
lançamentos apresentados no relatório da CCEE “SUMÁRIO”; e  
 
iii) Cálculo do Repasse de Previsão de Exposição para 2015. 
 
21. 
Em 24/11/2015, a diretoria colegiada da ANEEL, por meio do Despacho n° 3.823, decidiu 
dar provimento parcial ao pedido de reconsideração supracitado, estabelecendo uma diferença de R$ 
119.800,25 (cento e dezenove mil oitocentos reais e vinte e cinco centavos), na data-base outubro/2013, a 
ser considerada neste processo tarifário da distribuidora, com atualização pela SELIC, decorrente do 
repasse da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE indevidamente abatido na apuração do cálculo 
da na conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 
 
II.1.4 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015 
 
22. 
Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da EBO na qual 
foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e os 
custos específicos relativos à compra de energia e à quota anual de CDE. 
 
23. 
 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 7% e 
5,03%, respectivamente. 
 
24. 
Em 07/03/2015 foi emitida a Resolução Homologatória nº 1.870 promovendo a alteração 
do resultado da Revisão Tarifária Extraordinária das distribuidoras com aniversário contratual em fevereiro, 
aí incluindo-se a EBO. A alteração decorreu do fato de que, para essas distribuidoras, o valor das quotas 
mensais do encargo CDE – energia (Conta-ACR) foi definido a título provisório, tendo em vista que a 
terceira operação de crédito da Conta-ACR não havia sido concluída, conforme Processo 
48500.000097/2015-31, que tratou do diferimento das liquidações do MCP das competências de

Fls. 6 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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  48500.004475/2015-55 
novembro e dezembro de 2014, o que veio a ocorrer apenas em 27 de março de 2015. 
 
25. 
Destaca-se que a retificação das tarifas para a incorporação do valor definitivo do encargo 
CDE – Energia (Conta-ACR) não implicou em refaturamento para a CCEE, já que os novos valores das 
quotas vigentes a partir de março de 2015, com pagamento em abril, foram calculados de forma a 
compensar os valores provisórios já recolhidos; e também não implica em refaturamento às distribuidoras, 
uma vez que as novas tarifas entram em vigor apenas a partir da sua publicação, sem prejuízo aos 
consumidores e concessionárias, sendo que que as diferenças entre receita faturada e custos realizados 
estão sendo apuradas no processo tarifário de 2016 por meio dos mecanismos da CVA e da Neutralidade. 
 
 
III. DA ANÁLISE 
 
III.1. Período de Referência 
 
26. 
O período de referência para o reajuste anual da EBO é de fevereiro/2015 a janeiro/2016. 
 
III.2. Receita Anual 
 
27. 
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$ 212.774.789,62, conforme demonstrado na Tabela 2. 
 
Tabela 2: Mercado no Período de Referência 
 
 
III.3. Encargos Setoriais 
 
28. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas 1 e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos 
processos tarifários são: 
 
                                                        
 
1 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL. 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
650.599
                    
209.913.020,91
             
A3   (69 kV)
31.142
                      
6.944.447,59
                 
A4   (2,3 kV a 25 kV)
239.524
                    
65.543.079,16
               
BT  (menor que 2,3 kV)
379.933
                    
137.425.494,15
             
Demais Livres
4.683
                        
418.028,73
                    
Distribuição
55.545
                      
2.443.739,99
                 
Total
710.828
                    
212.774.789,62

Fls. 7 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.004475/2015-55 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 
23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade: 
 
 o desenvolvimento energético dos Estados;  
 
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
 
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores Residencial Baixa Renda,  
 
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
 
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
 
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e 
carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
 
 prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
 
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição;  
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do 
custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do 
PRORET; 
 
 
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;

Fls. 8 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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  48500.004475/2015-55 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS 
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre 
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de 
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a 
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária 
para a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores 
síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER 
representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela 
destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética; e 
 
 
vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. Instituído pela Lei n° 
9.648/1998, alterado pela Lei n° 10.848/2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se 
de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a 
transmissão de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN. 
 
29. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão 
demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 3: Encargos Setoriais 
 
30. 
O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual 
(CDE Uso), os seguintes itens: 
 
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013) referente 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 
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
518.867,26
             
349.375,78
             
-
                                              
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
26.137.469,80
        
28.451.232,19
        
-
                                              
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
5.365.075,42
          
10.569.881,28
        
Previsão SGT -JAN/2016
PROINFA
3.585.260,61
          
5.346.348,11
          
REH 2003/2015
P&D e Eficiência Energética
2.028.410,03
          
2.162.122,90
          
Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS
18.097,95
               
21.407,52
               
Contribuição JAN/16 - DEZ/16
Total de Encargos Tarifários
37.653.181
             
46.900.368

Fls. 9 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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  48500.004475/2015-55 
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) definida 
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 ordinários 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. 
 
31. 
Ressalta-se que a definição das quotas anuais de CDE Uso e CDE – ENERGIA (Art. 4º-A 
do Dec. 7.891/2013) está em discussão no âmbito da AP 083/2015, cujo período de intercâmbio 
documental foi encerrado no dia 15/01/2016. Visto que ainda não houve a finalização da referida audiência 
pública e a homologação dos valores definitivos, neste processo tarifário da EBO está sendo concedida, a 
título de cobertura tarifária para a CDE Uso e CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), a melhor 
estimativa até o momento, a qual já considera algumas das contribuições recebidas na AP 083. Portanto, 
eventuais diferenças entre os valores utilizados no cálculo tarifário e os valores homologados serão 
ajustadas na apuração do saldo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A 
(CVA) do próximo processo tarifário da distribuidora. 
 
32. 
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”. 
 
33. 
Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão 
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas CVAs do 
próximo processo tarifário da concessionária. 
 
 
III.4. Transmissão 
 
34. 
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. 
 
35. 
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,

Fls. 10 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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  48500.004475/2015-55 
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – 
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas na 
Resolução Homologatória n° 1.917, de 23/06/2015.  
 
36. 
Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na 
Resolução Homologatória n° 1.918, de 23/06/2015, sendo consideradas também as informações 
presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.  
 
37. 
 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 EBO, uma vez que 
a EBO acessa a rede de distribuição da distribuidora EPB. 
 
38. 
Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas 
as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT). 
 
39. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
Nota: O custo de conexão foi obtido da Resolução Homologatória nº 1.918/2015, atualizados pelo IPCA para a data de 
aniversário contratual da distribuidora acessante. 
 
III.5 Compra de Energia 
 
40. 
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. 
 
41. 
Também a Lei n° 10.848, de 15/03/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no 
Sistema Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de 
Contratação Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de 
energia “deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
4.138.807,00
          
2.841.039,00
          
Rede Básica Fronteira
925.004,30
             
1.348.360,50
          
Conexão
(76.311,80)
             
226.269,74
             
Uso do sistema de distribuição
2.704.565,28
          
2.729.661,20
          
Total dos Custos de Transporte
7.692.064,78
          
7.145.330,45

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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  48500.004475/2015-55 
42. 
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 
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;

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Processo nº  48500.004475/2015-55 
 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 
 
43. 
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. 
 
44. 
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. 
 
45. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição 
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais 
Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica2. 
 
46. 
As perdas na distribuição regulatórias são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução 
                                                        
 
2 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela 
Resolução Normativa nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser 
atribuídas a cada acessante da referida instalação.

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Processo nº  48500.004475/2015-55 
Homologatória nº 1.483/2013 (última revisão tarifária da EBO) estabeleceu o percentual regulatório de 
perdas técnicas, de 4,51% (sobre energia injetada da concessionária) a ser aplicado nos reajustes 
tarifários de 2014, 2015, 2016. Já para as perdas não técnicas (sobre o mercado faturado de baixa 
tensão), o percentual estabelecido para o ciclo tarifário foi de 6,65%. 
 
47. 
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 novembro/2014 a outubro/2015. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual 
reajuste tarifário da EBO. 
 
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
48. 
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. 
 
49. 
A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da EBO 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 
 
50. 
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, 
Perdas
DRA
DRP
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
6,65%
6,65%
Técnica (s/ merc. injetado)
4,51%
4,51%
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
2,48%
2,15%
Mercado Baixa Tensão (MWh)
379.933
379.933
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
650.599
             
650.599
             
Fornecimento
650.599
             
650.599
             
Consumidores Livres
60.229
               
60.229
               
Perdas Totais
77.662
               
75.282
               
Perdas Rede B.
17.631
               
15.251
               
Perdas na Distribuição
60.031
               
60.031
               
Perda Não Técnica
25.266
               
25.266
               
Perda Técnica
34.766
               
34.766
               
Energia Requerida
728.261
             
725.881

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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.004475/2015-55 
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 
 
51. 
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 
 
52. 
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. 
 
53. 
Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos 
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo que o 
custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia requerida, líquida da energia do 
PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na DRP. 
 
54. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits3 considerando o período de 
referência em questão.  
 
55. 
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.  
 
56. 
No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os 
seguintes procedimentos:  
                                                        
 
3 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos 
relativos ao período de referência. 
Energia Requerida 
(MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Energia Requerida 
(R$)
728.261
140,84
102.566.623,64

Fls. 15 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
 
 
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Processo nº  48500.004475/2015-55 
 
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 descrita na 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 
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado por meio do 
Memorando nº 7/2016-SRM/ANEEL, de 14/01/2016, obedecida a data de reajuste prevista em cada 
contrato. 
 
vi) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente de Angra e Cotas das 
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL. 
Especificamente para as usinas objeto do Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas 
em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, foram utilizados os preços do resultado 
do leilão. 
 
57. 
A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos 
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de 
energia adquirida.

Fls. 16 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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  48500.004475/2015-55 
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas

Fls. 17 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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  48500.004475/2015-55 
58. 
Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA4 e na DRP 
para a EBO, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 102.566.623,64 e R$ 
117.763.778,67. 
 
III.6. Parcela B 
 
59. 
O Fator X5 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na 
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que 
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa 
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
T
Q
Pd



X
Fator 
 
 
onde:  
 
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
60. 
A Resolução Homologatória nº 1.483/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os 
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 0,18% e 0,00%, respectivamente, a serem aplicados na 
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da EBO. 
 
61. 
Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, o componente Q 
(qualidade do serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da 
variação dos indicadores de DEC e FEC apurados nos últimos dois anos disponíveis.  
 
62. 
No caso da EBO a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos de 2013 
e 2014 foi de -10,45%, de modo que o valor de componente Q do Fator X a ser aplicado na atualização da 
Parcela B é de -0,49%. 
 
Tabela 9 – Fator X 
 
  
                                                        
 
4 O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo 
preço médio de repasse do processo tarifário anterior. 
5 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
Componentes
Valor
Componente Pd do Fator X
0,18%
Componente T do Fator X
0,00%
Componente Q do Fator X
-0,49%
Fator X
-0,31%

Fls. 18 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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  48500.004475/2015-55 
63. 
Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M6 e do Fator X. A variação 
do IGP-M para o período de referência foi de 10,95%, enquanto o Fator X resultou em -0,31%. 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 
 
64. 
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. 
 
65. 
Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:  
 
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do 
Ministério da Fazenda (MF).  
 
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, o saldo das CVAs 
foram apurados a partir de dados fornecidos diretamente pela concessionária à SGT, que 
procedeu à análise das informações e promoveu os ajustes cabíveis. Os dados 
considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de 
fiscalização, ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão 
incorporadas no processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa 
Selic. 
 
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram 
atualizados pela taxa média anual SELIC7, de 14,15% a.a.. 
 
                                                        
 
6 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. 
7 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 
1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data 
do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos 
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a 
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de 
Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste. 
Descrição
Valores
Parcela B - DRA (R$)
64.862.920,13
            
IGP-M
10,95%
Fator X
-0,31%
Parcela B - DRP (R$)
72.164.896,01

Fls. 19 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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  48500.004475/2015-55 
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foram deduzidos: (i) os valores repassados pela 
CDE/CONTA-ACR à concessionária nas competências de novembro de 2014 a dezembro 
de 2014, a título de cobertura para o custo adicional decorrente do despacho termoelétrico 
associado aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente de 
Contratação Regulada na modalidade por disponibilidade – CCEAR-D, nos termos do 
inciso II do Art 4º-A do Decreto 7.891/2013; e (ii) a parcela da receita decorrente da 
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta 
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos custos 
dos CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de competência 
de janeiro de 2015 a outubro de 2015, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do 
PRORET.  
 
 Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das 
Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a 
cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para a 
CVAESS/EER para as competências de janeiro a outubro de 2015. 
 
 
Ressalta-se que está sendo finalizada a 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. Em vista disso, optou-se 
por já se utilizar a nova metodologia proposta pela área técnica para a apuração da CVA 
Energia. Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) a consideração de todas as faturas 
pagas de contratos por disponibilidade durante o período de fiscalização, sem a necessidade 
de aguardar a liquidação dos efeitos de curto prazo; (ii) consideração dos pagamentos 
resultantes de MACs que afetam a compra de energia; (iii) fim da incidência do fator K, uma 
vez que as glosas de ineficiência de perdas e de vendas no curto prazo serão calculadas a 
parte. 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. 
 
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo: 
 
 
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento 
 
 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
6.651.545,79
            
7.088.270,37
            
7.609.539,40
                   
CVA CDE Energia
(5.012.931,70)
           
(5.320.931,74)
           
(5.712.231,28)
                 
CVA Rede Básica
324.177,64
               
370.679,13
               
397.938,75
                      
CVA Compra Energia
11.944.066,59
          
14.500.939,04
          
15.567.333,25
                 
CVA Proinfa
124.166,63
               
126.243,68
               
135.527,60
                      
CVA ESS/ERR
(5.089.165,07)
           
(5.496.941,13)
           
(5.901.184,34)
                 
Total
8.941.859,88
            
11.268.259,36
          
12.096.923,38

Fls. 20 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
 
 
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Processo nº  48500.004475/2015-55 
Nota: o cálculo da CVA Energia considera apenas os volumes contratados para atendimento de 100% do mercado regulatório, 
além das normas regulatórias vigentes (Resolução Normativa nº 255, de 06/3/2007) e Despacho nº 4.225, de 10/12/2013. 
 
 
Cumpre ressaltar que o efeito de curto prazo dos contratos de garantia física (risco 
hidrológico) bem como a parcela variável dos contratos por disponibilidade foram os contratos 
que mais impactaram o saldo da CVA Energia. 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, quando 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. 
 
Composição do Mix da EBO na CVA 
 
 
CVA Energia - EBO 
 
34%
16%
0%
4%
2%
0%
13%
31%
0%
0%
0%
0%
CCEAR-Q
CCEAR-D
MCSD
CCEN
PROINFA
Itaipu
BILATERAL
CCGF
GP
CI
SUPR
CCEAR-A
(20,00)
(10,00)
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
Milhões
Cobertura tarifária (R$)
Pagamento CVA após limite de repasse (R$)

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Processo nº  48500.004475/2015-55 
 
 
Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT - EBO 
 
 
 
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 2014 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. A SGT ressalta que no cálculo do Saldo a Compensar da 
CVA do ano anterior foram utilizados os valores de CVA do 5º dia útil após os ajustes realizados pela 
fiscalização da SFF, os quais foram informados por meio do Memorando nº 680-SFF/ANEEL, de 
28/10/2015. 
 
 
Cumpre observar que o resultado da CVA também contemplou o saldo de R$ 632.912,45 
(Seiscentos e trinta e dois mil, novecentos e doze reais e quarenta e cinco centavos) referente 
ao ressarcimento devido pela unidade consumidora Coteminas à distribuidora, tendo em vista 
a sua efetiva migração para a Rede Básica, ocorrida no mês de agosto de 2015. Ressalta-se, 
portanto, que esse montante foi contabilizado como CVA recebida para efeito de cálculo do 
reajuste tarifário, nos termos do § 2º do Art. 4º da REN nº 473/2012. 
 
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula 
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao 
cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados 
no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, 
devidamente atualizadas pela taxa SELIC. 
 
1,15% 
2,78% 
0,02% 
(0,10%)
0,00% 
0,00% 
(0,48%)
6,14% 
0,00% 
0,00% 
0,00% 
0,16% 
(7,52%)
2,49%

Fls. 22 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
 
 
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Processo nº  48500.004475/2015-55 
iv) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram 
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de dezembro de 2014 a novembro 
de 2015, atualizados pelo IPCA, tendo sido fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização Econômica 
e Financeira – SFF. 
 
v) Repasse de Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo. 
Conforme a REN nº 255/2007, com redação alterada pelas REN nº 305/2008 e nº 609/2014, e de acordo 
com os critérios definidos no Despacho nº 4.225/2013, os valores obtidos para o repasse da 
Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo foram: 
 
a) Para o ano civil de 2014: Exposição de energia de 52.027 MWh. Cabe destacar que esse 
montante é inferior ao limite de exposição contratual involuntária referente ao ano de 2014 
constante no Despacho 2.642, de 13 de agosto de 2015, e, portanto, sua totalidade está 
sendo considerada como exposição involuntária, não se aplicando o limite do Preço de 
Referência – VR ao custo de aquisição desta energia no MCP. 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$ 
30.672.838,04 
 
 Dos valores descritos acima foram deduzidos os valores repassados pela 
CDE/CONTA-ACR à concessionária ao longo de 2014, totalizando R$ 36.417.954,85, 
a título de Exposição Involuntária, nos termos do inciso I do Art 4º-A do Decreto 
7.891/2013.  
 
 Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou 
Exposição ao Mercado de Curto Prazo é de R$ (7.621.489,55), já atualizado para 
preços de janeiro de 2016.  
 
 Cabe destacar que o Fator K não foi aplicado sobre as compras de energia realizadas 
no mercado de curto prazo, conforme decisão da Diretoria da ANEEL proferida na 27º 
Reunião Pública Ordinária realizada em 29/07/2014, no âmbito do processo 
48500.001107/2011-21. Tal procedimento foi adotado em caráter provisório, devendo 
ser revisto o cálculo caso essa metodologia não seja aprovada após a realização da 
quarta fase da AP 78/2011. Por fim, ressalta-se que a alteração da metodologia do 
Fator K tem reflexos sobre a apuração da CVA de energia, na medida em que a sua 
aplicação passou a ser realizada somente sobre os contratos de compra de energia.  
 
vi) Exposição a Diferenças de Preços entre Submercados. Conforme dispõe o artigo 28 
do Decreto nº 5.163/2004, as regras de comercialização preveem mecanismos específicos para o rateio 
dos riscos financeiros decorrentes de diferenças de preços entre submercados, eventualmente impostos 
aos agentes de distribuição que celebrarem os CCEARs na modalidade de quantidade de energia. A SGT 
apurou, com base nos relatórios da CCEE, o valor da exposição líquida, atualizado pelo IPCA, referente 
ao período de janeiro a dezembro de 2014.

Fls. 23 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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  48500.004475/2015-55 
vii) Ajuste do mercado de curto prazo. 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 de 
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.  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. 
 
viii) Diferencial Eletronuclear. É a diferença8 entre a tarifa praticada e a de referência entre a 
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei n° 12.111/2009. 
 
ix) Ajuste Financeiro CUSD. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da Portaria 
Interministerial n° 25/2002, ajustou-se financeiramente os custos decorrentes dos Contratos de Uso do 
Sistema de Distribuição (CUSDs) firmados entre a EBO e a distribuidora EPB. 
 
x) Ajuste Financeiro referente ao Reajuste tarifário anterior. Esse ajuste trata do pedido 
de reconsideração interposto pela EBO em face da Resolução Homologatória n° 1.854, de 3 de fevereiro 
de 2015, que homologou o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2015. Conforme determina o 
Despacho n° 3.823, de 21 de novembro de 2015, neste reajuste está sendo considerado o componente 
financeiro de R$ 119.800,25, a preços de dezembro de 2013 (mês efetivo do pagamento), referente ao 
pedido de reconsideração. Após a atualização por taxa Selic desse valor para janeiro de 2016, considerou-
se o valor de R$ 151.453,42.  
 
xi) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de 
fevereiro de 2015 homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de 
Distribuição de Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de 
distribuição de energia elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da 
definição das novas quotas de CDE. Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher 
subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser 
aplicada na Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de cada distribuidora.  
 
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e 
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, 
as variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram 
apropriadas como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de 
                                                        
 
8 A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 – 1° Leilão e seu valor será 
repassado mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear nos anos de 2013 a 2015, conforme parcelas homologadas pela 
Resolução Homologatória n° 1.583/2013.

Fls. 24 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
 
 
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energia ou na tarifa de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes 
financeiros possibilitaria a identificação da receita faturada com esses itens, bem 
como simplificaria o cálculo da RTE. 
 
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários 
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A 
RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de 
Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual. 
 
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta a 
cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz 
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos 
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas 
CVAs. 
 
 Dessa forma, no presente processo tarifário, está sendo revertido o valor de R$ 
2.232.914,93, devidamente atualizado pela SELIC, referente à receita faturada nas 
competências março/15 a novembro/15 proveniente dos componentes financeiros de 
CDE estabelecidos na RTE. Já para o componente financeiro de Compra de Energia 
estabelecido na RTE, está sendo revertida a receita faturada para as competências 
março/15 a outubro/2015, totalizando R$ 937.870,88, 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.  
 
 A reversão do valor restante, abrangendo a receita faturada no período entre 1º de 
novembro de 2015 a 3 de fevereiro de 2016, para o componente financeiro de compra 
de energia, entre 1º de dezembro de 2015 a 3 de fevereiro de 2016, para o 
componente financeiro de CDE, será efetuada no próximo processo tarifário da 
concessionária, em 2016, juntamente com a apuração das CVAs desses períodos. 
 
66. 
A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros:

Fls. 25 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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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Tabela 12: Componentes Financeiros 
 
 
 
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
67. 
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. 
 
68. 
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. 
 
69. 
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. 
 
70. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a 
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os 
repasses da Conta Bandeiras foram considerados na apuração da CVAENERGIA e da CVAESS/EER da 
concessionária.  
 
71. 
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 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
(3.868.348,62)
           
-1,82%
CVA em Processamento - Energia comprada
15.567.333,25
          
7,32%
CVA em Processamento - Transmissão
397.938,75
               
0,19%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(2.219.823,64)
           
-1,04%
Neutralidade dos Encargos
2.595.610,55
            
1,22%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(7.621.489,55)
           
-3,58%
Exposição Diferença Preços entre Submercados
791.517,20
               
0,37%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
558.764,03
               
0,26%
Diferencial MCP
1.446.138,49
            
0,68%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
912,40
                      
0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
(937.870,88)
              
-0,44%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(5.517.373,55)
           
-2,59%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
3.284.458,61
            
1,54%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
3.999,64
                   
0,00%
Pedido de Reconsideração - CVA Energia (Repasse CDE)
151.453
                    
0,07%
Total
4.633.220,11
            
2,18%

Fls. 26 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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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CVAENERGIA e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da EBO não sofresse um aumento adicional 
médio de 11,07%. 
  
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
72. 
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. 
 
73. 
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. 
 
74. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a 
distribuidora no período de competência de fevereiro/2016 a janeiro/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 fevereiro/2015 a janeiro/2016.  
 
Tabela 13: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás 
 
 
VI. Análise dos Resultados 
 
75. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de 
Energia S.A. 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. 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
10.018,40
                      
27.108,93
                      
37.127,32
                      
Subsídio Geração Fonte Incentivada
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Distribuição
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(9.630,27)
                      
37.395,51
                      
27.765,24
                      
Subsídio Rural
(15.692,23)
                    
250.721,57
                    
235.029,34
                    
Subsídio Irrigante/Aquicultor
14.130,35
                      
43.001,45
                      
57.131,80
                      
Total
(1.173,75)
                      
358.227,45
                    
357.053,70

Fls. 27 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
 
 
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76. 
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  ordinário de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em 
processamento. 
 
77. 
A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de 
14,66%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A na Data do Reajuste Anterior – DRA 
apenas os custos estabelecidos no reajuste de fevereiro de 2015, isto é, sem considerar os custos de 
Parcela A que foram acrescidos na Revisão Tarifária Extraordinária - RTE mediante componente 
financeiro9. 
 
78. 
A atualização dos custos de Parcela A e B, ao se ter como base de comparação, além dos 
custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos que foram acrescidos na RTE mediante 
componente financeiro, contribuiu para o efeito médio em 13,26% sendo 9,87% referente à variação de 
custos de Parcela A e 3,39% referente à variação de custos de Parcela B.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
                                                        
 
9 Como na revisão tarifária extraordinária a cobertura tarifária de Parcela A que foi acrescida às tarifas se deu mediante 
componente financeiro, as tarifas de base econômicas, que servem de base para o cálculo do índice de reajuste tarifário, não 
refletem o aumento tarifário de Parcela A observado na RTE. Em razão disso o índice de reajuste tarifário, aplicado sobre as 
tarifas de base econômica homologadas na revisão tarifária extraordinária é mais elevado, pois parte de um patamar menor de 
custos de Parcela A para comparação, quando comparado com o cálculo do índice que incorpora os financeiros de Parcela A 
da RTE na base de comparação. 
 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%

Fls. 28 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
 
 
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Tabela 14: IRT considerando a variação tarifária decorrente da RTE 2015 
 
 
79. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para a um aumento tarifário de 2,18% no 
atual reajuste da EBO. 
 
80. 
Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste 
tarifário anual ocorrido em fevereiro de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas 
em 2014, representa uma redução de -8,53% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas 
atualmente praticadas pelos consumidores.

Fls. 29 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
 
 
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81. 
O Valor da Parcela A apresentou uma variação de 14,12% em relação à RTE 2015, 
representando 9,87% na composição do efeito médio, com destaque para: 
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em aumento de 20,25% 
em comparação com os valores da RTE 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito médio de 
3,67%. 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 bem como da 
Contratação da Usina Angra III, cujo início de suprimento contratual é 01.01.2016.  
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de -7,11% em relação à RTE 2015, correspondendo 
a um efeito médio de -0,25%. A variação dos custos de Transmissão é explicada pelos seguintes fatores: 
(i) pela Parcela de Ajuste negativa que compensa déficits ou superávits de arrecadação que ocorrem no 
âmbito da apuração realizada pelo ONS em relação ao Ciclo anterior, (ii) a redução da proporção atribuída 
ao segmento de consumo no rateio do pagamento do montante a ser arrecadado por meio de TUST-RB; e 
(iii) pela redução do MUST contratado. 
 
iii) Compra de Energia. Variação de 13,39% em relação ao processo anterior, contribuindo 
para um efeito médio de 6,45% 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).

Fls. 30 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
 
 
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Processo nº  48500.004475/2015-55 
Gráfico I: Efeito por modalidade de aquisição de energia 
 
82. 
A Tabela 15 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em 
relação ao processo anterior. 
 
Tabela 15: Comparação da variação do custo de energia 
 
83. 
A atualização da Parcela B representou 3,39% na composição do efeito médio, refletindo 
a variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X. 
  
84. 
O gráfico II demonstra-se a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da 
nova Receita Anual da concessionária. 
 
 
 
 
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%
0,00
0,00
-
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%
142,62
162,24
13,8%
Custo unitário (R$/MWh)
Montante de energia (MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/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%
0,00 0,00 -
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% 142,62 162,24 13,8%  

Fls. 31 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
 
 
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Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
 
85. 
O gráfico III ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 25,012% para o ICMS e 
7,339%para o PIS e COFINS (total de 32,3% por dentro), o que equivale a uma majoração de 47,8% por 
fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
Gráfico III: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
 
86. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da EBO nos últimos dez anos, comparada com a variação do IGP-M e IPCA no mesmo período.

Fls. 32 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016. 
 
 
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Gráfico IV: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2015) 
 
 
 
 
87. 
Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da 
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das 
distribuidoras e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação 
acumulada do IPCA até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória 
nº 1.121, de 15/3/2011. 
 
VII. 
DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
88. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo 
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 08/2000. 
 
VIII. 
DA CONCLUSÃO 
 
89. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº. 08/2000, no que consta do 
Processo nº 48500.004475/2015-55 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
i) pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de 16,84% a ser aplicado às 
tarifas da EBO, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 
6,91% sendo de 5,97% em média para os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e 
de 7,47% 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 EBO;  
 
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

Fls. 33 Nota Técnica nº 20/2016-SGT/ANEEL, de 29 de janeiro 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  48500.004475/2015-55 
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de 
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; 
 
 
iv) pela aprovação, para fins de cálculo do atual reajuste tarifário, da previsão anual dos 
Encargos de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER; 
 
v) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora para 
custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária. 
 
 
IX. DA RECOMENDAÇÃO 
 
90. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
 
BRUNO ALBERTO AMORIM SILVA
Especialista em Regulação 
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
WELLINGTON CARLOS CARVALHO  
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
De acordo: 
 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária