VOTO 
PROCESSO: 48500.005430/2015-06 
INTERESSADOS: UHENPAL - Usina Hidroelétrica Nova Palma Ltda. 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da UHENPAL - Usina Hidroelétrica Nova Palma Ltda., a vigorar a 
partir de 22 de maio de 2016. 
I. RELATÓRIO 
1. 
 
A UHENPAL é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende 
cerca de 15 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual na ordem de 
R$ 31,9 milhões. 
2. 
No processo tarifário de 2015, as tarifas da UHENPAL foram, em média, reajustadas em 46,69%, 
sendo 40,66% referentes ao reajuste tarifário econômico e 6,02% relativos aos componentes financeiros pertinentes, 
representando um efeito tarifário médio de 4,96%, conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.881, de 
14/04/2015. 
3. 
A Resolução Homologatória nº 2.052, de 05/04/2016, prorrogou até 21 de maio de 2016 a vigência 
das tarifas de aplicação homologadas em 2015, em consequência da alteração da data de aniversário contratual da 
UHENPAL, conforme consta do Quinto Termo Aditivo, firmado em 09/12/2015, referente à renovação do Contrato de 
Concessão nº107/2001. 
4. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 
de maio de 2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da UHENPAL. 
5. 
No dia 10/05/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da UHENPAL as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa 
nº 652, 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. 
6. 
A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a chancelou. 
7. 
É o relatório. 
 
                                                     
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 10/1997-ANEEL.

II. FUNDAMENTAÇÃO 
8. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da UHENPAL conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido 
pelos consumidores de 1,31%, sendo de 5,07%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 
0,50%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
9. 
O efeito médio de 1,31% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculado 
conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em 
processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação 
nos 12 meses subsequentes.  
10. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 0,45% ao se adotarem 
como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo -2,31% referente à 
variação de custos de Parcela A e 2,76% à variação de custos da Parcela B.   
11. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 5,00%. Já o efeito da retirada 
dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução de -4,15% no atual 
reajuste. 
12. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 1,31% [1,31% = 
0,45%+5,00%-4,15%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados: 
a) IRT de 0,45%resultante da atualização dos custos de Parcela A e B; 
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário: 5,00%; e 
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior ; -4,15%.  
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
5,07%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
0,50%
Efeito Médio AT+BT
1,31%

13. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
 
 
-2,65%
1,09%
-0,75%
2,76%
5,00%
-4,15%
1,31%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

14. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
15. 
Os custos da Parcela A representam 74,47% dos custos da Concessionária. A variação desses custos 
representou -2,31 pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário. 
16. 
O valor total dos encargos setoriais diminuiu -16,74% em comparação com os valores referentes ao 
reajuste anterior, correspondendo a um efeito tarifário médio de -2,65%. Destaca-se, principalmente, a redução do 
orçamento da CDE – USO, conforme Resolução Homologatória nº 2.018, de 2 de fevereiro de 2016, que contribuiu 
para um efeito médio de -3,24% no atual reajuste da UHENPAL. 
17. 
Os custos com transmissão sofreram a variação de 13,33% em relação ao reajuste tarifário anterior, 
correspondendo ao efeito médio de 1,09%. Esse aumento é explicado pela elevação da TUSD (tarifas de uso do 
sistema de distribuição) da supridora AES SUL no reajuste de 2016. 
18. 
O custo de compra de energia sofreu uma variação de -1,42% em relação ao processo anterior, 
contribuindo para um efeito médio de -0,75%, devido ao decréscimo da tarifa de energia da supridora AES SUL, no 
seu reajuste de 2016. Esse decréscimo decorre da nova tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional para 2016, 
publicada pela Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma redução de 21,69% em relação 
à tarifa praticada em 2015. Decorre também da saída do 18º Leilão de Ajuste do portfólio de compra de energia da 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-3,00%
-2,31%
74,47%
Encargos Setoriais
-16,74%
-2,65%
13,13%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
8,29%
0,01%
0,12%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-31,12%
-3,24%
7,13%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
12,41%
0,55%
4,98%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
2,87%
0,03%
0,90%
Custos de Transmissão
13,33%
1,09%
9,25%
Uso do sistema de distribuição
13,33%
1,09%
9,25%
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra)
-1,42%
-0,75%
52,09%
PARCELA B
12,07%
2,76%
25,53%
IRT considerando a variação tarifária da RTE
0,45%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
5,00%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade
0,88%
CVA em Processamento - Energia comprada 
2,60%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
0,20%
Neutralidade dos Encargos
0,91%
Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TUSD)
0,82%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC
-0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
-0,28%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,11%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-4,15%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
1,31%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -3,00% -2,31% 74,47%  
Encargos Setoriais -16,74% -2,65% 13,13%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8,29% 0,01% 0,12%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -31,12% -3,24% 7,13%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 12,41% 0,55% 4,98%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 2,87% 0,03% 0,90%  
Custos de Transmissão 13,33% 1,09% 9,25%  
Uso do sistema de distribuição 13,33% 1,09% 9,25%  
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) -1,42% -0,75% 52,09%  
PARCELA B 12,07% 2,76% 25,53%  
IRT considerando a variação tarifária da RTE 0,45% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 5,00%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade 0,88%
CVA em Processamento - Energia comprada 2,60%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 0,20%
Neutralidade dos Encargos 0,91%
Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TUSD) 0,82%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,28%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,11%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,15%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 1,31%  

AES SUL, em função do fim de seu período de suprimento, e, ainda, do aumento considerável na quantidade de 
contratos de garantia física, cuja tarifa é relativamente baixa. 
19. 
A Tabela 3 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao 
reajuste tarifário anterior. 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Nota Técnica no 135 /2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
20. 
Os custos da Parcela B representam 25,53% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 2,76% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
21. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,92%, no 
período de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (abril/2015) e do reajuste atual (maio/2016), descontado o 
Fator X, de -0,15%. 
22. 
A Resolução Homologatória nº 1.515/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os valores dos 
componentes Pd e T do Fator X em 0,78% e 0,00%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da Parcela 
B nos reajustes tarifários da UHENPAL. 
23. 
Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior e do reajuste 
atual, o valor do componente Pd do Fator X foi proporcionalizado, de modo a refletir o ganho de produtividade de todo 
o período. 
24. 
Assim, no cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T, de 0,85% e 0,00%, 
respectivamente. No caso da UHENPAL, a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi de -
33,79%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de -1,00%. Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, 
adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,92% e o Fator X, de -0,15%, resultando no fator de atualização da 
Parcela B de 12,07% e um impacto tarifário de 2,76%. 
25. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao 
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento: 
a) Da geração (compra de energia); 
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de 
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e 
c) Dos encargos setoriais2 e dos tributos3. 
                                                     
2 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais 
de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 21% para o ICMS e de 3,6% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a fatura, 
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Bilateral
74.690,86
69.110,82
-7,47%
239,96
234,60
-2,23%
Proinfa
1.568,49
1.616,19
3,04%
239,44
319,76
33,55%
Sobra (-) / Exposição (+)
-5.532,34
0,00
-100,0%
239,96
234,60
-2,2%
TOTAL
70.727,01
70.727,01
0,0%
239,95
236,55
-1,4%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação
Bilateral
Proinfa  74.690,86 69.110,82 -7,47%
1.568,49 1.616,19 3,04%  239,96 234,60 -2,23%
239,44 319,76 33,55%
Sobra (-) / Exposição (+)  -5.532,34 0,00 -100,0%  239,96 234,60 -2,2%
TOTAL  70.727,01 70.727,01 0,0%  239,95 236,55 -1,4%
  onte: Nota Técnic  

Gráfico 3 
 
Fonte: Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
 
Gráfico 4  
 
 
Fonte: Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
26. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressalta-se: 
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA afeta aos 
custos de aquisição de energia, que representou o repasse de R$ 1.789.717,97 com efeito 
no atual reajuste de 5,60% (ao reverter o financeiro da RTE-2015 o impacto representou 
2,60%); 
                                                     
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 32,7% (por fora) sobre 
o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de       
Distribuição
25,5%
Custo 
de            
Energi
a
50,5%
Custo de     
Transmissão
9,3%
Encargos          
Setoriais
14,7%
Custo de       
Distribuição
19,2%
Custo de            
Energia
38,0%
Custo de     
Transmissão
7,0%
Encargos          
Setoriais
11,1%
ICMS 21,0%
PIS/COFINS 3,6%
Tributos
24,6%

b) O passivo financeiro referente à aplicação da REN nº 243/2006, decorrente da alteração da 
metodologia de definição das tarifas de suprimento para as concessionárias de distribuição 
com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano. A aplicação de tal regulamento deu origem a 
um passivo financeiro a ser pago pela UHENPAL à AES SUL, assegurado o respectivo 
repasse tarifário. No presente reajuste tarifário está sendo considerado o valor de R$ 
261.352,63, que corresponde ao passivo total remanescente, representando um impacto 
tarifário de 0,82%. 
c) A área técnica destaca que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras 
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais 
apurados de CVAENERGIA, contribuiu para que a tarifa da UHENPAL não sofresse um 
aumento adicional médio de 4%. 
27. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
28. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11  de maio de 2016, que o efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores da UHENPAL, de 1,31% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da 
Concessionária evoluísse nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (81,2%) e do IPCA (75,1%) no mesmo 
período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
837.786,99
               
2,62%
CVA em Processamento - Energia comprada
1.789.717,97
            
5,60%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
64.303,81
                 
0,20%
Neutralidade dos Encargos
292.532,28
               
0,91%
Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TUSD)
261.352,63
               
0,82%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
3.802,71
                   
0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
(956.973,85)
              
-2,99%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(557.212,64)
              
-1,74%
Repasse de compensação DIC/FIC
(10.705,35)
                
-0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
(90.333,98)
                
-0,28%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(35.861,71)
                
-0,11%
Total
1.598.408,87
            
5,00%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 837.786,99 2,62%
CVA em Processamento - Energia comprada 1.789.717,97 5,60%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 64.303,81 0,20%
Neutralidade dos Encargos 292.532,28 0,91%
Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TUSD) 261.352,63 0,82%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 3.802,71 0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia ( 956.973,85) -2,99%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 557.212,64) -1,74%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 10.705,35) -0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE ( 90.333,98) -0,28%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD ( 35.861,71) -0,11%  
Total 1 .598.408,87 5,00%  

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de11 de maio de 2016. 
29. 
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.  
30. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
UHENPAL, em relação às competências entre maio/2016 a abril/2017, é de R$ 205.423,86. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre abril/2015 e abril/2016. 
III. DIREITO 
31. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: (i) Lei nº 9.427, de 26 
de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; (iii) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; (iv) 
Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; (v) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e (vi) Contrato de Concessão 
do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 107/2001-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. 
436,62
436,62
413,97
420,86
444,79
460,79
347,06
423,41
572,41
589,08
583,39
436,62 
476,36 
506,25 
516,09 
572,59 
591,11 
638,73 
685,36 
700,15 
707,02 
791,31 
436,62 
457,26 
482,90 
507,85 
539,84 
568,13 
605,56 
642,82 686,02 
695,07 
764,95 
abr/07
abr/08
abr/09
abr/10
abr/11
abr/12
abr/13
abr/14
mar/15
abr/15
mai/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
700,00
750,00
800,00
850,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA

IV. DISPOSITIVO 
32. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005430/2015-06, voto pela emissão de 
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da UHENPAL - Usina Hidroelétrica 
Nova Palma Ltda., a vigorar a partir de 22 de maio de 2016, que conduz ao efeito médio a 
ser percebido pelos consumidores de 1,31%, sendo 5,07% para os consumidores em alta 
tensão e 0,50% 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 UHENPAL; 
c) Homologar em R$ 205.423,86 o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
UHENPAL, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
d) Fixar o valor anual de R$ 261.352,63, já atualizado pelo IGP-M e inclusos PIS/PASEP e 
COFINS, que deverá ser repassado à AES SUL pela UHENPAL, em 12 parcelas mensais 
iguais, a partir do mês subsequente ao do reajuste, referente à parcela final do passivo 
financeiro de que trata o art. 5º da Resolução Normativa nº 243, de 19 de dezembro de 2006. 
 
Brasília, 17 de maio de 2016. 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor