S U P E R I N T E N D Ê N C I A  D E  
G E S T Ã O  T A R I F Á R I A   
 
Nota Técnica nº 290/2016-SGT/ANEEL 
Brasília, 31 de agosto de 2016 
 
 
 
 
 
 
 
Q U A R T A  R E V I S Ã O  T A R I F Á R I A  
P E R I Ó D I C A  
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .  . . . . . . 
C E E E - D  -  C o m p a n h i a  E s t a d u a l  d e  
D i s t r i b u i ç ã o  d e  E n e r g i a  E l é t r i c a  
 
 
 
 
AUDIÊNCIA PÚBLICA 
 
 
 
 
 
 
Agência Nacional de Energia Elétrica 
Superintendência de Gestão Tarifária 
SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar 
CEP: 70830-030 – Brasília – DF 
Tel: + 55 61 2192-8823 
Fax: + 55 61 2192-8679 
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO
48581.002575/2016-00

ÍNDICE 
 
 
I. OBJETIVO ........................................................................................................................................................................ 2 
III. ANÁLISE ........................................................................................................................................................................ 3 
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO ......................................................................................................................... 6 
III.2  RECEITA VERIFICADA .......................................................................................................................................... 6 
III.3 PARCELA B ............................................................................................................................................................. 7 
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO) ........................................................................................................................... 7 
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI) ..................................................................................................................... 9 
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR) ....................... 11 
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI). ................................................................ 16 
III.3.5 AJUSTE DA PARCELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO DE 
INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE ................................................................................................................ 17 
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR) .................................................................................................................................. 18 
III.4 PARCELA A ........................................................................................................................................................... 20 
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE) ............................................................................. 20 
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT) ............ 27 
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) ............................................................................................................................ 28 
III.5 FATOR X ................................................................................................................................................................ 30 
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS.................................................................................................... 34 
Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT ............................................................................................................ 36 
III.7. RESULTADO DA REVISÃO .................................................................................................................................. 37 
IV. CONCLUSÃO .......................................................................................................................................................... 39 
 
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(Fls. 2 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Nota Técnica no 290/2016–SGT/ANEEL 
Em 31 de agosto de 2016. 
 
 
 
 
Processo n.º 48500.000007/2016-92 
 
Assunto: Quarta Revisão Tarifária Periódica da 
CEEE-D - Companhia Estadual de Distribuição de 
Energia Elétrica.  
 
 
 
I. OBJETIVO 
 
Submeter à Audiência Pública proposta da quarta revisão tarifária periódica da CEEE-D - 
Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica. 
 
2. 
O Módulo 2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabeleceu as 
metodologias aplicáveis a quarta revisão tarifária periódica da CEEE. Uma revisão conceitual das metodologias 
aplicáveis, que vai além do escopo da presente Nota Técnica, pode ser feita a partir das seguintes referências:  
 
 Submódulo 2.1 e Nota Técnica 065/2015-SRM/SGT/ANEEL: Procedimentos Gerais; 
 Submódulo 2.2 e Nota Técnica 066/2015-SRM/SGT/ANEEL: Custos Operacionais; 
 Submódulo 2.3 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Base de Remuneração 
Regulatória; 
 Submódulo 2.4 e Nota Técnica 022/2015-SRE/ANEEL: Custo de Capital; 
 Submódulo 2.5 e Nota Técnica 067/2015-SRM/SGT/ANEEL: Fator X; 
 Submódulo 2.6 e Nota Técnica 106/2015-SRM/SGT/ANEEL: Perdas de Energia; 
 Submódulo 2.7 e Nota Técnica 105/2015-SRM/SGT/ANEEL: Outras Receitas; 
 Submódulo 2.8 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Geração Própria de Energia. 
 
3. 
A Seção II apresenta uma breve descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da . A Seção 
III descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo do Reposicionamento Tarifário, 
Receita Verificada, Parcela B, Parcela A, Outras Receitas, Componentes Financeiros e Fator X. A seção IV traz 
as conclusões.                               
 
 
II. DOS FATOS 
 
4. 
O Contrato de Concessão nº 81/1999, que regula a exploração dos serviços públicos de 
distribuição de energia elétrica na área de concessão da CEEE, define a data de 22/11/2016 para a realização 
da quarta revisão tarifária periódica. 
 
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(Fls. 3 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
5. 
As metodologias aplicáveis a quarta revisão da concessionária são definidas nos Módulos 2 e 
7 do PRORET, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária aplicável. As 
alterações no Módulo 2 foram aprovadas em abril de 2015 por meio da Resolução n° 660/2015. 
 
6. 
Por meio do Ofício nº 30/2016-SGT/ANEEL, de 3/3/2016, foram solicitadas as informações 
iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, que foram encaminhadas pela Carta n.º GAB/DIR/JEH-
077/2016, de 27 de junho de 2016. 
 
7. 
No dia 12/08/2016, a proposta preliminar da revisão tarifária foi encaminhada à CEEE e ao 
Conselho de Consumidores. No dia 18/09/2016, o conselho e a empresa trouxeram suas contribuições à 
proposta preliminar, tendo sido avaliadas e, quando pertinentes, incorporadas à proposta descrita nesta Nota 
Técnica. 
 
 
III. ANÁLISE 
 
8. 
Na Revisão Tarifária Periódica – RTP as tarifas são reposicionadas levando-se em 
consideração os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e as 
alterações na estrutura de custos.   
 
9. 
No momento da RTP, também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos reajustes 
tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de produtividade obtidos pela 
concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de incentivos que foram estabelecidos pela 
ANEEL nos processos tarifários.    
 
10. 
O percentual médio de reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a Receita 
Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos 12 (doze) meses 
imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.  
 
11. 
A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada dos 
investimentos necessários para a prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. O cálculo da receita 
requerida também compreende a atualização de custos relacionados às atividades de geração e transmissão 
e aos encargos setoriais.  
 
12. 
A Receita Verificada corresponde à receita que seria auferida, caso não fossem alteradas as 
tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O resultado da razão entre 
essas duas receitas corresponde a quanto as tarifas devem variar, em média.  
 
13. 
O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte fórmula:  
 
𝑹𝑻= (
 𝐑𝐑
𝐑𝐕−𝟏) × 𝟏𝟎𝟎          (1)  
 
                     onde: 
                     RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%); 
                     RR: Receita Requerida; e 
                     RV: Receita Verificada. 
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(Fls. 4 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
14. 
A Receita Requerida é dividida em duas parcelas: a primeira, denominada de Parcela A, 
envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos clientes, uso dos sistemas 
de transmissão e encargos setoriais. Em geral, a distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de 
custos, e, em razão disso, esses valores são repassados para os clientes da empresa. 
 
15. 
A segunda parcela, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a prestação do 
serviço de distribuição de energia. São custos inerentes à atividade de distribuição, que estão sujeitos ao 
controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e, por definição, são repassados por 
meio de valores regulatórios. 
 
16. 
Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte forma:  
 
𝑹𝑹= 𝑽𝑷𝑨+ 𝑽𝑷𝑩     (2) 
 
             onde: 
            RR: Receita requerida; 
            VPA: Valor da Parcela A; e 
            VPB: Valor da Parcela B. 
 
 
17. 
No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita da 
concessionária: os custos operacionais e os de capital. 
 
18. 
Os custos operacionais são os custos necessários para a empresa prover o serviço de 
distribuição de energia, incluindo os custos com gestão de pessoas, infraestrutura física e materiais e serviços.  
 
19. 
Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não 
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa de retorno, 
para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No cálculo dos custos de capital, 
também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa a recomposição dos investimentos 
realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo da vida útil dos bens e direitos. 
 
20. 
Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de forma a 
assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente para o pagamento 
do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL. 
 
21. 
No cálculo dos valores regulatórios da Parcela B, também se faz necessária a atualização dos 
valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que, ao longo da vigência das tarifas 
estabelecidas na revisão, o mercado da concessionária será outro, distinto do utilizado como referência para o 
cálculo da revisão.  
 
22. 
Da mesma forma, são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação dos 
mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL, com incidência na revisão tarifária. Por fim, 
são descontadas as Outras Receitas auferidas pela concessionária, que são revertidas em parte para a 
modicidade tarifária. 
 
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(Fls. 5 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
23. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É 
basicamente sob esse componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao nível de 
preços.   
𝑽𝑷𝑩= (𝑪𝑨𝑶𝑴+ 𝑪𝑨𝑨) ∙(𝟏−𝑷𝒎− 𝑴𝑰𝑸) −𝑶𝑹           (3) 
 
onde: 
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;  
                     CAA: Custo Anual dos Ativos; 
𝑃𝑚: Fator de Ajuste de Mercado; 
𝑀𝐼𝑄: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade; e 
𝑂𝑅: Outras Receitas 
 
24. 
Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é dado pela soma 
dos componentes abaixo: 
 
𝑪𝑨𝑶𝑴= 𝑪𝑶+ 𝑹𝑰      (4) 
 
onde: 
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
CO3: Custos Operacionais; e 
RI: Receitas Irrecuperáveis. 
 
 
25. 
Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo: 
 
𝑪𝑨𝑨= 𝑹𝑪+ 𝑸𝑹𝑹+ 𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰     (5) 
 
onde: 
CAA: Custo Anual dos Ativos; 
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades). 
 
26. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A: 
 
𝑽𝑷𝑨= 𝑪𝑬+ 𝑪𝑻+ 𝑬𝑺   (6) 
onde: 
VPA: Valor de Parcela A; 
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria; 
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e 
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica. 
 
27. 
Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é semelhante ao 
adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos componentes de Parcela A estão 
descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO 
 
28. 
O reposicionamento tarifário calculado para a CEEE, para aplicação a partir de 22 de novembro 
de 2016, resultou no percentual total médio de 1,33%, ao comparar, além dos custos das Parcelas A e B, 
atualmente contidos nas tarifas, os custos que foram acrescidos no processo de Revisão Tarifária Extraordinária 
– RTE, mediante componente financeiro.    
 
Tabela 1. Reposicionamento Tarifário Médio 
 
 
29. 
Quando a base de comparação da Parcela A não é ajustada para se considerar os custos 
acrescidos na RTE, o reposicionamento tarifário é de 1,33%. Isso ocorre porque na RTE a cobertura tarifária 
de Parcela A, que foi acrescida às tarifas, se deu mediante componente financeiro.  
 
30. 
Como consequência,  é necessário acrescentar na base de comparação os custos 
acrescidos na RTE, mediante componente financeiro, para se calcular o reposicionamento tarifário médio que 
reflete a atualização dos custos das Parcelas A e B.  
 
 
III.2  RECEITA VERIFICADA 
 
 
31. 
No cálculo da Receita de Verificada, foram considerados os dados de mercado disponíveis no 
Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP, para o período 
de novembro de 2015 a outubro de 2016 e as tarifas de base econômica homologadas no processo de RTE, 
resultando em faturamento anual de R$ 3.244.608.440,90. A este cálculo, foi acrescida a importância de -                
0,00, referente aos valores da Parcela A que foram acrescidos na RTE, mediante componente financeiro.  
 
32. 
O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo tarifário e 
nível de tensão, sem o acréscimo dos financeiros considerados na RTE.   
 
 
 
Descrição
Valores (R$)
VPA+VPB
3.287.815.463,38
Receita Verificada
3.244.608.440,90
Reposicionamen
1,33%
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 2 – Receita Verificada 
 
 
 
III.3 PARCELA B 
 
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO) 
 
33. 
A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Sumódulo 2.2 do PRORET, 
estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente dos custos 
operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.  
 
34. 
A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras, levando-se 
em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise, é estabelecido um intervalo 
de custos operacionais regulatórios, que serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos ao longo 
do ciclo tarifário.   
 
35. 
No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data da revisão, 
observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado, perdas não técnicas 
ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.   
 
36. 
Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com a cobertura 
de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos operacionais presente na 
tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking, parte da diferença é incorporada no 
momento da revisão e a parcela remanescente é considerada para fins de cálculo do Componente T do Fator 
X.   
 
37. 
Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite superior 
do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator T são calculados de 
forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite superior. 
Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do intervalo, o valor de custos operacionais 
reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma a criar uma trajetória de aumento da Parcela B 
ao longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim, se os valores estiverem contidos no intervalo de custos 
eficientes, o custo reconhecido na revisão corresponderá o custo já contido nas tarifas e o Fator T será igual a 
zero.  
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
7.297.864
                 
3.127.665.607,47
          
A2   (88 a 138 kV)
6.019
                        
1.965.125,00
                 
A3   (69 kV)
239.246
                    
84.003.656,91
               
A4   (2,3 kV a 25 kV)
2.242.692
                 
883.552.966,83
             
As
34.307
                      
16.604.635,00
               
BT  (menor que 2,3 kV)
4.775.600
                 
2.141.539.223,72
          
Suprimento
-
                            
1.290.496,62
                 
Demais Livres
871.218
                    
100.467.567,05
             
Geração
-
                            
15.184.769,76
               
Total
8.169.082
                 
3.244.608.440,90
          
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Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 7 .297.864 3 .127.665.607,47
A2 (88 a 138 kV) 6 .019 1 .965.125,00
A3 (69 kV) 2 39.246 8 4.003.656,91
A4 (2,3 kV a 25 kV) 2 .242.692 8 83.552.966,83
As 3 4.307 1 6.604.635,00
BT (menor que 2,3 kV) 4 .775.600 2 .141.539.223,72
Suprimento - 1 .290.496,62
Demais Livres 8 71.218 1 00.467.567,05
Geração - 1 5.184.769,76
Total 8 .169.082 3 .244.608.440,90

(Fls. 8 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
38. 
Um passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida, conforme análise anterior, é 
compatível com a restrição de variação de 5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação anual de 
5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir: 
 
∆𝑪𝑶= 𝐦𝐢𝐧(  | √𝑪𝑶𝒆𝒇
𝑪𝑶𝑨𝒕
𝑵
−𝟏| ; 𝟓%) 
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
 
=  𝑪𝑶𝑨𝒕(𝟏± ∆𝑪𝑶)𝑵 
 
(7) 
onde: 
∆𝐶𝑂: é a trajetória dos custos operacionais regulatórios; 
5%: é a variação máxima admissível; e 
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
 
: é a meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual. 
 
39. 
Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a aplicação 
da metodologia, conforme descrita nos passos anteriores, resultar em uma meta de custo operacional superior 
a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado em 50% com o consumidor.  
 
40. 
Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a levar em 
consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir: 
 
 
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
′ 
= 𝟏, 𝟐∙𝑶𝒑𝒆𝒙𝒎é𝒅𝒊𝒐+ 𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
 
𝟐
 
(8) 
onde: 
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
′ 
: é a meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento; e 
𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜: média dos custos operacionais reais. 
 
 
41. 
A tabela a seguir resume o cálculo de definição dos Custos Operacionais regulatórios para a 
CEEE no valor de R$ 364.641.059,96. 
  
 
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(Fls. 9 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 3 – Custos operacionais regulatórios no reposicionamento  
 
 
42. 
No caso da CEEE, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa é menor do que o 
intervalo inferior definido pelo método de benchmarking. Como resultado, é estabelecida uma trajetória de 
aumento da Parcela B ao longo do ciclo, para que, ao final do ciclo, os custos operacionais regulatórios 
alcancem o limite inferior do intervalo.  
 
43. 
Uma vez que a aplicação direta da metodologia resultou em uma trajetória de 3,27% a.a., não 
foi necessário ajustar a meta regulatória para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5%. Em relação 
à comparação que é realizada com os custos reais, a aplicação da metodologia resultou em relação entre a 
meta de custos operacionais e os custos reais de 60,99%. 
 
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI) 
 
44. 
O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no processo de revisão tarifária é 
composto por duas parcelas: (1) uma associada aos encargos setoriais e (2) outra relativa aos demais itens da 
receita da distribuidora. 
 
45. 
O valor da parcela relativa aos encargos setoriais é feito a partir do nível de receitas 
irrecuperáveis da própria concessionária. O objetivo é calcular os custos com encargos setoriais da forma mais 
precisa possível, considerando, inclusive, o montante que é faturado e não recebido pelas concessionárias. Os 
níveis de receitas irrecuperáveis de cada concessionária são reconhecidos desde que não superem os limites 
estabelecidos no Submódulo 2.2 do PRORET. A equação a seguir sintetiza o cálculo das receitas irrecuperáveis 
associadas aos encargos setoriais. 
Descrição
Limite Inferior
Centro
Limite Superior
1.  Eficiência
39,54%
41,53%
43,50%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 
413.812.624
       
434.555.163
       
455.297.701
          
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição
Valor
3. OPEX nas tarifas - R$
352.348.169
       
4. Meta estudo de eficiência - R$
413.812.624
       
5. Variação Anual (%)
3,27%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a.
413.812.624
       
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição
Reais
7. OPEX Real - R$ 
678.500.119
       
8. Meta OPEX 
413.812.624
       
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX
60,99%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento
413.812.624
       
11. Número de anos no ciclo
4
                         
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.]
364.641.060
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
𝑽𝒊=
𝑬𝑺
(𝟏−𝑰𝑪𝑴𝑺−𝑷𝑰𝑺−𝑪𝑶𝑭𝑰𝑵𝑺) × {∑(𝝆𝒄× 𝑹𝑰𝒊)
𝑪
}       (9) 
 
onde: 
𝑉𝐼: Parcela de receitas irrecuperáveis associada aos encargos setoriais; 
ES: Valor dos encargos setoriais a ser considerado na revisão tarifária; 
𝜌𝑐: Participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; e 
𝑅𝐼𝑖: Mediana dos percentuais de receitas irrecuperáveis, relativa à classe C, verificados nos 
três anos anteriores ao da revisão tarifária. 
  
46. 
Para a parcela de receitas irrecuperáveis relativa aos demais itens da receita, são definidos 
percentuais regulatórios específicos para cada empresa, por classe de consumo. Os percentuais regulatórios 
são baseados no desempenho das distribuidoras, que são comparadas conforme sua posição no ranking de 
complexidade socioeconômica das áreas de concessão. O valor de receitas irrecuperáveis dessa parcela da 
receita, acrescido dos valores previstos de faturamento de bandeiras tarifárias, é então definido pela seguinte 
equação: 
𝑽𝑹𝑰=
𝑹𝑹 +𝑹𝒆𝒄𝒆𝒊𝒕𝒂 𝒅𝒆 𝑩𝒂𝒏𝒅𝒆𝒊𝒓𝒂𝒔−𝑬𝒏𝒄𝒂𝒓𝒈𝒐𝒔 𝑺𝒆𝒕𝒐𝒓𝒊𝒂𝒔
(𝟏−𝑰𝑪𝑴𝑺−𝑷𝑰𝑺−𝑪𝑶𝑭𝑰𝑵𝑺)
× {∑(𝝆𝒄× 𝑹𝑰𝒄)
𝑪
}        (10) 
 
Onde: 
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
𝑅𝑅: receita requerida 
Receita de Bandeiras: receita prevista de bandeiras tarifárias; 
𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠 𝑆𝑒𝑡𝑜𝑟𝑖𝑎𝑖𝑠: valores de encargos setoriais definidos na revisão tarifária; 
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; e 
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual 
pertence à empresa. 
 
47. 
A tabela a seguir resume o cálculo do valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no 
processo de revisão tarifária, segregado em suas duas parcelas, uma relacionada aos encargos setoriais e 
outra relativa ao restante da receita. 
 
Tabela 4 – Receitas Irrecuperáveis 
 
 
 
 
 
Descrição
Receita Base (R$)
% RI
RI (R$)
Encargos Setoriais
1.255.865.371
           
0,63%
7.925.449
         
Restante da Receita
3.588.980.884
           
0,53%
19.181.053
       
Total
4.844.846.255
0,56%
27.106.502
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR) 
 
48. 
A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos realizados 
pela concessionária, e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e do custo de capital, 
conforme formulação a seguir: 
 
𝑹𝑪= (𝑩𝑹𝑹𝒍−𝑹𝑮𝑹) ∙𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é + 𝑹𝑮𝑹∙𝒓𝒓𝒈𝒓+ 𝑹𝑪𝑶𝑬   (11) 
 
onde: 
RC: Remuneração do Capital; 
BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida; 
RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR; 
rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real Antes dos Impostos; 
rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e 
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais. 
 
49. 
A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais - 
RCOE – é calculado conforme equação abaixo. 
 
𝑹𝑪𝑶𝑬 =
𝒓𝒑−𝒓𝒇
𝟏−𝒕× 𝟎, 𝟓× 𝑷×
𝑪𝑨𝑶𝑴
𝑪𝑨𝑶𝑴+𝑪𝑨𝑨−𝑹𝑪𝑶𝑬× 𝑶𝑬𝑺𝒃       (12) 
 
onde: 
             𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais;  
𝑟𝑝: Custo de Capital Próprio (nominal); 
𝑟𝑓: Remuneração do Ativo Livre de Risco (nominal); 
𝑡: Impostos e Contribuições sobre a Renda; 
𝑃: Participação do Capital Próprio no Capital Total; 
𝐶𝐴𝑂𝑀: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
𝐶𝐴𝐴: Custo Anual dos Ativos; e 
𝑂𝐸𝑆𝑏: Obrigações Especiais Bruta. 
 
50. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que 
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados, e, tem por finalidade, recompor os 
ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil. 
 
51. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base de 
Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a seguir: 
 
𝑸𝑹𝑹= 𝑩𝑹𝑹𝒃∙𝜹        (13) 
onde: 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória; 
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e 
: Taxa média de depreciação das instalações. 
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(Fls. 12 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
52. 
Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as taxas anuais 
de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – 
MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 02 de junho de 2009. 
 
III.3.3.1 CUSTO DE CAPITAL 
 
53. 
Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado de 
Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda, sendo 
expresso pela seguinte fórmula: 
 
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪= (𝑷𝑽
⁄ ) ∙𝒓𝒑+ (𝑫𝑽
⁄ ) ∙𝒓𝒅    (14) 
 
onde: 
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais; 
rP: custo do capital próprio real depois de impostos; 
rD: custo da dívida real depois de impostos; 
P: capital próprio; 
D: capital de terceiros ou dívida; e 
V: soma do capital próprio e de terceiros; 
 
54. 
A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor em um 
investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro.  
 
55. 
Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada, partiu-se do levantamento 
de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, nos anos de 2011, 2012 e 2013, 
resultando no percentual de participação de capital de terceiros (D/V) de 48,76%. 
 
56. 
Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno CAPM (Capital 
Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de ativos de distribuição de 
energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte equação: 
 
𝒓𝑷= 𝒓𝒇+ 𝜷∙(𝒓𝒎−𝒓𝒇) + 𝒓𝑩      (15) 
 
onde:  
rP: custo de capital próprio; 
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco; 
: beta do setor regulado; 
rm-rf: prêmio de risco do mercado de referência; e 
rB: prêmio de risco país. 
 
57. 
Para o custo de capital de terceiros, adota-se uma abordagem similar à do capital próprio, ou 
seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos para se emprestar 
recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de terceiros é calculado então pelo 
método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão: 
 
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(Fls. 13 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
𝒓𝒅= 𝒓𝒇+ 𝒓𝑪+ 𝒓𝑩      (16) 
 
onde:  
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco; 
rc: prêmio de risco de crédito; e 
rB: prêmio de risco país. 
 
58. 
A tabela a seguir ilustra o cálculo do custo médio ponderado de capital para uma 
concessionária que tenha alíquota de 34%, a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e Contribuição 
Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL). 
 
Tabela 5: Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC 
CUSTO DE CAPITAL 
Proporção de Capital Próprio 
51,24% 
Proporção de Capital de Terceiros 
48,76% 
Taxa livre de risco 
5,64% 
Prêmio de risco de Mercado 
7,56% 
Beta médio alavancado 
0,70 
Prêmio de risco do negócio 
5,31% 
Inflação americana considerada 
2,41% 
Prêmio de risco país 
2,62% 
Custo de capital próprio real 
10,90% 
  
  
Prêmio de risco de crédito 
3,37% 
Custo de dívida real 
5,14% 
  
CUSTO MÉDIO PONDERADO 
WACC real antes de impostos* 
12,26% 
WACC real depois de impostos 
8,09% 
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34% 
 
59. 
Para aplicação tarifária, considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos impostos 
a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às tarifas dos consumidores como se segue abaixo: 
 
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é =
(𝑷𝑽
⁄ )∙𝒓𝒑+(𝑫𝑽
⁄ )∙𝒓𝒅
𝟏−𝑻
      (17) 
 
60. 
Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal diferenciado, 
de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas finais inferiores ao valor de 
34%, seriam consideradas as seguintes alíquotas: 
 
a) para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as alíquota 
de IRPJ e CSSL somam 0,00% (zero); 
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CUSTO DE CAPITAL  
Proporção de Capital Próprio  51,24%
Proporção de Capital de Terceiros  48,76%
Taxa livre de risco  5,64%
Prêmio de risco de Mercado  7,56%
Beta médio alavancado  0,70
Prêmio de risco do negócio  5,31%
Inflação americana considerada  2,41%
Prêmio de risco país  2,62%
Custo de capital próprio real  10,90%
  
Prêmio de risco de crédito  3,37%
Custo de dívida real  5,14%
  
CUSTO MÉDIO PONDERADO  
WACC real antes de impostos*  12,26%
WACC real depois de impostos  8,09%
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%  

(Fls. 14 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as alíquotas 
de IRPJ e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na área de 
concessão sujeita ao benefício fiscal; 
c) 
para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as 
alíquotas de IRPJ e CSLL somam 24%; 
d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%. 
 
61. 
Para aplicação tarifária considerar-se-ia o WACC conforme tabela abaixo:  
 
Tabela 6: WACC antes de Impostos 
WACC 
Alíquota de 
IRPJ e CSLL 
Taxa 
(rwacc-pré) 
WACC real antes dos impostosa 
Isento 
9,97% 
WACC real antes dos impostosb 
15,25% 
10,77% 
WACC real antes dos impostosc 
24% 
11,45% 
WACC real antes dos impostosd 
34% 
12,26% 
a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda; 
b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM; 
c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e 
d) todas as demais. 
 
62. 
Também será deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor 
de recursos da RGR junto a Eletrobrás, referente ao terceiro mês anterior à data base do laudo de avaliação 
da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR 
serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da empresa ao custo de capital regulatório (WACC). 
 
63. 
O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será 
remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário contempla 
atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário são 
corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória.  
 
64. 
Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) serão remunerados pelo 
custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 0,73% a.a., e os recursos da RGR não destinados ao PLpT 
serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros disponíveis às distribuidoras de 
energia elétrica, de 2,88% a.a. em termos reais. 
 
III.3.3.2 BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA 
 
65. 
Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público de 
distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser observadas as 
seguintes diretrizes: 
 
a) A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP) deve ser 
“blindada”. Entende- se como base blindada os valores aprovados por laudo de avaliação 
ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e as 
respectivas atualizações; 
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WACC    Alíquota de
IRPJ e CSLL  Taxa
(r )
wacc-pré  
  WACC real antes dos impostosa  Isento  9,97%  
  WACC real antes dos impostosb  15,25%  10,77%  
  WACC real antes dos impostosc  24%  11,45%  
  WACC real antes dos impostosd  34%  12,26%  

(Fls. 15 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
b) As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde que ainda 
em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão tarifária; 
 
c) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de 
remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base do 
terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b); 
 
d) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês anterior ao mês 
da atual revisão tarifária; 
 
e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IGP-M, entre a data-base do 
laudo de avaliação e a data da revisão tarifária; 
 
66. 
Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica 
somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente utilizados no 
serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de remuneração aqueles 
ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR. 
 
67. 
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como da 
remuneração e quota de reintegração.  
 
Tabela 7 – Remuneração do Capital e Quota de Reintegração 
 
 
 
Descrição
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
5.190.165.397
      
(2) Índice de Aproveitamento Integral
87.768.796
           
(3) Obrigações Especiais Bruta
384.138.825
         
(4) Bens Totalmente Depreciados
1.137.681.644
      
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
3.580.576.131
(6) Depreciação Acumulada
2.938.509.773
      
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso)
2.251.655.624
      
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
14.226.763
           
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR)
2.237.428.861
      
(10) Almoxarifado em Operação
4.284.234
             
(11) Ativo Diferido
-
                        
(12) Obrigações Especiais Líquida
335.595.697
         
(13) Terrenos e Servidões
25.873.416
           
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13)
1.931.990.814
(15) Saldo RGR PLPT
2.240.836
             
(16) Saldo RGR Demais Investimentos
25.077.988
           
(17) Taxa de Depreciação
3,72%
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
133.197.432
         
(19) Remuneração de Obrigações Especiais
5.640.523
             
(20) Remuneração do Capital
239.891.913
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO
48581.002575/2016-00

(Fls. 16 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
68. 
O valor da Base de Remuneração Regulatória foi informado pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF por meio do Memorando nº 429/2016-SFF/ANEEL, de 02 de agosto 
de 2016.   
 
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI). 
 
69. 
O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, refere-se 
aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardwares, softwares, veículos 
e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo. 
 
70. 
Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no Ativo 
Imobilizado em Serviço (AIS), que comporá a base de remuneração. Esses ativos são determinados como uma 
relação do AIS. A BAR será determinada pela formulação a seguir: 
 
𝑩𝑨𝑹= 𝟒, 𝟒𝟗𝟓𝟔∙(𝑨𝑰𝑺−𝑰𝑨)−𝟎,𝟐𝟏+𝟏∙(𝑰𝑮𝑷𝑴𝟏/𝑰𝑮𝑷𝑴𝟎)𝟎,𝟐𝟏     (18) 
 
onde: 
𝐵𝐴𝑅: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos 
não elétricos (instalações móveis e imóveis); 
𝐴𝐼𝑆: Ativo imobilizado em serviço aprovado na quarta revisão; 
𝐼𝐴: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na quarta revisão; 
𝐼𝐺𝑃𝑀1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e 
𝐼𝐺𝑃𝑀0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011. 
 
71. 
Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade, é necessário 
segregá-la em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:  
 
Tabela 8: Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos 
Grupo de Ativos 
(% da BAR) 
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅𝐴) 
25% 
Veículos (𝐵𝐴𝑅𝑉) 
25% 
Sistemas (BARI) 
50% 
 
72. 
Uma vez segregada, as Anuidades são dadas por: 
 
𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰= 𝑪𝑨𝑳+ 𝑪𝑨𝑽+ 𝑪𝑨𝑰       (19) 
 
onde: 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades); 
CAL: Custo Anual de Aluguéis; 
CAV: Custo Anual de Veículos; e 
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática. 
 
73. 
As Anuidades serão calculadas em regime, com depreciação linear na vida útil e com 
remuneração sobre 50% do investimento. 
 
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  Grupo de Ativos      (% da BAR)  
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅 )
𝐴      25%    
Veículos (𝐵𝐴𝑅 )
𝑉      25%    
Sistemas (BAR )
I      50%    

(Fls. 17 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
𝑪𝑨(𝑳/𝑽/𝑰) = 𝑩𝑨𝑹𝑨/𝑽/𝑰 ∙[
𝟏
𝑽𝑼𝑨/𝑽/𝑰+
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é
𝟐
]         (20) 
 
onde: 
CA(L/V/I): Custo Anual de: A: Aluguéis / V:Veículos / I:Sistemas de Informática; 
BARA/V/I: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados 
para infraestrutura de: A:imóveis de uso administrativos / V: veículos / I: Sistemas de 
informática; e 
VUA/V/I: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle 
Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE: A: 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade de 
Cadastro) “Edificação – outras” e 15% referente ao TUC “Equipamento Geral” / V: referente ao 
TUC “Veículos” / I:referente ao TUC “Equipamento Geral de Informática”. 
 
74. 
A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI: 
 
Tabela 9: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI 
 
 
III.3.5 AJUSTE DA PARCELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO 
DE INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE 
 
75. 
Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção - CAOM e ao Custo Anual dos Ativos – 
CAA, é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.  
 
76. 
O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, considera os 
ganhos potenciais de produtividade entre o ano anterior à revisão tarifária, o período de referência e o período 
em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze meses posteriores à revisão. 
 
77. 
O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm), a ser aplicado na revisão tarifária periódica de 
cada concessionária, no ajuste do Valor da Parcela B, é definido a partir da produtividade média do setor de 
distribuição, do crescimento médio do mercado faturado e do número de unidades consumidoras da 
concessionária, entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme equação a seguir: 
 
𝑷𝒎(𝒊): = 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟏𝟒× (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊) −∆𝑴𝑾𝒉
̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅) −𝟎, 𝟎𝟒× (∆𝑼𝑪(𝒊) −∆𝑼𝑪
̅̅̅̅̅̅)    (21) 
 
onde: 
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.; 
Descrição
Valores (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR)
339.821.090
               
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA)
152.919.490
               
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV)
40.778.531
                 
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI)
146.123.069
               
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL)
17.215.990
                 
(6) Anuidade - Veículos (CAV)
8.325.228
                   
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI)
36.527.734
                 
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7)
62.068.953
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(Fls. 18 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária 
anterior e a revisão tarifária em processamento;  
∆𝑀𝑊ℎ
̅̅̅̅̅̅̅̅̅: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.; 
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da 
concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e 
∆𝑈𝐶
̅̅̅̅̅̅ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a. 
 
78. 
O Fator de Ajuste de Mercado, calculado para aplicação na atual revisão tarifária, é de 1,11%. 
 
79. 
Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, são considerados os indicadores 
Duração Equivalente de Interrupção (DEC) e Frequência Equivalente de Interrupção (FEC). O mecanismo 
busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho relativo entre as 
distribuidoras.  
 
80. 
A CEEE situa-se no período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, quanto à aplicação 
da metodologia definida pelo Submódulo 2.5 do PRORET, descrita na seção III.5.3 desta Nota Técnica. Para 
os processos de revisão tarifária de concessionárias cujas datas situam-se no período de abril de 2016 e março 
de 2017 apenas os indicadores de qualidade técnica DEC e FEC são considerados. Após este período 
indicadores de qualidade comercial serão adicionados de forma gradativa até o fim do período de transição em 
março de 2019. 
 
81. 
O Fator de Ajuste de Qualidade calculado para aplicação na atual revisão tarifária foi definido 
em -0,54%. 
 
82. 
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária da CEEE. 
 
Tabela 10: Cálculo da Parcela B ajustada 
 
 
 
 
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR) 
 
83. 
As outras receitas podem ser classificadas em duas categorias, conforme sua natureza: em 
“receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis 
Descrição
Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM)
391.747.562
Custos Operacionais (CO)
364.641.059,96
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi)
7.925.449,04
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse)
19.181.052,58
Custo Anual dos Ativos (CAA)
435.158.298
Remuneração do Capital (RC)
239.891.913,28
Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
133.197.432,08
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI)
62.068.952,64
Parcela B (VPB)
826.905.860
 Índice de Produtividade da Parcela B
1,11%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade
-0,54%
Parcela B com ajustes
822.195.026
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(Fls. 19 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
e “receitas de atividades acessórias”, que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do 
contrato de concessão, exercida por conta e risco das concessionárias. As atividades acessórias subdividem-
se em 2 subgrupos:  
 
a) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade regulada, 
prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como: arrecadação de convênios 
ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de faturas de terceiros por meio de 
estrutura própria de arrecadação; veiculação de propaganda ou publicidade em fatura de energia 
elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos; 
compartilhamento de infraestrutura; serviços de avaliação técnica e de aferição de medidores em 
laboratório próprio; e operacionalização de serviço de créditos tributários. 
 
b) Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como atividade não 
regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de distribuição de energia 
elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por terceiros, observando-se a 
legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da concorrência. São elas: elaboração 
de projeto, construção, expansão, operação, manutenção ou reforma de: (1) redes de distribuição 
de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento 
dos empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia elétrica 
destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de energia; (4) 
instalações elétricas internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: (6) padrões de 
entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas de medição de energia 
elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; e (9) 
sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do consumo de energia elétrica e instalação 
de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa e 
Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei; serviços de comunicação 
de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades acessórias previstas. 
 
84. 
O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será de 60% 
da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins de estimular a 
eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço de 
distribuição de energia elétrica. 
 
85. 
Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias complementares 
também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens: a) (8) geradores, incluindo-
se unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de iluminação pública, b) eficientização 
do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos 
projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços 
de comunicação de dados, os quais o percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta. 
 
86. 
Desse modo, para cada natureza de receita há um percentual que deve ser revertido à 
modicidade tarifária, nos termos do Submódulo 2.7 do PRORET. A tabela a seguir sintetiza o cálculo de “Outras 
Receitas”. 
 
 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 11: Outras Receitas 
 
 
 
III.4 PARCELA A 
 
87. 
O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as condições 
vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de energia elétrica (CE), 
os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão (CT) e os custos com Encargos 
Setoriais (ES).  
 
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE) 
 
III.4.1.1 TIPOS DE CONTRATOS E REGRAS DE PRECIFICAÇÃO 
 
88. 
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 a um consumo inferior a esse patamar. 
 
89. 
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”.  
 
90. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica, no cumprimento da obrigação de 
contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição, são:  
 
Descrição das atividades
Compartilhamento
Receita Regulatória
Serviços Cobráveis
60%
7.641.048,54
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros
60%
1.905.341,63
Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D
50%
0,00
Veiculação de publicidade
60%
0,00
Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos
60%
0,00
Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses)
60%
14.377.627,46
Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores.
60%
0,00
Operacionalização de serviço de créditos tributários
60%
0,00
Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:
(1)  redes de distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos 
empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras;
60%
0,00
(2)  redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão;
60%
0,00
(3)  subestações de energia;
60%
0,00
(4)  instalações elétricas internas de unidades consumidoras;
60%
12.239,35
(5)  banco de capacitores:
60%
0,00
(6)  padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão;
60%
0,00
(7)  sistemas de medição de energia elétrica;
60%
0,00
(8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída;
30%
0,00
(9)  sistemas de iluminação pública.
60%
0,00
Eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de 
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei
30%
0,00
Serviços de comunicação de dados
30%
0,00
Serviços de consultoria
60%
0,00
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 082BE14C00394757 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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48581.002575/2016-00
Descrição das atividades Compartilhamento Receita Regulatória  
Serviços Cobráveis 60% 7.641.048,54  
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros 60% 1.905.341,63
Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D 50% 0,00
Veiculação de publicidade 60% 0,00
Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos 60% 0,00
Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses) 60% 14.377.627,46
Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores. 60% 0,00
Operacionalização de serviço de créditos tributários 60% 0,00  
Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:  
(1) redes de distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos
60% 0,00
empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras;
(2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; 60% 0,00
(3) subestações de energia; 60% 0,00
(4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; 60% 12.239,35
(5) banco de capacitores: 60% 0,00
(6) padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; 60% 0,00
(7) sistemas de medição de energia elétrica; 60% 0,00
(8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; 30% 0,00
(9) sistemas de iluminação pública. 60% 0,00
Eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de
30% 0,00
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei
Serviços de comunicação de dados 30% 0,00
Serviços de consultoria 60% 0,00  
  

(Fls. 21 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 Contratos Bilaterais: são os 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 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; 
 
 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: referem-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: referem-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: referem-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; 
 
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração própria da 
concessionária de distribuição, com mercado inferior a 500 GWh/ano, e aquelas que atendem 
os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado, conforme dispõe 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 distribuidora/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; 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 082BE14C00394757 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO
48581.002575/2016-00

(Fls. 22 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 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.4.1.2 ENERGIA REQUERIDA 
 
91. 
Além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores, há que se considerar que 
nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Perdas de energia são inerentes à natureza 
do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica. Cabe à ANEEL definir, a cada 
revisão tarifária, um referencial regulatório de perdas, que leve em consideração o desempenho da 
concessionária nos segmentos de perdas que tenha maior gestão.  
 
92. 
As perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema 
de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e Perdas na Distribuição, que podem 
ser de natureza técnica ou não técnica. 
 
93. 
As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de 
transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária. As perdas não técnicas, 
por sua vez, representam todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica, tais como furtos 
de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de 
medição etc. São medidas pela diferença entre as Perdas na Distribuição e as Perdas Técnicas. 
 
94. 
As Perdas Técnicas são calculadas levando-se em consideração as características do sistema 
de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos condutores, 
tipos de transformadores etc. São calculadas as perdas nas redes de distribuição em alta, média e baixa tensão, 
subestações, transformadores de distribuição, além dos ramais de ligação e medidores.  O Módulo 7 dos 
Procedimentos de Distribuição - PRODIST detalha a metodologia empregada para o cálculo das perdas 
técnicas. O nível de perdas técnicas calculado, como percentual da energia injetada, é mantido constante em 
todos os processos tarifários, até a revisão subsequente.  
 
95. 
O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela 
Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 346/2016 – SRD/ANEEL, 
no percentual de 5,94% sobre a energia injetada.  
 
96. 
O referencial regulatório para as Perdas Não Técnicas é redefinido a cada revisão tarifária e 
pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor de perdas não técnicas 
a cada reajuste tarifário, ou na forma de uma meta fixa, em que o nível de perdas não técnicas reconhecido 
nas tarifas, sempre referenciado em termos de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, se 
mantém constante ao longo do ciclo tarifário. 
 
97. 
A abordagem adotada pela ANEEL, para a definição dos limites de perdas não técnicas, é o da 
comparação de desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão com certo grau de 
semelhança. Essa comparação se dá, essencialmente, a partir da construção de um ranking de complexidade 
no combate às perdas não técnicas, que busca mensurar de forma objetiva o nível de dificuldade enfrentado 
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO
48581.002575/2016-00

(Fls. 23 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as fraudes e os furtos de energia em sua área de 
concessão. 
 
98. 
A partir da formulação do ranking é possível afirmar quais distribuidoras que atuam em áreas 
mais complexas, e que ainda assim tenham alcançado níveis mais baixos de perdas não técnicas, sejam 
referências de eficiência, e possam, portanto, ser utilizadas para se definir trajetórias de redução de perdas não 
técnicas para as demais. Cabe ressaltar que, além da análise de eficiência comparativa das distribuidoras, a 
avaliação também considera o desempenho passado da própria distribuidora, que pode servir de referencial 
regulatório quando os níveis de perdas não técnicas tiverem crescido.  
 
99. 
O ponto de partida para o referencial regulatório de perdas não técnicas é definido, regra geral, 
pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada 
pela distribuidora, considerando eventuais ajustes e exceções previstas no Submódulo 2.6 do PRORET, se for 
o caso. A meta para o final do ciclo, por sua vez, considera o desempenho de distribuidoras que atuem em 
áreas tão ou mais complexas, sob o ponto de vista do combate às perdas não técnicas, e que tenham 
desempenho melhores. Caso a concessionária, em processo de revisão, possua patamares reais de perdas 
não técnicas superiores aos considerados adequados pela ANEEL, o nível médio de perdas não técnicas das 
empresas benchmarks passa a ser referencial para a definição da meta, que deve observar a velocidade 
potencial de redução.  
 
100. 
As tabelas a seguir sintetizam o cálculo das perdas não técnicas para a concessionária. 
 
Tabela 12: Perdas Regulatórias 
 
 
Descrição
Perdas Não Técnica (% BT)
1. Meta 3º Ciclo (Faturada)
8,45%
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos anos)
1,94%
3. Meta 3º Ciclo (Medida) [1. + 2.]
10,39%
4. Média Histórico (Medida)
26,12%
5. Ponto de Partida [ = máximo (7,5% e Mínimo (3. e 4.) ]
10,39%
6. Ponto de Partida (faturado)
8,45%
Descrição
Modelo C
Modelo G
Modelo K
Empresa Benchmark
 ESE 
 ESE 
 ESE 
5. Perda Benchmark (PNT/BT)
4,74%
4,74%
4,74%
6. Perda CEEE (PNT/BT)
25,29%
25,29%
25,29%
7. Probabilidade de Comparação
94,46%
92,63%
79,83%
8. Meta baseada em cada Benchmark   [ 7. x 5. + ( 1.- 7.) x 6. ] 
5,88%
6,26%
8,89%
9. Meta média dos Benchmarks  [média( 8 ) ]
10. Ponto de Partida (PNT/BT)
11. Meta = Mínimo (9 e 10) 
12. Meta (Faturado)
2 - Cálculo do Ponto de Chegada
7,01%
10,39%
7,01%
5,07%
1 - Cálculo do Ponto de Partida 
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1 - Cálculo do Ponto de Partida    
Descrição  Perdas Não Técnica (% BT)  
1. Meta 3º Ciclo (Faturada)  8,45%
1,94%
10,39%
26,12%  
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos anos)    
3. Meta 3º Ciclo (Medida) [1. + 2.]    
4. Média Histórico (Medida)    
5. Ponto de Partida [ = máximo (7,5% e Mínimo (3. e 4.) ]  10,39%  
6. Ponto de Partida (faturado)  8,45%  
2 - Cálculo do Ponto de Chegada        
Descrição  Modelo C  Modelo G  Modelo K  
Empresa Benchmark  ESE  ESE  ESE  
5. Perda Benchmark (PNT/BT)  4,74%  4,74%  4,74%  
6. Perda CEEE (PNT/BT)  25,29%  25,29%  25,29%  
7. Probabilidade de Comparação  94,46%  92,63%  79,83%  
8. Meta baseada em cada Benchmark [ 7. x 5. + ( 1.- 7.) x 6. ]  5,88%  6,26%  8,89%  
9. Meta média dos Benchmarks [média( 8 ) ]  7,01%      
10. Ponto de Partida (PNT/BT)  10,39%      
11. Meta = Mínimo (9 e 10)  7,01%      
12. Meta (Faturado)  5,07%      
        

(Fls. 24 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
101. 
No caso da CEEE, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, a meta definida no ciclo 
anterior, de 10,39% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do ciclo, propõe-se 
o percentual de 7,02% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, tendo em vista que para a 
CEEE foi identificada uma referencial de perdas por benchmarking inferior ao ponto de partida da trajetória.  
 
102. 
A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo de revisão 
tarifária. 
 
Tabela 13: Energia Requerida 
 
 
103. 
A Energia Vendida representa toda energia faturada pela concessionária de seu mercado cativo, 
consumo próprio e energia suprida a outras distribuidoras. As perdas na Rede Básica são apuradas em cada 
processo tarifário, com base nas medições dos últimos 12 meses das perdas apuradas na Rede Básica e nas 
Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso compartilhada, contabilizadas pela Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.  
 
III.4.1.3 VALORAÇÃO DA COMPRA DE ENERGIA 
 
104. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no contrato 
de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 5.163/2004. 
 
105. 
Também é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 
10/12/2013, que estabelece 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 
data da revisão. 
 
106. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-se o Balanço 
Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica, considerando o período de 
referência em questão. 
Descrição
Ponto Partida
2016
2017
2018
2019
2020
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta)
10,39%
9,71%
9,04%
8,36%
7,68%
7,01%
Velocidade de Redução (a.a)
-0,68%
-0,68%
-0,68%
-0,68%
-0,68%
Limite de Redução (a.a)
-0,36%
-0,32%
-0,28%
-0,24%
-0,21%
Referencial Regulatório PNT/BT (medido)
10,39%
10,03%
9,71%
9,44%
9,19%
8,98%
Diferença entre medido e faturado
1,94%
1,94%
1,94%
1,94%
1,94%
1,94%
Referencial Regulatório PNT/BT (faturado)
8,45%
8,09%
7,77%
7,50%
7,25%
7,04%
Referencial Regulatório PT/Einj
5,99%
5,99%
5,99%
5,99%
5,99%
5,99%
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
7.297.864
          
7.297.864
          
Fornecimento
7.297.864
          
7.297.864
          
Consumidores Livres
871.218
             
871.218
             
Perdas Totais
1.216.404
          
1.137.414
          
Perdas Rede B.
196.012
             
209.380
             
Perdas na Distribuição
1.020.392
          
928.034
             
Perda Não Técnica
403.538
             
386.276
             
Perda Técnica
616.854
             
541.757
             
Energia Requerida
8.514.269
          
8.435.278
          
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Descrição  Ponto Partida  2016  2017  2018  2019  2020
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta)  10,39%  9,71%  9,04%  8,36%  7,68%  7,01%
Velocidade de Redução (a.a)    -0,68%  -0,68%  -0,68%  -0,68%  -0,68%
Limite de Redução (a.a)    -0,36%  -0,32%  -0,28%  -0,24%  -0,21%
Referencial Regulatório PNT/BT (medido)  10,39%  10,03%  9,71%  9,44%  9,19%  8,98%
Diferença entre medido e faturado  1,94%  1,94%  1,94%  1,94%  1,94%  1,94%
Referencial Regulatório PNT/BT (faturado)
Referencial Regulatório PT/Einj  8,45%
5,99%  8,09%
5,99%  7,77%
5,99%  7,50%
5,99%  7,25%
5,99%  7,04%
5,99%
Descrição DRA (MWh) DRP (MWh)
Mercado Total 7 .297.864 7 .297.864
Fornecimento 7.297.864 7.297.864
Consumidores Livres 871.218 871.218
Perdas Totais 1 .216.404 1 .137.414
Perdas Rede B. 196.012 209.380
Perdas na Distribuição 1.020.392 928.034
Perda Não Técnica 403.538 386.276
Perda Técnica 616.854 541.757
Energia Requerida 8 .514.269 8 .435.278

(Fls. 25 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
107. 
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.  
 
108. 
No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia, foram adotados os 
seguintes procedimentos:  
 
a) 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; 
 
b) 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; 
 
c) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se, além 
da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de cobertura 
tarifária aprovada pela AP 081/2015, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de bandeiras e 
definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016. O mecanismo das bandeiras tarifárias, 
iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao consumidor do custo de geração de 
energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma antecipação da receita necessária para cobrir 
os custos adicionais com geração térmica em condições hidrológicas desfavoráveis. Para o cálculo do preço 
de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em conta o fato de que para patamares de geração 
térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28 R$/MWh, as concessionárias obterão receita 
adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, os valores de CMO utilizados para obter a 
previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por disponibilidade foram fixados em 211,28 
R$/MWh para os 12 meses subsequentes; 
 
d) 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; 
 
e) 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 
disponíveis do ano anterior, considerando atualização de preços, pelo IGP-M. Essas informações serão 
atualizadas até o fim da Audiência Pública; 
 
f) 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. 
 
109. 
A tabela a seguir resume o custo com compra de energia. 
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 082BE14C00394757 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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(Fls. 26 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 14: Custo com Compra de Energia
 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa             
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
4.969.389,44
                   
4.197.781,07
                   
227,42
    
954.666.596,79
          
4º LEE 2009-08
40.316,89
                        
34.056,79
                        
180,10
    
6.133.513,04
              
4º LEE 2009-08 (MCSD)
(7.881,94)
                         
(6.658,09)
                         
180,10
    
(1.199.099,58)
             
4º LEE 2009-08 (MCSD) agosto
(1.803,06)
                         
(1.523,09)
                         
180,10
        
(274.303,67)
                
12º LEE 2014 36M (MCSD)  agosto/ Nova regra
(3.346,41)
                         
(2.826,81)
                         
176,63
    
(499.312,53)
                
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
(14.959,92)
                       
(12.637,06)
                       
176,63
    
(2.232.143,60)
             
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
209,38
                             
176,87
                             
176,63
    
31.240,62
                   
12º LEE 2014 36M/ Nova regra
76.524,26
                        
64.642,17
                        
176,63
    
11.418.054,86
            
13º LEE 2014-05 DISP
303.537,11
                      
256.406,21
                      
370,20
    
94.921.290,68
            
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) agosto/ Regra esp. do 13º LE
(35.409,89)
                       
(29.911,72)
                       
320,12
    
(9.575.218,13)
             
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
2.530,30
                          
2.137,42
                          
320,12
    
684.221,85
                 
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
(151.801,25)
                     
(128.230,73)
                     
320,12
    
(41.048.702,95)
           
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE
776.527,11
                      
655.953,99
                      
320,12
    
209.981.343,69
          
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP
134.584,54
                      
113.687,29
                      
296,19
    
33.672.788,35
            
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) agosto/ Nova regra
(8.139,49)
                         
(6.875,66)
                         
222,45
    
(1.529.508,93)
             
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra
(34.297,00)
                       
(28.971,63)
                       
222,45
    
(6.444.819,73)
             
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra
175.458,36
                      
148.214,54
                      
222,45
    
32.970.738,43
            
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T
(2.821,64)
                         
(2.383,51)
                         
299,82
    
(714.615,90)
                
1º LEN A-3 2008-15 T
157.384,56
                      
132.947,10
                      
299,82
    
39.859.691,34
            
1º LEN  redução COCAL A-3 2008-15 T
(2.166,39)
                         
(1.830,01)
                         
299,82
    
(548.666,33)
                
1º LEN A-3 2008-30 H
22.401,32
                        
18.923,02
                        
201,11
    
3.805.595,26
              
4º LEN A-3 2010-15 T
39.260,63
                        
33.164,54
                        
326,05
    
10.813.205,81
            
6º LEN A-3 2011-15 T
19.819,43
                        
16.742,02
                        
188,92
    
3.162.892,69
              
8º LEN A-3 2012-15 T
465,05
                             
392,84
                             
312,65
    
122.821,48
                 
8º LEN A-3 2012-30 H
46,51
                               
39,28
                               
230,48
    
9.054,28
                     
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra
51.682,91
                        
43.657,98
                        
137,45
    
6.000.987,11
              
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T
45.974,71
                        
38.836,11
                        
144,58
    
5.614.899,54
              
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T
49.684,48
                        
41.969,86
                        
144,58
    
6.067.975,00
              
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra
23.108,81
                        
19.520,65
                        
137,33
    
2.680.836,01
              
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra
19.011,90
                        
16.059,88
                        
147,88
    
2.374.971,33
              
17º LEN DIS-2016/ Nova regra
166.368,07
                      
140.535,72
                      
147,88
    
20.782.740,31
            
1º LEN A-4 2009-15 T
105.647,30
                      
89.243,21
                        
299,63
    
26.739.932,29
            
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T
(1.799,78)
                         
(1.520,33)
                         
299,63
    
(455.535,56)
                
1º LEN  redução COCAL A-4 2009-15 T
(1.121,27)
                         
(947,16)
                            
299,63
    
(283.798,55)
                
1º LEN A-4 2009-30 H
9.393,97
                          
7.935,35
                          
214,89
    
1.705.248,78
              
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés
(313,52)
                            
(264,84)
                            
216,32
    
(57.289,81)
                  
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés
(179,98)
                            
(152,03)
                            
216,32
    
(32.887,92)
                  
1º LEN A-5 2010-15 T
261.276,32
                      
220.707,36
                      
264,77
    
58.436.091,90
            
1º LEN A-5 2010-30 H
280.259,11
                      
236.742,64
                      
216,32
    
51.212.592,85
            
01º LEN A-5 2010-30 H  - Retirada Porto Goés
(2.403,95)
                         
(2.030,68)
                         
216,32
    
(439.281,03)
                
3º LEN A-5 2011-15 T
105.544,21
                      
89.156,12
                        
286,24
    
25.519.694,12
            
3º LEN A-5 2011-30 H
112.251,69
                      
94.822,11
                        
222,09
    
21.058.774,24
            
5º LEN A-5 2012-15 T
230.399,26
                      
194.624,64
                      
247,05
    
48.082.058,48
            
5º LEN A-5 2012-30 H
106.188,88
                      
89.700,69
                        
227,92
    
20.444.818,09
            
7º LEN A-5 2013-15 T
697.171,88
                      
588.920,42
                      
246,75
    
145.315.279,56
          
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra
50.734,33
                        
42.856,70
                        
138,63
    
5.941.395,37
              
13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra
119.247,36
                      
100.731,55
                      
138,63
    
13.964.818,18
            
13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra
29.371,57
                        
24.810,98
                        
120,39
    
2.987.008,98
              
15º LEN DIS20-2017/ Nova regra
11.366,95
                        
9.601,98
                          
109,68
    
1.053.175,94
              
15º LEN QTD30-2017/ Nova regra
48.086,04
                        
40.619,61
                        
116,57
    
4.734.948,00
              
3º LFA EOL-2017/ Nova regra
1.420,37
                          
1.199,83
                          
189,46
    
227.315,12
                 
Estruturante Santo Antônio
300.353,82
                      
253.717,20
                      
137,65
    
34.925.237,18
            
Estruturante Santo Antônio - MCSD
(88.134,36)
                       
(74.449,54)
                       
137,65
    
(10.248.291,11)
           
Estruturante Santo Antônio - MCSD
2.157,05
                          
1.822,12
                          
137,65
    
250.822,36
                 
Estruturante Jirau
640.716,11
                      
541.230,66
                      
121,07
    
65.529.072,85
            
Estruturante Jirau - MCSD
11.760,55
                        
9.934,46
                          
121,07
    
1.202.807,40
              
Estruturante Jirau - MCSD
(108.264,84)
                     
(91.454,31)
                       
121,07
    
(11.072.758,32)
           
Estruturante Belo Monte - MCSD
55.838,76
                        
47.168,55
                        
120,01
    
5.660.800,52
              
Estruturante Belo Monte - MCSD
150.152,24
                      
126.837,76
                      
120,01
    
15.222.076,55
            
Bilaterais
53.758,08
                        
45.410,94
                        
253,91
    
11.530.269,06
            
JAGUARI ENERGÉTICA S.A.
53.758,08
                        
45.410,94
                        
253,91
        
11.530.269,06
            
Energia Base
4.925.847,09
                   
4.192.085,99
                   
116,71
    
489.264.209,20
          
Cota Angra I/Angra II
342.462,65
                      
289.287,70
                      
206,29
    
59.677.158,82
            
Cotas Lei n º 12783/2013
2.461.799,65
                   
2.079.550,43
                   
64,96
      
135.091.552,72
          
Itaipu (tirando as perdas)
1.921.379,34
                   
1.623.042,41
                   
181,45
    
294.495.497,65
          
PROINFA
200.205,46
                      
200.205,46
                      
-
          
-
                              
Total
9.948.994,61
                   
8.435.278,00
                   
172,54
    
1.455.461.075,05
       
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 082BE14C00394757 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO
48581.002575/2016-00
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 4.969.389,44 4.197.781,07 227,42 954.666.596,79  
4º LEE 2009-08 40.316,89 34.056,79 180,10 6.133.513,04
4º LEE 2009-08 (MCSD) ( 7.881,94) ( 6.658,09) 180,10 (1.199.099,58)
4º LEE 2009-08 (MCSD) agosto ( 1.803,06) ( 1.523,09) 180,10 (274.303,67)
12º LEE 2014 36M (MCSD) agosto/ Nova regra ( 3.346,41) ( 2.826,81) 176,63 (499.312,53)
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra ( 14.959,92) ( 12.637,06) 176,63 (2.232.143,60)
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra 209,38 176,87 176,63 31.240,62
12º LEE 2014 36M/ Nova regra 76.524,26 64.642,17 176,63 11.418.054,86
13º LEE 2014-05 DISP 303.537,11 256.406,21 370,20 94.921.290,68
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) agosto/ Regra esp. do 13º LEE ( 35.409,89) ( 29.911,72) 320,12 (9.575.218,13)
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE 2.530,30 2.137,42 320,12 684.221,85
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE ( 151.801,25) ( 128.230,73) 320,12 (41.048.702,95)
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE 776.527,11 655.953,99 320,12 209.981.343,69
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP 134.584,54 113.687,29 296,19 33.672.788,35
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) agosto/ Nova regra ( 8.139,49) ( 6.875,66) 222,45 (1.529.508,93)
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra ( 34.297,00) ( 28.971,63) 222,45 (6.444.819,73)
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra 175.458,36 148.214,54 222,45 32.970.738,43
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T ( 2.821,64) ( 2.383,51) 299,82 (714.615,90)
1º LEN A-3 2008-15 T 157.384,56 132.947,10 299,82 39.859.691,34
1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T ( 2.166,39) ( 1.830,01) 299,82 (548.666,33)
1º LEN A-3 2008-30 H 22.401,32 18.923,02 201,11 3.805.595,26
4º LEN A-3 2010-15 T 39.260,63 33.164,54 326,05 10.813.205,81
6º LEN A-3 2011-15 T 19.819,43 16.742,02 188,92 3.162.892,69
8º LEN A-3 2012-15 T 465,05 392,84 312,65 122.821,48
8º LEN A-3 2012-30 H 46,51 39,28 230,48 9.054,28
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra 51.682,91 43.657,98 137,45 6.000.987,11
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T 45.974,71 38.836,11 144,58 5.614.899,54
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T 49.684,48 41.969,86 144,58 6.067.975,00
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra 23.108,81 19.520,65 137,33 2.680.836,01
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra 19.011,90 16.059,88 147,88 2.374.971,33
17º LEN DIS-2016/ Nova regra 166.368,07 140.535,72 147,88 20.782.740,31
1º LEN A-4 2009-15 T 105.647,30 89.243,21 299,63 26.739.932,29
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T ( 1.799,78) ( 1.520,33) 299,63 (455.535,56)
1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T ( 1.121,27) ( 947,16) 299,63 (283.798,55)
1º LEN A-4 2009-30 H 9.393,97 7.935,35 214,89 1.705.248,78
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés ( 313,52) ( 264,84) 216,32 (57.289,81)
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés ( 179,98) ( 152,03) 216,32 (32.887,92)
1º LEN A-5 2010-15 T 261.276,32 220.707,36 264,77 58.436.091,90
1º LEN A-5 2010-30 H 280.259,11 236.742,64 216,32 51.212.592,85
01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés ( 2.403,95) ( 2.030,68) 216,32 (439.281,03)
3º LEN A-5 2011-15 T 105.544,21 89.156,12 286,24 25.519.694,12
3º LEN A-5 2011-30 H 112.251,69 94.822,11 222,09 21.058.774,24
5º LEN A-5 2012-15 T 230.399,26 194.624,64 247,05 48.082.058,48
5º LEN A-5 2012-30 H 106.188,88 89.700,69 227,92 20.444.818,09
7º LEN A-5 2013-15 T 697.171,88 588.920,42 246,75 145.315.279,56
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra 50.734,33 42.856,70 138,63 5.941.395,37
13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra 119.247,36 100.731,55 138,63 13.964.818,18
13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra 29.371,57 24.810,98 120,39 2.987.008,98
15º LEN DIS20-2017/ Nova regra 11.366,95 9.601,98 109,68 1.053.175,94
15º LEN QTD30-2017/ Nova regra 48.086,04 40.619,61 116,57 4.734.948,00
3º LFA EOL-2017/ Nova regra 1.420,37 1.199,83 189,46 227.315,12
Estruturante Santo Antônio 300.353,82 253.717,20 137,65 34.925.237,18
Estruturante Santo Antônio - MCSD ( 88.134,36) ( 74.449,54) 137,65 (10.248.291,11)
Estruturante Santo Antônio - MCSD 2.157,05 1.822,12 137,65 250.822,36
Estruturante Jirau 640.716,11 541.230,66 121,07 65.529.072,85
Estruturante Jirau - MCSD 11.760,55 9.934,46 121,07 1.202.807,40
Estruturante Jirau - MCSD ( 108.264,84) ( 91.454,31) 121,07 (11.072.758,32)
Estruturante Belo Monte - MCSD 55.838,76 47.168,55 120,01 5.660.800,52
Estruturante Belo Monte - MCSD 150.152,24 126.837,76 120,01 15.222.076,55  
Bilaterais 53.758,08 45.410,94 253,91 11.530.269,06  
JAGUARI ENERGÉTICA S.A. 53.758,08 45.410,94 253,91 11.530.269,06  
Energia Base 4.925.847,09 4.192.085,99 116,71 489.264.209,20  
Cota Angra I/Angra II 342.462,65 289.287,70 206,29 59.677.158,82
Cotas Lei n º 12783/2013 2.461.799,65 2.079.550,43 64,96 135.091.552,72
Itaipu (tirando as perdas) 1.921.379,34 1.623.042,41 181,45 294.495.497,65
PROINFA 200.205,46 200.205,46 - -  
Total 9.948.994,61 8.435.278,00 172,54 1.455.461.075,05  

(Fls. 27 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT) 
 
110. 
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: 
 
111. 
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição 
às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, para 
acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos valores de 
demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da receita anual 
permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes da atividade de 
transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas de TUSTRB, relativa 
ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de fronteira com a Rede 
Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à geradora Itaipu Binacional 
pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas-partes.  
 
112. 
 O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações 
de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às 
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e têm 
reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia 
elétrica. 
 
113. 
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de 
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A despesa 
com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda 
de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW. 
 
114. 
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. 
 
115. 
Os valores dos custos relacionados à transmissão de energia a serem considerados nesta 
revisão tarifária são detalhados na tabela a seguir: 
 
Tabela 15: Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT) 
  
Descrição
Valor (R$)
Rede Básica
93.964.049
                    
Rede Básica Fronteira
34.194.527
                    
Rede Básica ONS (A2)
390.358
                         
MUST Itaipu
19.871.121
                    
Transporte de Itaipu
8.853.267
                      
Conexão
24.565.409
                    
Total
181.838.732,41
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 082BE14C00394757 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO
48581.002575/2016-00
Descrição Valor (R$)  
Rede Básica 9 3.964.049
Rede Básica Fronteira 3 4.194.527
Rede Básica ONS (A2) 3 90.358
MUST Itaipu 1 9.871.121
Transporte de Itaipu 8 .853.267
Conexão 2 4.565.409  
Total 181.838.732,41  

(Fls. 28 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) 
 
116. 
Os Encargos Setoriais são definidos em legislação própria, têm destinação específica e resultam 
de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. A ANEEL não tem competência para criar ou extinguir 
encargos setoriais e os mesmos não representam ganhos de receita para a concessionária que recolhe os 
valores e os repassa aos gestores dos recursos.  
 
117. 
A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, criada pela Lei n.º 10.438/2002 e alterada 
pela Lei n.º 12.783/2013, tem a finalidade de prover recursos para: i) universalização; ii) subvenção à subclasse 
residencial baixa renda; iii) Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; iv) amortização de operações 
financeiras vinculadas à reversão de ativos ao final das concessões; v) a competitividade da energia produzida 
a partir de fonte eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral. As quotas da 
CDE foram definidas originalmente com base nos valores da CCC dos Sistemas Interligados de 2001, cujos 
valores foram reajustados anualmente, a partir de 2002, na proporção do crescimento de mercado de cada 
agente, e, em 2004, também pelo Índice de Preço ao Consumidor Amplo – IPCA (IBGE). A partir da Lei 
12.783/2013, a sistemática fica alterada e as cotas passam a ser definidas em função dos recursos necessários 
para atingir suas finalidades e das demais receitas relacionadas à CDE. 
 
118. 
A cobertura tarifária referente ao encargo CDE considerada nesta revisão tarifária incorpora os 
seguintes valores: 
 
a) quota anual da CDE – USO de R$ 281.335.552,53, paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo 
tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica. 
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, 
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 
2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013. 
 
b) quota anual CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) de R$ 216.193.003,65, paga por todos as 
concessionárias de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado 
Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica.  
 
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta no Ambiente de Contratação 
Regulada – CONTA-ACR, em atendimento ao Decreto nº 8.222, de 1º de abril de 2014, e nos 
termos na Resolução Normativa nº 612, de 16 de abril de 2014. 
 
A CONTA-ACR tem 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 de 
energia elétrica. 
 
O valor da quota anual CDE – ENERGIA (CONTA-ACR) deverá ser recolhido mensalmente à 
CCEE, diretamente na CONTA-ACR, no período de competência de novembro de 2016 a 
outubro de 2017, até o dia 12 do mês subsequente.  
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(Fls. 29 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
c) quota anual CDE – ENERGIA (DEC 7.895) de R$ 100.034.882,57, paga por todos as 
concessionárias de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado 
Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica.  
 
Essa quota é destinada à devolução dos recursos recebidos pelas concessionárias de 
distribuição, no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, para a cobertura de parcela dos 
custos com a exposição involuntária no mercado de curto prazo, o risco hidrológico das usinas 
contratadas em regime de Cotas, e o despacho de termoelétricas por razão de segurança 
energética, em atendimento aos Decretos 7.895/2013 e Decreto 8.203/2014.  
 
119. 
A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH foi criada pela 
Lei n.º 7.990, de 28 de dezembro de 1989. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas 
hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula: CFURH = TAR x GH x 6,75%, em que TAR refere-se à Tarifa 
Atualizada de Referência estabelecida anualmente pela ANEEL (em R$/MWh) e GH é o montante (em MWh) 
da geração mensal da usina hidrelétrica, conforme determina a Resolução ANEEL nº 67/2001. 
 
120. 
A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE foi instituída pela Lei n.º 
9.427, de 26 de dezembro de 1996, posteriormente alterada pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013. Esta 
última reduziu o valor da TFSEE de 0,5% para 0,4% do benefício econômico anual auferido pela concessionária. 
O valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita e destina-se à 
cobertura do custeio de suas atividades. 
 
121. 
A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, instituiu o Programa de Incentivo às Fontes 
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, com o objetivo de aumentar a participação de fontes alternativas 
renováveis na produção de energia elétrica (energia eólica, biomassa e pequena central hidrelétrica). O custeio 
do PROINFA é estabelecido em conformidade com o Plano Anual do PROINFA – PAP, elaborado pela 
ELETROBRAS, conforme o disposto no art. 12 do Decreto no 5.025/2004, sendo suas quotas determinadas 
em função do mercado relativo aos consumidores cativos, livres e autoprodutores (caso o consumo seja maior 
que a geração própria) de cada distribuidora, conforme estabelece a Resolução Normativa ANEEL n° 127/2004. 
 
122. 
O Encargo de Serviços do Sistema – ESS, previsto no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 
2004, representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços 
ancilares, prestados aos usuários do Sistema Interligado Nacional - SIN, que compreenderão, dentre outros: I 
- custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições de 
transmissão dentro de cada submercado; II - a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos 
geradores para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; III - a reserva de 
capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior aos valores de referência estabelecidos para 
cada gerador em Procedimentos de Rede do ONS, necessária para a operação do sistema de transmissão; e 
IV - a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte 
de geração e alívio de cargas. 
 
123. 
O Encargo de Energia de Reserva – EER, conforme previsto no Decreto nº 6.353, de 16 de 
janeiro de 2008, 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 Sistema Interligado Nacional 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 082BE14C00394757 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO
48581.002575/2016-00

(Fls. 30 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
- SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os custos 
administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica do SIN. 
 
124. 
O encargo referente à Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D) foi criado pela Lei nº. 
9.991, de 24 de julho de 2000, que estabelece que concessionárias e permissionárias de serviços públicos de 
distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar anualmente o montante de, no mínimo, 0,75% de sua 
receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no mínimo, 0,25% em programas 
de eficiência energética no uso final, conforme determinam a Resolução ANEEL nº 271/2000 e a Resolução 
Normativa ANEEL nº 316/2008. 
 
125. 
As distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades do Operador 
Nacional do Sistema – ONS. Este tem como atividades a coordenação e o controle da operação dos sistemas 
elétricos interligados e a administração e coordenação da prestação dos serviços de transmissão de energia 
elétrica por parte das transmissoras aos usuários acessantes da rede básica. 
 
126. 
Os valores dos encargos setoriais considerados nesta revisão tarifária estão demonstrados na 
tabela abaixo: 
 
Tabela 16: Encargos Setoriais 
 
 
 
III.5 FATOR X 
 
127. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes, 
estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo tarifário. É empregado no cálculo 
tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é corrigido pelo IGP-M menos o Fator X. Dessa 
forma, quanto maior o Fator X, menor é o reajuste tarifário anual. 
 
128. 
A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária periódica busca 
defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível de crescimento do mercado, 
do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além de promover uma transição dos custos 
operacionais eficientes. 
 
129. 
Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme a 
formulação a seguir: 
 
𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑿= 𝑷𝒅+ 𝑸+ 𝑻     (24) 
 
Descrição
Valor (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
3.336.274
                         
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
597.563.439
                     
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
155.395.768
                     
PROINFA
71.815.356
                       
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
24.033.346
                       
ONS
112.704
                            
Total
852.256.887
                     
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 082BE14C00394757 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO
48581.002575/2016-00
Descrição Valor (R$)    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 3 .336.274    
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
PROINFA
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
ONS  5 97.563.439
1 55.395.768
7 1.815.356
2 4.033.346
1 12.704  
Total 852.256.887    
    

(Fls. 31 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
onde: 
𝑷𝒅 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; 
𝑸 = Qualidade do serviço; e 
𝑻 = Trajetória de custos operacionais. 
 
130. 
Os componentes Pd e T são definidos “ex-ante”, ou seja, no momento da revisão tarifária. O 
componente Q será especificado “ex-post”, ou seja, em cada reajuste tarifário posterior à atual revisão tarifária, 
embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida. 
 
III.5.1 COMPONENTE DE GANHOS DE PRODUTIVIDADE DA ATIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO – Pd 
 
131. 
O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de 
energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da variação observada, no curto prazo, 
do mercado e das unidades consumidoras. 
 
132. 
O componente Pd a ser aplicado nos reajustes tarifários de cada concessionária é definido a 
partir da produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do número 
de unidades consumidoras da concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme equação 
a seguir:  
 
𝑷𝒅(𝒊): = 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟏𝟒× (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊) −∆𝑴𝑾𝒉
̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅) −𝟎, 𝟎𝟒× (∆𝑼𝑪(𝒊) −∆𝑼𝑪
̅̅̅̅̅̅)    (25) 
 
onde: 
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.; 
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária 
anterior e a revisão tarifária em processamento;  
∆𝑀𝑊ℎ
̅̅̅̅̅̅̅̅̅: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.; 
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da 
concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e 
∆𝑈𝐶
̅̅̅̅̅̅ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a. 
 
133. 
O valor do componente Pd do Fator X a ser considerado nos reajustes subsequentes da CEEE 
é de 1,11%. 
 
 
III.5.2 TRAJETÓRIA DE EFICIÊNCIA PARA OS CUSTOS OPERACIONAIS – T 
 
134. 
O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos custos 
operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo de custos operacionais, bem como o cálculo do 
Componente T, está descrita na seção III.3.1 da presente Nota Técnica. O valor do componente T do Fator X 
a ser considerado nos reajustes subsequentes da CEEE é de -1,47%.   
 
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 082BE14C00394757 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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(Fls. 32 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
III.5.3 COMPONENTE DE QUALIDADE DO SERVIÇO – Q 
 
135. 
O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço 
prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo com o comportamento 
de indicadores de qualidade. 
 
136. 
Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, serão considerados indicadores dos 
serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete 
indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL. 
 
137. 
As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme equação 
abaixo: 
𝐐= 𝟎, 𝟕𝟎. 𝐐𝐓é𝐜𝐧𝐢𝐜𝐨+  𝟎, 𝟑𝟎. 𝐐𝐂𝐨𝐦𝐞𝐫𝐜𝐢𝐚𝐥        (𝟐𝟔) 
 
138. 
A parcela técnica do componente Q é calculada por meio dos indicadores DEC e FEC, enquanto 
a parcela comercial é aferida por outros cinco indicadores, todos apresentados na tabela 16 a seguir1:  
Tabela 17 – Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Mecanismo de Incentivos 
 
 
139. 
Os sete indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus 
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. Após período de transição, a equação 
do componente de qualidade será a seguinte: 
 
𝐐= 𝟎, 𝟓𝟎. 𝐐𝐃𝐄𝐂+ 𝟎, 𝟐𝟎. 𝐐𝐅𝐄𝐂+ 𝟎, 𝟏𝟎. 𝐐𝐅𝐄𝐑+ 𝟎, 𝟏𝟎. 𝐐𝐈𝐀𝐒𝐂+ 𝟎, 𝟎𝟒. 𝐐𝐈𝐍𝐒+ 𝟎, 𝟎𝟑. 𝐐𝐈𝐀𝐛+ 𝟎, 𝟎𝟑. 𝐐𝐈𝐂𝐎(26) 
 
                                                          
1 Considera-se, por simplicidade de apresentação, que o IASC é um componente de qualidade comercial, mesmo sabendo-se que a 
satisfação mensurada por esse índice compreende todas as dimensões de qualidade. 
Sigla 
Indicador
Indicador
Definição
Padrões 
Estabelecidos para 
Atendimento
Distribuidoras 
Avaliadas
Regulamentação
Comerciais
FER
Frequência Equivalente 
de Reclamação
Frequência equivalente de 
reclamações a cada mil unidades 
consumidoras
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
REN nº 574/2012
IASC
Índice ANEEL de 
Satisfação do 
Consumidor 
Resultado de pesquisa de avaliação 
do grau de satisfação do consumidor 
residencial com os serviços prestados 
Valor mínimo de 70
Todas
INS
Indicador de Nível de 
Serviço do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas atendidas 
pelas chamadas recebidas menos 
abandonadas
Valor maior ou igual 
a 85%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
IAb
Indicador de Abandono 
do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas 
abandonadas sobre recebidas menos 
abandonadas
Valor menor ou igual 
a 4%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
ICO
Indicador de Chamadas 
Ocupadas do 
Atendimento Telefônico
Relação das chamadas ocupadas 
sobre oferecidas
Valor menor ou igual 
a: 4% até 2014; 2% a 
partir de 2015
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
Técnicos
DEC
Duração Equivalente de 
Interrupção por Unidade 
Consumidora
Tempo que uma UC ficou sem 
energia elétrica para certo período 
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST
FEC
Freqüencia Equivalente 
de Interrupção por 
Unidade Consumidora
Número de vezes que uma UC ficou 
sem energia elétrica para certo 
período
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 082BE14C00394757 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO
48581.002575/2016-00
Padrões
Sigla Distribuidoras
Indicador Definição Estabelecidos para Regulamentação
Indicador Avaliadas
Atendimento
Comerciais

(Fls. 33 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
140. 
As distribuidoras com menos de 60 mil Unidades Consumidoras são avaliadas por quatro 
indicadores. Como elas não possuem a obrigação de implantar Central de Teleatendimento – CTA, essas 
concessionárias são dispensadas da observância dos limites para os indicadores INS, IAb e ICO. A equação, 
após período de transição, passa a ser: 
 
𝐐= 𝟎, 𝟓𝟎. 𝐐𝐃𝐄𝐂+  𝟎, 𝟐𝟎. 𝐐𝐅𝐄𝐂+  𝟎, 𝟏𝟓. 𝐐𝐅𝐄𝐑+  𝟎, 𝟏𝟓. 𝐐𝐈𝐀𝐒𝐂 (27) 
 
141. 
Durante o período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, os pesos dos indicadores de 
qualidade comercial serão incrementados de forma gradativa. Conjuntamente, a amplitude dos valores de cada 
indicador será elevada de +-1% para +-2%. O efeito conjunto desses dois processos de transição resulta nos 
valores finais apresentados nas tabelas 17 e 18, a serem aplicados aos indicadores técnicos e comerciais nos 
períodos considerados. 
Tabela 18 – Valores finais dos pesos para concessionárias com mais de 60 mil unidades consumidoras 
 
Metodologia 
3º CRTP 
Nova Metodologia 
Indicador 
abr/15 a 
mar/16 
abr/16 a 
mar/17 
abr/17 a 
mar/18 
abr/18 a 
mar/19 
abr/19 a 
mar/20 
DEC 
50% 
30% 
37,5% 
45% 
50% 
FEC 
50% 
30% 
30,0% 
27% 
20% 
INS 
 
 
0,75% 
1,8% 
4% 
ICO 
 
 
0,375% 
0,9% 
3% 
IAb 
 
 
0,375% 
0,9% 
3% 
FER 
 
 
3,0% 
7,2% 
10% 
IASC 
 
 
3,0% 
7,2% 
10% 
Total 
100% 
60% 
75% 
90% 
100% 
 
Tabela 19 – Valores finais dos pesos para concessionárias com menos de 60 mil unidades consumidoras 
 
Metodologia 
3º CRTP 
Nova Metodologia 
Indicador 
abr/15 a 
mar/16 
abr/16 a 
mar/17 
abr/17 a 
mar/18 
abr/18 a 
mar/19 
abr/19 a 
mar/20 
DEC 
50% 
30% 
37,5% 
45% 
50% 
FEC 
50% 
30% 
30,0% 
27% 
20% 
FER 
 
 
3,75% 
9% 
15% 
IASC 
 
 
3,75% 
9% 
15% 
Total 
100% 
60% 
75% 
90% 
100% 
 
142. 
Os modelos a serem aplicados para obtenção de cada parcela da qualidade depende da classe 
que pertence cada concessionária.  Com o objetivo de aplicar grau de incentivo na medida da qualidade 
prestada, as concessionárias foram divididas entre as que atendem ao padrão e aquelas que não atendem ao 
padrão estabelecido. Por sua vez, cada um desses dois grupos foi dividido em duas classes de distribuidoras: 
a composta por 25% das melhores (ou piores) e a dos demais 75%. Há, portanto, quatro classes de 
concessionárias de acordo com seu desempenho: 25% melhores do grupo que atende ao padrão (azul); 75% 
restantes do grupo que atende ao padrão (verde); 25% piores do grupo que não atende ao padrão (vermelha); 
e 75% restantes do grupo que não atende ao padrão (roxa). 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 082BE14C00394757 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO
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  Metodologia
3º CRTP  Nova Metodologia              
Indicador  abr/15 a
mar/16  abr/16 a
mar/17    abr/17 a      abr/18 a    abr/19 a
        mar/18      mar/19    mar/20
  Metodologia
3º CRTP  Nova Metodologia              
Indicador  abr/15 a
mar/16  abr/16 a
mar/17    abr/17 a      abr/18 a    abr/19 a
        mar/18      mar/19    mar/20

(Fls. 34 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
143. 
A divisão das classes é precedida pela separação das concessionárias em dois grupos pelo 
critério de porte. Assim, concessionárias de maior porte terão seus desempenhos comparados entre si. 
Igualmente para as concessionárias de menor porte. 
 
144. 
O critério para divisão dos dois grupos é estabelecido no âmbito da avaliação anual do ranking 
de continuidade dos serviços, que deve incorporar também a divulgação dos indicadores comerciais. 
 
145. 
O Anexo II do Submódulo 2.5 do PRORET mostra os modelos a serem aplicados para obtenção 
de cada parcela da qualidade. O Componente Q será aplicado a partir dos reajustes tarifários do ano de 2016. 
 
 
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS  
 
146. 
O valor da tarifa de fornecimento de energia elétrica encerra um conceito de custo econômico. 
Entretanto, foram criados na legislação diversos componentes tarifários financeiros que não fazem parte da 
base tarifária, ou seja, não integram a tarifa econômica, pois se referem a valores a serem pagos pelos 
consumidores em cada período de 12 meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias. 
 
147. 
Alguns componentes financeiros considerados na atual etapa de revisão tarifária da CEEE foram 
informados pela própria concessionária e serão fiscalizados posteriormente pela ANEEL. Os valores 
preliminares dos componentes financeiros são os seguintes:  
 
i) 
Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, para 
compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 025, de 24 de janeiro de 2002, dos Ministérios de Minas e Energia e da 
Fazenda, que resultou em - R$ 120.218.182,85. 
 
ii) 
Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, verifica-se 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. Apurou-se um valor de -R$ 122.076.391,74.  
 
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com a redação dada à Subcláusula 
Décima - Oitava do Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, procedeu-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 reajuste anterior. O total das diferenças, atualizadas pela SELIC para julho 
de 2015, totalizou o valor de R$ 83.684.310,74.  
 
iv) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Conforme a REN nº 
255/2007, com redação alterada pelas REN nº 305/2008 e nº 609/2014, será calculado, com base nos dados 
fornecidos pela CCEE referentes ao ano de 2014 os valores da sobrecontratação/exposição involuntária. O valor 
totalizado foi de -R$ 459.553,69.  
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 082BE14C00394757 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO
48581.002575/2016-00

(Fls. 35 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
v) Diferencial Eletronuclear. É a diferença2 entre a tarifa praticada e a de referência entre Furnas 
e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. Neste reajuste, está sendo considerado o valor 
relativo às parcelas mensais de abril de 2015 a março de 2016, com ajuste de abril de 2014 a março de 2015, 
que totaliza R$ 109.503,06. 
 
vi) 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. A 
Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o 
aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na Revisão Tarifária Extraordinária – 
RTE de cada distribuidora.  
 
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e 
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, as 
variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas 
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na tarifa 
de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros possibilitaria a 
identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria o cálculo da RTE. 
 
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários 
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A RTE, 
portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de Encargos 
Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual. 
 
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta a 
cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, faz-se 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, para o presente processo tarifário, está sendo revertido o valor negativo de 
-R$ 75.060.639,44, referente à receita faturada dos componentes financeiros de CDE, para 
a competência agosto/15 a junho/15, e o valor negativo de -0,72%, referente à receita 
faturada dos componentes financeiros de Energia, referente ao período de setembro/15 a 
outubro/15, devidamente atualizados pela SELIC.  
 
vii) Compensação financeira resultante dos acordos bilaterais com Geradoras (CCEAR). 
Trata-se de um efeito tarifário decorrente de acordos bilaterais entre distribuidora de energia e geradoras, 
signatárias de Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR, nos termos da REN 
711/2016, de modo a prover mecanismo adicional de adequação dos níveis de contratação de energia. No caso 
da CEEE, o efeito desses acordos resultou no componente financeiro no valor de - R$ 1.422.963,81. 
 
 
                                                          
2 A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 - 1º Leilão e seu valor será repassado 
mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear nos anos de 2013 a 2015, conforme parcelas homologadas pela Resolução 
Homologatória 1.585/2013. 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 082BE14C00394757 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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(Fls. 36 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Resumo dos Componentes Financeiros 
 
148. 
A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros. 
 
Tabela 20: Componentes Financeiros 
 
 
Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
149. 
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. 
 
150. 
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. 
 
151. 
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. 
 
152. 
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 CVA Energia e CVA ESS da concessionária. 
 
 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
(71.795.159,95)
         
-2,21%
CVA em Processamento - Energia comprada
(60.241.998,98)
         
-1,86%
CVA em Processamento - Transmissão
11.818.976,08
          
0,36%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(122.076.391,74)
       
-3,76%
Neutralidade dos Encargos
83.684.310,74
          
2,58%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(459.553,69)
              
-0,01%
Exposição Diferença Preços entre Submercados
(5.117.375,70)
           
-0,16%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
(23.315.523,10)
         
-0,72%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(62.230.025,61)
         
-1,92%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(12.830.613,83)
         
-0,40%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
109.503,06
               
0,00%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
(1.100.809)
                
-0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(2.998.731)
                
-0,09%
Compensação Financeira - Efeito de Acordos Bilaterais com Geradoras (CCEAR)
(1.422.964)
                
-0,04%
Total
(267.976.356,26)
       
-8,09%
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO
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(Fls. 37 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
III.7. RESULTADO DA REVISÃO  
 
153. 
A Revisão Tarifária da CEEE conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos 
consumidores de -12,18%, sendo de -9,26%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e 
de -13,65%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.               
 
 
 
154. 
O efeito médio nas tarifas de -12,18% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos de 
Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 1,33%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros 
apurados no atual processo tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes, com efeito de -8,26%; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a 
data do reajuste em processamento, que contribuíram para a um efeito de -5,25% no atual processo tarifário 
da CEEE. 
 
155. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -12,18%, 
representa a conjugação dos três movimentos tarifários acima explicitados [-12,18%= + (1,33%) + (-8,26%) + 
(-5,25%)]. 
 
156. 
A Tabela a seguir apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio; a participação 
percentual dos itens de custos da Parcela A e da Parcela B na composição da revisão; a distribuição da receita 
para cobrir os custos da Parcela A e da Parcela B; a contribuição de cada componente financeiro, para formar 
o índice de reajuste final; e a da retirada dos componentes tarifários considerados no último processo. 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 21: Resumo da revisão 
 
 
 Receita Verificada 
(R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
2.612.959.902
2.489.556.695
-4,72%
-3,80%
75,72%
Encargos Setoriais
868.127.935
852.256.887
-1,83%
-0,49%
25,92%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.612.535
3.336.274
27,70%
0,02%
0,10%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
435.431.420
281.335.553
-35,39%
-4,75%
8,56%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
82.051.504
100.034.883
21,92%
0,55%
3,04%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
185.213.643
216.193.004
16,73%
0,95%
6,58%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
86.770.591
155.395.768
79,09%
2,12%
4,73%
PROINFA
50.218.687
71.815.356
43,01%
0,67%
2,18%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
25.725.328
24.033.346
-6,58%
-0,05%
0,73%
ONS
104.227
112.704
8,13%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
160.931.957
181.838.732
12,99%
0,64%
5,53%
Rede Básica
85.459.247
93.964.049
9,95%
0,26%
2,86%
Rede Básica Fronteira
29.021.965
34.194.527
17,82%
0,16%
1,04%
Rede Básica ONS (A2)
347.392
390.358
12,37%
0,00%
0,01%
MUST Itaipu
16.506.296
19.871.121
20,39%
0,10%
0,60%
Transporte de Itaipu
7.822.694
8.853.267
13,17%
0,03%
0,27%
Conexão
21.774.362
24.565.409
12,82%
0,09%
0,75%
Custos de Aquisição de Energia
1.583.900.011
1.455.461.075
-8,11%
-3,96%
44,27%
PARCELA B
631.648.538,46
       
798.258.768,82
       
26,38%
5,13%
24,28%
Custos Operacionais
352.348.169
362563721,4
2,90%
0,31%
11,03%
Anuidades
34.659.068
61715349,48
78,06%
0,83%
1,88%
Remuneração
161.198.679
238525263,2
47,97%
2,38%
7,25%
Depreciação
112.395.706
132438614,2
17,83%
0,62%
4,03%
Receitas Irrecuperáveis
19.986.862
26952077,48
34,85%
0,21%
0,82%
Outras Receitas
-22.088.160
-23936256,98
8,37%
-0,06%
-0,73%
Ajuste Investimentos 2CRTP
-26.851.785
0
-100,00%
0,83%
-
RT considerando a varição tarifária da RTE
3.244.608.440,90
    
3287815463
1,33%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-8,26%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
-2,21%
CVA em Processamento - Energia comprada
-1,86%
CVA em Processamento - Transmissão
0,36%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-3,76%
Neutralidade dos Encargos
2,58%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-0,01%
Exposição Diferença Preços entre Submercados
-0,16%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
-0,72%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-1,92%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,40%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
-0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,09%
Compensação Financeira - Efeito de Acordos Bilaterais com Geradoras (CCEAR)
-0,04%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,25%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-12,18%
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48581.002575/2016-00
Receita Verificada Receita Requerida Participação Participação
Variação
(R$) (R$) na Revisão na Receita    
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 2.612.959.902 2.489.556.695 -4,72% -3,80% 75,72%    
Encargos Setoriais 868.127.935 852.256.887 -1,83% -0,49% 25,92%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 2.612.535 3.336.274 27,70% 0,02% 0,10%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 435.431.420 281.335.553 -35,39% -4,75% 8,56%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 82.051.504 100.034.883 21,92% 0,55% 3,04%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 185.213.643 216.193.004 16,73% 0,95% 6,58%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 86.770.591 155.395.768 79,09% 2,12% 4,73%
PROINFA 50.218.687 71.815.356 43,01% 0,67% 2,18%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 25.725.328 24.033.346 -6,58% -0,05% 0,73%
ONS 104.227 112.704 8,13% 0,00% 0,00%    
Custos de Transmissão 160.931.957 181.838.732 12,99% 0,64% 5,53%    
Rede Básica 85.459.247 93.964.049 9,95% 0,26% 2,86%
Rede Básica Fronteira 29.021.965 34.194.527 17,82% 0,16% 1,04%
Rede Básica ONS (A2) 347.392 390.358 12,37% 0,00% 0,01%
MUST Itaipu 16.506.296 19.871.121 20,39% 0,10% 0,60%
Transporte de Itaipu 7.822.694 8.853.267 13,17% 0,03% 0,27%
Conexão 21.774.362 24.565.409 12,82% 0,09% 0,75%    
Custos de Aquisição de Energia 1.583.900.011 1.455.461.075 -8,11% -3,96% 44,27%    
PARCELA B 6 31.648.538,46 798.258.768,82 26,38% 5,13% 24,28%    
Custos Operacionais 352.348.169
Anuidades 34.659.068
Remuneração 161.198.679
Depreciação 112.395.706
Receitas Irrecuperáveis 19.986.862
Outras Receitas -22.088.160
Ajuste Investimentos 2CRTP -26.851.785  362563721,4
61715349,48
238525263,2
132438614,2
26952077,48
-23936256,98
0  2,90% 0,31% 11,03%
78,06% 0,83% 1,88%
47,97% 2,38% 7,25%
17,83% 0,62% 4,03%
34,85% 0,21% 0,82%
8,37% -0,06% -0,73%
-100,00% 0,83% -
RT considerando a varição tarifária da RTE 3 .244.608.440,90 3287815463 1,33% 100,00%    
    
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -8,26%    
CVA em Processamento - Encargos Setoriais -2,21%
CVA em Processamento - Energia comprada -1,86%
CVA em Processamento - Transmissão 0,36%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -3,76%
Neutralidade dos Encargos 2,58%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,01%
Exposição Diferença Preços entre Submercados -0,16%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -0,72%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -1,92%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,40%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,09%
Compensação Financeira - Efeito de Acordos Bilaterais com Geradoras (CCEAR) -0,04%    
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,25%    
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -12,18%    

(Fls. 39 da Nota Técnica no 290/2016-SGT/ANEEL, de 31/08/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
IV. CONCLUSÃO 
 
157. 
O reposicionamento tarifário da CEEE é de 1,33%, considerando o efeito da RTE, sendo o efeito 
médio percebido pelo consumidor de -12,18%. O efeito consolidado por nível de tensão pode ser observado na 
tabela a seguir. 
 
Tabela 22 – Efeito médio ao consumidor 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL 
Especialista em Regulação  
 
 
NÁDIA MAKI 
Especialista em Regulação  
 
 
 
 
THIAGO ROBERTO MAGALHÃES VELOSO 
Especialista em Regulação 
 
 
De acordo 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-9,26%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-13,65%
Efeito Médio AT+BT
-12,18%
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 082BE14C00394757 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO
48581.002575/2016-00