48581.002968/2016-00 
 
 Nota Técnica n° 342/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 13 de outubro de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.001065/2016-33 
 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à BANDEIRANTE - Bandeirante 
Energia S/A. e demais providências pertinentes ao seu 
Reajuste Tarifário Anual de 2016. 
 
I. DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da BANDEIRANTE - 
Bandeirante Energia S/A., vigente a partir de 23 de outubro de 2016, calculado em conformidade com as 
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do 
Contrato de Concessão de Distribuição nº 202/1998 e os seus termos aditivos. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A BANDEIRANTE, sediada na cidade de São Paulo/SP, atende aproximadamente 1,8 
milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na 
ordem de R$ 4,1 bilhões. 
 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
1 - Fonte: SAMP - competência setembro/2016 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras1
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
1.639.558
                      
291.170
                     
24,9%
Industrial
12.675
                           
587.424
                     
50,2%
Comercial
122.772
                         
166.114
                     
14,2%
Rural
7.982
                             
6.497
                         
0,6%
Iluminação Pública
3.225
                             
27.151
                       
2,3%
Poder Público
8.944
                             
24.931
                       
2,1%
Serviço Público
1.439
                             
40.933
                       
3,5%
Demais classes
170
                                
25.911
                       
2,2%
Total 
1.796.765
                      
1.170.131
                  
100%
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ANDRE LUCIO NEVES
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO

Fls. 2 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001065/2016-33 
 
 
3. 
A distribuidora, por meio de Carta CT-PRD-82/151, protocolada no dia 05 de novembro de 
2015, apresentou Pedido de Reconsideração referente ao processo de revisão tarifária de 2015. 
4. 
 
5. 
Em 02/05/2016, a SGT solicitou2 as informações em relação ao processo de reajuste 
tarifário da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SFF e SRM). 
 
6. 
Em 05/09/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da Bandeirante, prestando 
os esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos 
a serem observados para entrega de informações e documentos. 
 
7. 
No dia 20/09/2016, a SGT recebeu os Memorandos n°s 513/2016-SFF/ANEEL3 e 514/2016-
SFF/ANEEL4, com os valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária referente ao processo tarifário 
de 2015, bem como os valores fiscalizados e validados das garantias financeiras relativas à contratação 
regulada de energia (CCEAR). 
 
8. 
O Memorando nº 244/2016-SRM/ANEEL, de 28/09/2016, apresentou informações sobre os 
contratos bilaterais de compra e venda de energia. 
 
9. 
Em 13/10/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência 
de Administração e Finanças - SAF, a BANDEIRANTE encontra-se adimplente com suas obrigações 
intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei 
n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004. 
 
II.1. Precedentes 
 
II.1.1. Aspectos Contratuais 
 
10. 
Em 23/10/1998 foi firmado o Contrato de Concessão nº 202/1998 entre a União, por 
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a BANDEIRANTE - Bandeirante Energia 
S/A.. Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos de distribuição de 
energia elétrica, estabelece na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia 
elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica. 
 
11. 
Em 29/08/2005 foi assinado o Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o qual dá 
nova redação à sua Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para atender às 
condições de eficácia constante do § 2º dos arts. 36 e 43 do Decreto nº 5.163, de 30/72004. 
 
                                                          
 
1 Documento SIC nº 48513.029281/2015-00. 
2 Memorando nº 165/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 166/2016-SGT/ANEEL. 
3 Documento SIC nº 48536.005712/2016-00. 
4 Documento SIC nº 48536.005713/2016-00. 
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Fls. 3 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001065/2016-33 
12. 
Em 26/02/2010, foi assinado o Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando 
nova redação à Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os 
procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado 
pela metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da 
Parcela “A”, relativos aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo. 
 
II.1.2. Aspectos Metodológicos 
 
13. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a manutenção 
do seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir 
os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o capital investido, na 
medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio 
econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
14. 
Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, 
preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela A 
(VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas 
homologadas na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de Referência”, não incluindo tributos, 
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e 
contratação de reserva de capacidade. 
 
15. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo: 
 
 
 
16. 
Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento 
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice 
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do 
Contrato de Concessão: 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT



 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses 
anteriores ao reajuste em processamento; 
Período de 12 meses 
Referência 
DRA
DRP 
VPA0 
VPA1 
RA0 
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Referência


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Processo nº 48500.001065/2016-33 
 
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em função 
do “Mercado de Referência; 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior”, e o 
“Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
onde: 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior” e a 
energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice que 
vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à “Data de 
Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a 
ser adotado; e 
 
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
17. 
Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a 
ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que deverão ser 
subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.  
 
18. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas 
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por 
três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
Fator X = Pd + Q + T 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
II.1.3 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015 
 
19. 
Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da 
BANDEIRANTE concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos 
específicos de geração e CDE. 
 
20. 
A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o 
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à 
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Processo nº 48500.001065/2016-33 
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da 
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de 
22% e 17,83%, respectivamente. 
 
II.1.4. Revisão Tarifária Periódica de 2015 
 
21. 
Conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.973, de 20/10/2015, o reposicionamento 
tarifário da Bandeirante representou, em média, uma variação das tarifas homologadas na RTE-2015 de 
51,04%, que representou um efeito tarifário médio percebido pelos consumidores de 16,14%. 
 
22. 
A Resolução Homologatória nº 1.973/2015 também estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, 
os valores dos componentes Pd (ganhos de produtividade da atividade de distribuição) e T (trajetória de 
custos operacionais) do Fator X5 em 1,14% e -0,24%6, respectivamente, a serem aplicados na atualização 
da Parcela B nos reajustes tarifários anuais da concessionária. Ainda, essa Resolução estabeleceu o 
percentual regulatório de perdas técnicas de 4,59%, que permanecerá constante em todos os reajustes 
anuais deste ciclo tarifário, além do percentual de perdas não técnicas7 sobre o mercado faturado de baixa 
tensão, estabelecido em 9,55%8 para o ano de 2016. 
 
23. 
A distribuidora, por meio de Carta CT-PRD-82/15, protocolada no dia 05 de novembro de 
2015, apresentou Pedido de Reconsideração referente ao processo de revisão tarifária de 2015.  
 
24. 
O recurso administrativo apresentado contra o resultado da Quarta Revisão Tarifária 
Periódica da Bandeirante foi submetido à apreciação da Diretoria Colegiada e será deliberado no mesmo 
dia que o processo de reajuste da Concessionária. 
 
 
III. DA ANÁLISE 
 
III.1. Período de Referência 
 
25. 
O período de referência para o reajuste anual da BANDEIRANTE é de outubro/2015 a 
setembro/2016. 
 
 
 
 
                                                          
 
5 O Fator X é composto pelos componentes Pd (produtividade), T (trajetória) e Q (qualidade), conforme consta no Submódulo 
2.5 do PRORET. 
6 Após análise do recurso apresentado contra a REH 1.973/2015, o componente T alterou de -0,23% para -0,24%. 
7 A metodologia de perdas técnicas regulatórias é definida com base no Módulo 7 do Procedimentos de Distribuição –PRODIST 
– e a metodologia das perdas não técnicas consta no Submódulo 2.6 do PRORET.  
8 Após análise do recurso apresentado contra a REH 1.973/2015, as perdas não técnicas de 2015 e 2016 alteraram para 9,96% 
e 9,55% respectivamente. 
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Processo nº 48500.001065/2016-33 
III.2. Receita Anual 
 
26. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
representando um faturamento anual de R$ 4.092.562.163,26, conforme demonstrado na Tabela 2. 
 
Tabela 2: Mercado no Período de Referência 
 
 
 
III.3. Encargos Setoriais 
 
27. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas9 e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL 
e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos 
tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 
23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade: 
 
 o desenvolvimento energético dos Estados;  
 
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
 
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores Residencial Baixa Renda,  
                                                          
 
9 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL. 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
8.908.681
                 
3.612.521.171,11
          
A2   (88 a 138 kV)
367.717
                    
119.608.275,70
             
A3a (30 kV  a 44 kV)     
46.269
                      
17.480.432,49
               
A4   (2,3 kV a 25 kV)
3.105.616
                 
1.174.646.171,84
          
BT  (menor que 2,3 kV)
5.389.079
                 
2.300.786.291,07
          
Suprimento
43.699
                      
12.429.587,19
               
Livres A1
34.646
                      
1.837.887,98
                 
Demais Livres
5.225.408
                 
454.496.127,27
             
Distribuição
223.492
                    
9.786.829,71
                 
Geração
-
                            
1.490.560,00
                 
Total
14.435.926
               
4.092.562.163,26
          
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Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 8 .908.681 3 .612.521.171,11
A2 (88 a 138 kV) 3 67.717 1 19.608.275,70
A3a (30 kV a 44 kV) 4 6.269 1 7.480.432,49
A4 (2,3 kV a 25 kV) 3 .105.616 1 .174.646.171,84
BT (menor que 2,3 kV) 5 .389.079 2 .300.786.291,07
Suprimento 4 3.699 1 2.429.587,19
Livres A1 3 4.646 1 .837.887,98
Demais Livres 5 .225.408 4 54.496.127,27
Distribuição 2 23.492 9 .786.829,71
Geração - 1 .490.560,00
Total 1 4.435.926 4 .092.562.163,26

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Processo nº 48500.001065/2016-33 
 
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
 
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
 
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar, 
fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral 
nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
 
 prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
 
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição;  
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio 
das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET; 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como objetivo 
aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem sua 
metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de 
petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais, 
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo 
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS 
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre 
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de 
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a 
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para 
a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a 
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os 
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a 
segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001065/2016-33 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer 
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira 
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam 
a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e 
 
 
vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. Instituído pela Lei n° 
9.648/1998, alterado pela Lei n° 10.848/2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se 
de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a transmissão 
de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN. 
 
28. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados 
na tabela abaixo: 
 
Tabela 3: Encargos Setoriais 
 
 
29. 
O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual 
(CDE Uso), homologada pela REH 2.077, de 07/06/2016, os seguintes itens: 
 
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela 
REH 2.077, de 07/06/2016. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos pelas 
distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec. 
7.891/2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de aquisição 
de energia elétrica, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com atualização 
dos valores pela variação do IPCA, mediante encargo a ser incluído nas tarifas de energia elétrica, 
definido na proporção dos recursos recebidos pela distribuidora. 
 
ii) quota anual da CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) (Art. 4º-C do Dec. 
7.891/2013) homologada pela REH nº 2.004/2015, destinada à amortização das operações de 
crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para lastro da 
Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, nos termos do Decreto nº 8.221/2014 
e da Resolução Normativa nº 612/2014. A CONTA-ACR teve como objetivo cobrir as despesas 
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
3.257.234,28
          
3.492.294,65
          
-
                                              
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
1.066.366.817,59
   
815.736.462,16
      
-
                                              
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
99.383.447,21
        
182.036.152,57
      
Previsão SGT -OUT/2016
PROINFA
87.620.748,96
        
116.956.435,90
      
REH 2003/2015
P&D e Eficiência Energética
34.124.373,77
        
29.075.148,91
        
Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS
125.553,29
             
133.482,36
             
Contribuição JAN/16 - DEZ/16
Total de Encargos Tarifários
1.290.878.175
        
1.147.429.977
        
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Processo nº 48500.001065/2016-33 
incorridas pelas concessionárias de distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da 
exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas 
a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na 
modalidade por disponibilidade.  O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras 
tem como contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos respectivos 
processos tarifários ordinário de 2015. Frisa-se que a definição desse encargo tarifário para cada 
distribuidora não está vinculada aos recursos recebidos da Conta-ACR, mas ao tamanho de seus 
mercados cativos no período de fevereiro a dezembro de 2014. Dessa forma, os custos da Conta-
ACR foram distribuídos equitativamente a todos os consumidores cativos do sistema interligado 
nacional. 
 
30. 
A partir da assinatura, em 2010, dos Termos Aditivos aos contratos de concessão de serviço 
público de distribuição de energia elétrica, são considerados na DRA (Data de Referência Anterior) os 
valores faturados dos encargos setoriais, de modo a assegurar a neutralidade desses itens da “Parcela A”. 
 
31. 
Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão 
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da 
concessionária. 
 
III.4. Transmissão 
 
32. 
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. 
 
33. 
Com relação aos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de 
Uso do Sistema de Transmissão) foram obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, 
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – 
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas da 
Resolução Homologatória n° 2.099, de 28/06/2016.  
 
34. 
Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na 
Resolução Homologatória n° 2.098, de 28/06/2015, sendo consideradas também as informações presentes 
no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.  
 
35. 
 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.  
 
36. 
Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas, 
quando houver, as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT). 
 
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37. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
Nota: O custo de conexão foi obtido da Resolução Homologatória n° 2.098/2016, atualizados pelo IPCA para a data de 
aniversário contratual da distribuidora acessante. 
 
III.5 Compra de Energia 
 
38. 
A Lei n. 10.848, de 15/03/2004, alterou as regras de compra e venda de energia elétrica 
especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica. Foram 
estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com mercado 
próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar. 
 
39. 
Também a Lei n° 10.848/2004 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”.  
 
40. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação 
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema 
Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio de 
licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações 
de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei 
n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes de 
distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre concessionária 
com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.  
 
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente 
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n. 
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e 
de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004; 
 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
139.830.182,71
      
135.745.659,37
      
Rede Básica Fronteira
30.010.846,79
        
34.117.905,11
        
Rede Básica ONS (A2)
348.051,60
             
425.973,60
             
MUST Itaipu
22.242.349,26
        
24.476.929,46
        
Transporte de Itaipu
10.499.793,30
        
10.920.284,40
        
Conexão
7.433.602,20
          
8.677.467,11
          
Total dos Custos de Transporte
210.364.825,85
      
214.364.219,05
      
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Componente DRA (R$) DRP (R$)
Rede Básica 1 39.830.182,71 1 35.745.659,37
Rede Básica Fronteira 3 0.010.846,79 3 4.117.905,11
Rede Básica ONS (A2) 3 48.051,60 4 25.973,60
MUST Itaipu 2 2.242.349,26 2 4.476.929,46
Transporte de Itaipu 1 0.499.793,30 1 0.920.284,40
Conexão 7 .433.602,20 8 .677.467,11
Total dos Custos de Transporte 2 10.364.825,85 2 14.364.219,05

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 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de 
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica 
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, 
de 16/9/2008; 
 
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I 
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado 
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art. 
11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;  
 
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
 
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia 
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos 
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física 
e Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio 
da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que 
atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho 
de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos 
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: 
hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração, 
com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de 
eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível). 
 
 
 
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III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
41. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar, a 
ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e 
na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é 
definido como Energia Requerida. 
 
42. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas 
dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam 
o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas 
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas as 
demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, 
unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 
 
43. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição 
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações 
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica10. 
 
44. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução 
Homologatória nº 1.973/2015 (última revisão tarifária da BANDEIRANTE) estabeleceu o percentual 
regulatório de perdas técnicas de 4,59% (sobre energia injetada da concessionária) e para as perdas não-
técnicas (sobre o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 9,31% a ser aplicado no atual reajuste. 
 
45. 
No entanto, após análise do pedido de reconsideração, a SGT deferiu o pedido de alteração 
das perdas não-técnicas definidas na revisão passando a considerar no atual processo tarifário o valor de 
9,96% e 9,55% para os anos de 2015 e 2016 respectivamente. 
 
46. 
A cada processo tarifário são apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado, com base 
nas medições dos últimos 12 meses, que serão somadas às perdas na Rede Básica (rateadas em regime 
de condomínio) entre todas as distribuidoras. Neste processo tarifário utilizou-se como valor regulatório, 
conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, a média 
de outubro/2015 a setembro/2016. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário 
da BANDEIRANTE. 
 
 
 
                                                          
 
10 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa 
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida 
instalação. 
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Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
47. 
Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as 
perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária, 
ao mercado de venda da concessionária. 
 
48. 
A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da BANDEIRANTE para atendimento 
ao seu mercado de referência apurado na DRA e na DRP. 
 
Tabela 6: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP 
 
 
 
III.5.2. Valoração da Compra de energia 
 
49. 
O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse 
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 do 
mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a 
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
a) Na Data de Referência Anterior – DRA 
 
50. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos 
montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior, 
conforme a tabela a seguir: 
 
 
 
Perdas
DRA
DRP
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
9,96%
9,55%
Técnica (s/ merc. injetado)
4,59%
4,59%
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
2,01%
2,28%
Mercado Baixa Tensão (MWh)
5.389.079
5.389.079
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
8.952.380
          
8.952.380
          
Fornecimento
8.908.681
          
8.908.681
          
Suprimento 
43.699 MWh
43.699 MWh
Consumidores Livres
5.483.546
          
5.483.546
          
Consumidores Rede B.
34.646 MWh
34.646 MWh
Perdas Totais
1.462.729
          
1.466.750
          
Perdas Rede B.
206.055
             
233.234
             
Perdas na Distribuição
1.256.674
          
1.233.516
          
Perda Não Técnica
536.752
             
514.657
             
Perda Técnica
719.922
             
718.859
             
Energia Requerida
10.415.110
        
10.419.130
        
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001065/2016-33 
 Tabela 7: Compra de Energia na DRA 
 
 
 
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP 
 
51. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios 
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o 
Decreto nº 5.163/2004. 
 
52. 
Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos 
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo que o 
custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia requerida, líquida da energia do 
PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na DRP. 
 
53. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 11 considerando o período de 
referência em questão.  
 
54. 
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.  
 
55. 
No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os 
seguintes procedimentos:  
 
i) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos 
contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega nos 
12 meses subsequentes; 
 
ii) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi 
utilizado o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do 
IPCA até o mês do aniversário contratual; 
 
iii) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se, 
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de 
                                                          
 
11 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos 
relativos ao período de referência. 
Energia Requerida 
(MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Energia Requerida 
(R$)
10.415.110
176,15
1.834.650.901,84
          
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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.  
 
iv) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004 
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas 
pelo Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos. 
 
v) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que 
pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações 
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado por meio do Memorando 
nº 244/2016-SRM/ANEEL, de 28/09/2016. 
 
vi) O valor da despesa com compra de energia de Itaipu é apurado com base na tarifa de 
repasse de potência da Itaipu Binacional e nos montantes de potência e energia associada para os próximos 
12 meses. Para os meses de 2016 foram considerados os montantes publicados na Resolução 
Homologatória nº. 2.012, de 16/12/2015, e para o restante do período de referência os valores foram 
estimados a partir dos montantes da referida Resolução ajustados pela nova cota-parte de Itaipu definida 
para 2017. Para valoração dessa despesa, considerou-se a tarifa de Itaipu, em dólares, publicada pela 
Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, e a taxa de câmbio PTAX média de venda do período 
entre o 45° e o 16° dias anteriores ao reajuste da distribuidora, conforme previsto no Submódulo 3.2, Seção 
5.1, do PRORET. 
 
vii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente das Cotas das 
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, calculado pela ANEEL, 
conforme as Receitas Anuais de Geração homologada por meio da Resolução Homologatória nº 2.107/2016, 
de 19/07/2016. 
 
56. 
A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos 
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de 
energia adquirida. 
 
 
 
 
 
 
 
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Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
Contratos 
Montante 
Contratado (MWh) 
Montante 
Considerado (MWh) 
Tarifa 
(R$/MWh) 
Despesa          
(R$) 
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 
  
5.948.460  
  
5.200.904  
  
214,61  
  
1.116.175.443,97  
4º LEE 2009-08 
  
2.048  
  
1.790  
  
179,07  
  
320.617,88  
4º LEE 2009-08 (MCSD) 
  
(1.700) 
  
(1.486) 
  
179,07  
  
(266.194,22) 
4º LEE 2009-08 (MCSD) 
  
(347) 
  
(303) 
  
179,07  
  
(54.261,79) 
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra 
  
(4.409) 
  
(3.855) 
  
176,63  
  
(680.969,47) 
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra 
  
(336) 
  
(293) 
  
176,63  
  
(51.818,13) 
12º LEE 2014 36M/ Nova regra 
  
4.744  
  
4.148  
  
176,63  
  
732.706,50  
13º LEE 2014-05 DISP 
  
12.654  
  
11.064  
  
371,03  
  
4.104.971,21  
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) TM abril/ Regra esp. 
do 13º LEE 
  
(9) 
  
(8) 
  
320,12  
  
(2.451,80) 
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º 
LEE 
  
(29.232) 
  
(25.558) 
  
320,12  
  
(8.181.669,64) 
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º 
LEE 
  
(3.135) 
  
(2.741) 
  
320,12  
  
(877.515,33) 
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE 
  
32.372  
  
28.304  
  
320,12  
  
9.060.577,83  
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP 
  
75.962  
  
66.415  
  
296,63  
  
19.700.746,51  
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra 
  
(11.350) 
  
(9.924) 
  
222,45  
  
(2.207.530,08) 
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra 
  
(87.679) 
  
(76.660) 
  
222,45  
  
(17.053.241,32) 
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra 
  
99.031  
  
86.586  
  
222,45  
  
19.261.270,09  
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T 
  
(484) 
  
(423) 
  
300,39  
  
(127.008,03) 
1º LEN  redução COCAL A-3 2008-15 T 
  
(371) 
  
(325) 
  
300,39  
  
(97.513,89) 
1º LEN A-3 2008-15 T 
  
26.974  
  
23.584  
  
300,39  
  
7.084.227,35  
1º LEN A-3 2008-30 H 
  
3.815  
  
3.336  
  
199,97  
  
667.004,23  
2º LEN A-3 2009-15 T 
  
79.964  
  
69.914  
  
315,27  
  
22.042.016,12  
2º LEN A-3 2009-30 H 
  
155.687  
  
136.121  
  
233,44  
  
31.775.725,77  
4º LEN A-3 2010-15 T 
  
974.813  
  
852.307  
  
326,64  
  
278.401.134,40  
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra 
  
234.856  
  
205.341  
  
137,45  
  
28.225.033,83  
12º LEN - MCSD  (MIII) A-3 2014-20 T 
  
(25.085) 
  
(21.932) 
  
145,10  
  
(3.182.273,24) 
12º LEN - MCSD  (- MIII) A-3 2014-20 T 
  
(64.171) 
  
(56.107) 
  
145,10  
  
(8.140.885,34) 
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Contratos      Montante
Contratado (MWh)      Montante
Considerado (MWh)      Tarifa
(R$/MWh)      Despesa
(R$)    
AMBIENTE REGULADO - CCEAR                            
        5.948.460      5.200.904      214,61      1.116.175.443,97  
4º LEE 2009-08                            
        2.048      1.790      179,07      320.617,88  
4º LEE 2009-08 (MCSD)                            
        (1.700)      (1.486)      179,07      (266.194,22)  
4º LEE 2009-08 (MCSD)                            
        (347)      (303)      179,07      (54.261,79)  
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra                            
        (4.409)      (3.855)      176,63      (680.969,47)  
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra                            
        (336)      (293)      176,63      (51.818,13)  
12º LEE 2014 36M/ Nova regra                            
        4.744      4.148      176,63      732.706,50  
13º LEE 2014-05 DISP                            
        12.654      11.064      371,03      4.104.971,21  
  13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) TM abril/ Regra esp.                          
  do 13º LEE      (9)      (8)      320,12      (2.451,80)  
  13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º                          
  LEE      (29.232)      (25.558)      320,12      (8.181.669,64)  
  13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º                          
  LEE      (3.135)      (2.741)      320,12      (877.515,33)  
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE                            
        32.372      28.304      320,12      9.060.577,83  
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP                            
        75.962      66.415      296,63      19.700.746,51  
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra                            
        (11.350)      (9.924)      222,45      (2.207.530,08)  
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra                            
        (87.679)      (76.660)      222,45      (17.053.241,32)  
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra                            
        99.031      86.586      222,45      19.261.270,09  
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T                            
        (484)      (423)      300,39      (127.008,03)  
1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T                            
        (371)      (325)      300,39      (97.513,89)  
1º LEN A-3 2008-15 T                            
        26.974      23.584      300,39      7.084.227,35  
1º LEN A-3 2008-30 H                            
        3.815      3.336      199,97      667.004,23  
2º LEN A-3 2009-15 T                            
        79.964      69.914      315,27      22.042.016,12  
2º LEN A-3 2009-30 H                            
        155.687      136.121      233,44      31.775.725,77  
4º LEN A-3 2010-15 T                            
        974.813      852.307      326,64      278.401.134,40  
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra                            
        234.856      205.341      137,45      28.225.033,83  
12º LEN - MCSD (MIII) A-3 2014-20 T                            
        (25.085)      (21.932)      145,10      (3.182.273,24)  
12º LEN - MCSD (- MIII) A-3 2014-20 T                            
        (64.171)      (56.107)      145,10      (8.140.885,34)  
Montante
Contratado (MWh)
Montante
Considerado (MWh)
Tarifa
(R$/MWh)
Despesa
(R$)

Fls. 17 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001065/2016-33 
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T 
  
208.917  
  
182.662  
  
145,10  
  
26.503.617,50  
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T 
  
225.775  
  
197.401  
  
145,10  
  
28.642.237,93  
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra 
  
105.010  
  
91.813  
  
137,33  
  
12.609.040,11  
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T 
  
(2.437) 
  
(2.131) 
  
300,28  
  
(639.799,04) 
1º LEN  redução COCAL A-4 2009-15 T 
  
(1.518) 
  
(1.327) 
  
300,28  
  
(398.594,94) 
1º LEN A-4 2009-15 T 
  
143.049  
  
125.072  
  
300,28  
  
37.556.209,72  
1º LEN A-4 2009-30 H 
  
11.210  
  
9.801  
  
213,67  
  
2.094.253,03  
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés 
  
(54) 
  
(47) 
  
215,09  
  
(10.105,00) 
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés 
  
(244) 
  
(213) 
  
215,09  
  
(45.830,05) 
1º LEN A-5 2010-15 T 
  
307.233  
  
268.623  
  
265,67  
  
71.364.575,81  
1º LEN A-5 2010-30 H 
  
316.857  
  
277.037  
  
215,09  
  
59.589.042,39  
01º LEN A-5 2010-30 H  - Retirada Porto Goés 
  
(2.851) 
  
(2.493) 
  
215,09  
  
(536.234,27) 
3º LEN A-5 2011-15 T 
  
189.124  
  
165.356  
  
287,16  
  
47.484.178,03  
3º LEN A-5 2011-30 H 
  
201.143  
  
175.865  
  
220,83  
  
38.835.748,53  
5º LEN A-5 2012-15 T 
  
484.689  
  
423.777  
  
243,10  
  
103.018.971,11  
5º LEN A-5 2012-30 H 
  
224.161  
  
195.990  
  
226,63  
  
44.417.170,15  
7º LEN A-5 2013-15 T 
  
182.464  
  
159.533  
  
242,09  
  
38.621.243,56  
10º LEN A-5 2015-30 H 
  
87.399  
  
76.415  
  
151,58  
  
11.583.346,70  
11º LEN A-5 2015-30 H 
  
253.479  
  
221.624  
  
99,84  
  
22.127.459,83  
1º LFA A-3 2010-15 OF 
  
143.470  
  
125.440  
  
252,60  
  
31.685.859,54  
1º LFA A-3 2010-30 H 
  
61.679  
  
53.927  
  
240,40  
  
12.964.037,58  
3º LFA BIO-2016/ Nova regra 
  
28.567  
  
24.977  
  
227,56  
  
5.683.750,44  
3º LFA EOL-2017/ Nova regra 
  
1.907  
  
1.667  
  
189,46  
  
315.881,04  
Estruturante Santo Antônio 
  
363.736  
  
318.024  
  
136,87  
  
43.528.990,27  
Estruturante Santo Antônio - MCSD 
  
21.458  
  
18.761  
  
136,87  
  
2.567.921,27  
Estruturante Jirau 
  
194.378  
  
169.950  
  
120,39  
  
20.459.846,04  
Estruturante Jirau - MCSD 
  
34.156  
  
29.864  
  
120,39  
  
3.595.205,08  
Estruturante Belo Monte 
  
613.771  
  
536.637  
  
119,33  
  
64.037.627,32  
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 71EBACF6003A1AB5 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
ANDRE LUCIO NEVES
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T                        
    208.917      182.662      145,10      26.503.617,50  
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T                        
    225.775      197.401      145,10      28.642.237,93  
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra                        
    105.010      91.813      137,33      12.609.040,11  
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T                        
    (2.437)      (2.131)      300,28      (639.799,04)  
1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T                        
    (1.518)      (1.327)      300,28      (398.594,94)  
1º LEN A-4 2009-15 T                        
    143.049      125.072      300,28      37.556.209,72  
1º LEN A-4 2009-30 H                        
    11.210      9.801      213,67      2.094.253,03  
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés                        
    (54)      (47)      215,09      (10.105,00)  
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés                        
    (244)      (213)      215,09      (45.830,05)  
1º LEN A-5 2010-15 T                        
    307.233      268.623      265,67      71.364.575,81  
1º LEN A-5 2010-30 H                        
    316.857      277.037      215,09      59.589.042,39  
01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés                        
    (2.851)      (2.493)      215,09      (536.234,27)  
3º LEN A-5 2011-15 T                        
    189.124      165.356      287,16      47.484.178,03  
3º LEN A-5 2011-30 H                        
    201.143      175.865      220,83      38.835.748,53  
5º LEN A-5 2012-15 T                        
    484.689      423.777      243,10      103.018.971,11  
5º LEN A-5 2012-30 H                        
    224.161      195.990      226,63      44.417.170,15  
7º LEN A-5 2013-15 T                        
    182.464      159.533      242,09      38.621.243,56  
10º LEN A-5 2015-30 H                        
    87.399      76.415      151,58      11.583.346,70  
11º LEN A-5 2015-30 H                        
    253.479      221.624      99,84      22.127.459,83  
1º LFA A-3 2010-15 OF                        
    143.470      125.440      252,60      31.685.859,54  
1º LFA A-3 2010-30 H                        
    61.679      53.927      240,40      12.964.037,58  
3º LFA BIO-2016/ Nova regra                        
    28.567      24.977      227,56      5.683.750,44  
3º LFA EOL-2017/ Nova regra                        
    1.907      1.667      189,46      315.881,04  
Estruturante Santo Antônio                        
    363.736      318.024      136,87      43.528.990,27  
Estruturante Santo Antônio - MCSD                        
    21.458      18.761      136,87      2.567.921,27  
Estruturante Jirau                        
    194.378      169.950      120,39      20.459.846,04  
Estruturante Jirau - MCSD                        
    34.156      29.864      120,39      3.595.205,08  
Estruturante Belo Monte                        
    613.771      536.637      119,33      64.037.627,32  

Fls. 18 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001065/2016-33 
Estruturante Belo Monte 
  
77.319  
  
67.603  
  
119,33  
  
8.067.094,86  
Bilaterais 
  
12.356  
  
10.803  
  
177,66  
  
1.919.321,37  
INVESTCO 
  
12.356  
  
10.803  
  
177,66  
  
1.919.321,37  
Energia Base 
  
5.922.125  
  
5.207.423  
  
118,38  
  
616.468.728,55  
Cota Angra I/Angra II 
  
410.041  
  
358.510  
  
206,29  
  
73.957.067,34  
Cotas Lei n º 12783/2013 
  
2.922.658  
  
2.555.361  
  
65,53  
  
167.459.041,13  
Itaipu (tirando as perdas) 
  
2.354.333  
  
2.058.459  
  
182,20  
  
375.052.620,08  
PROINFA 
  
235.092  
  
235.092  
  
-  
  
-  
Total 
  
11.882.941  
  
10.419.130  
  
166,48  
  
1.734.563.493,89  
 
 
57. 
Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA12 e na DRP 
para a BANDEIRANTE, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 
1.834.650.901,84 e R$ 1.734.563.493,89. 
 
III.6. Parcela B 
 
58. 
O Fator X13 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na 
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que 
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa 
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
T
Q
Pd



X
Fator 
 
 
onde:  
 
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
59. 
A Resolução Homologatória nº 1.973/2015 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os 
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,14% e -0,24%, respectivamente, a serem aplicados na 
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da BANDEIRANTE. 
 
                                                          
 
12 O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados 
pelo preço médio de repasse do processo tarifário anterior. 
13 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 71EBACF6003A1AB5 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Estruturante Belo Monte                        
    77.319      67.603      119,33      8.067.094,86  
Bilaterais                        
    12.356      10.803      177,66      1.919.321,37  
INVESTCO                        
    12.356      10.803      177,66      1.919.321,37  
Energia Base                        
    5.922.125      5.207.423      118,38      616.468.728,55  
Cota Angra I/Angra II                        
    410.041      358.510      206,29      73.957.067,34  
Cotas Lei n º 12783/2013                        
    2.922.658      2.555.361      65,53      167.459.041,13  
Itaipu (tirando as perdas)                        
    2.354.333      2.058.459      182,20      375.052.620,08  
PROINFA                        
    235.092      235.092      -      -  
Total                        
    11.882.941      10.419.130      166,48      1.734.563.493,89  

Fls. 19 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001065/2016-33 
60. 
Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET 14, para a aferição do 
componente Q (qualidade do serviço) do Fator X 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.  
 
61. 
Os indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus 
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. No caso do atual reajuste da 
BANDEIRANTE foram considerados apenas os pesos dos indicadores de DEC e FEC, de modo que o valor 
do componente Q do Fator X a ser aplicado na atualização da Parcela B é de 0,22%. 
 
Tabela 9: Fator X 
 
  
 
62. 
Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M15 e do Fator X. A variação 
do IGP-M para o período de referência foi de 10,66%, enquanto o Fator X resultou em 1,12%. A tabela 
abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP. 
 
Tabela 10: Cálculo da Parcela B 
 
 
 
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
63. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias. 
 
64. 
Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:  
 
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
                                                          
 
14 Será aplicada a nova metodologia para os reajustes tarifários após o 4º ciclo de revisão tarifária periódica. 
15 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. 
Componentes
Valor
Componente Pd do Fator X
1,14%
Componente T do Fator X
-0,24%
Componente Q do Fator X
0,22%
Fator X
1,12%
Descrição
Valores
Parcela B - DRA (R$)
756.699.236,90
          
IGP-M
10,66%
Fator X
1,12%
Parcela B - DRP (R$)
828.863.354,57
          
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Fls. 20 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001065/2016-33 
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do 
Ministério da Fazenda (MF).  
 
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, e a nova 
metodologia de cálculo resultado da 4ª fase da Audiência Pública 78/2011, a apuração do 
saldo da CVA será realizada com base nos valores devidos de pagamentos, ao invés dos 
valores apresentados pelas concessionárias para o processo tarifário corrente. Os dados 
considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de fiscalização, 
ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão incorporadas no 
processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa Selic. 
 
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados 
pela taxa média anual BM&F16, de 12,57% a.a.. 
 
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzido a parcela da receita decorrente da 
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses da 
Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos 
custos dos CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de 
competência de janeiro de 2015 a julho de 2016, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 
do PRORET.  
 
 Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das 
Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a 
cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para 
a CVA ESS/EER para as competências de janeiro de 2015 a julho de 2016. 
 
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita 
no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016. 
Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa decorrente de 
ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do repasse do resultado 
financeiro das compras e vendas no MCP com o consequente desaparecimento do Fator K; 
(ii) exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio dos 
contratos de compra de energia, exceto para contratos de disponibilidade e (iii) utilização 
dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos resultados do MCP 
para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços do Sistema. 
 
                                                          
 
16 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 
1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do 
reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos 
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a 
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias 
e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste. 
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 Foi incluído no cálculo da CVAENERGIA o risco financeiro decorrente de diferenças de preços 
entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme critérios de rateio 
previstos nas regras de comercialização vigentes. A SGT apurou, com base nos relatórios 
da CCEE, o valor da exposição líquida das diferenças de preços de submercados, 
atualizado pela taxa SELIC, referente ao período de janeiro de 2015 a julho de 2016.  
 
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo: 
 
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento 
 
 
 
 
 
A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA relacionada 
aos custos de aquisição de energia representou o repasse de R$ 177.334.746,10, com efeito 
no atual reajuste de 4,33%. Os principais componentes que impactaram no saldo da 
CVAENERGIA foram os contratos de cota de garantia física e os contratos CCEAR-D. A 
participação no mix de contratação da Bandeirante desses contratos foi de 18% e 31%, 
respectivamente. Os custos dos contratos de cotas de garantia física tiveram valores 
majorados devido ao Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em 
Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, onde foi incorporada nova 
parcela de custo relacionado ao Retorno da Bonificação pela Outorga17.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
                                                          
 
17 Previsto na Lei n° 13.203/2015. 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
(59.154.021,02)
         
(50.308.881,74)
         
(53.610.110,64)
               
CVA CDE Energia
14.195.664,46
          
17.070.972,67
          
18.191.156,35
                 
CVA Rede Básica
4.172.322,68
            
4.165.851,51
            
4.439.211,38
                   
CVA Compra Energia
117.698.871,62
        
166.414.742,73
        
177.334.746,10
               
CVA Transporte Itaipu
1.563.493,36
            
1.709.156,13
            
1.821.309,60
                   
CVA Proinfa
21.158.420,71
          
22.571.849,83
          
24.052.996,71
                 
CVA ESS/ERR
(12.652.076,08)
         
(11.748.007,61)
         
(12.518.902,54)
               
Total
86.982.675,72
          
149.875.683,52
        
159.710.406,95
               
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12 Meses
Delta 5 ° D i a Ú t i l A nterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)  
CVA CDE ( 59.154.021,02) ( 50.308.881,74) (53.610.110,64)
CVA CDE Energia 14.195.664,46 17.070.972,67 1 8.191.156,35
CVA Rede Básica 4.172.322,68 4.165.851,51 4 .439.211,38
CVA Compra Energia 117.698.871,62 166.414.742,73 1 77.334.746,10
CVA Transporte Itaipu 1.563.493,36 1.709.156,13 1 .821.309,60
CVA Proinfa 21.158.420,71 22.571.849,83 2 4.052.996,71
CVA ESS/ERR ( 12.652.076,08) ( 11.748.007,61) (12.518.902,54)  
Total 8 6.982.675,72 1 49.875.683,52 1 59.710.406,95  

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Processo nº 48500.001065/2016-33 
Gráfico I - Composição do Mix da Bandeirante na CVA  
 
 
 
Gráfico II - Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT – Bandeirante  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
18%
31%
4%
2%
19%
7%
18%
1%
Qm (MWh)
CCEAR-Q
CCEAR-D
CCEN
PROINFA
Itaipu
BILATERAL
CCGF
CCEAR-A
0,06% 
(8,59%)
2,20% 
5,46% 
0,83% 
8,11% 
2,22% 
(10,99%)
5,01% 
(15,00%)
(10,00%)
(5,00%)
0,00%
5,00%
10,00%
CCEAR-Q CCEAR-D
CCEN
Itaipu
BILATERAL
CCGF
CCEAR-A Receita de
Bandeiras
Alocada
Energia
DEMAIS
CUSTOS
%CVA Energia no processo tarifário
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8,11%
5,46%
5,01%                    
                    
2,20%
0,06%        0,83%    2,22%        
CCEAR-Q CC  EAR  -D CCEN Itaipu BILATERAL CCGF CCEAR-A Re
Ba          ceita
ndei  de DEMAIS
ras CUSTOS    
Al
E              oca
nerg  da
ia    
(8,59%)
(10,99%)                    

Fls. 23 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
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Gráfico III - CVA Energia – Bandeirante 
 
 
 
ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, foi verificado se o Saldo da CVA em Processamento 
considerado no processo tarifário de 2015 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.  
 
 Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os 
valores de CVA do 5º dia útil fiscalizados pela SFF18, os quais foram informados por 
meio do Memorando nº 513/2016-SFF/ANEEL, de 20/09/2016. Destaca-se que os 
saldos fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, tendo 
sido excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de 
competência do ano de 2015, os quais foram incluídos na apuração da CVA em 
processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao disposto no inciso (ii) do 
Despacho nº 652, de 15 de março de 2016.  
 
 No saldo a compensar analisado também está contemplado o financeiro de saldo a 
compensar da reversão da RTE realizada no processo tarifário de 2015.  
                                                          
 
18 Segundo Memorando n° 513/2016 – SFF/ANEEL, a análise dos resultados da fiscalização, para compra de energia, se 
estenderá para o processo de fiscalização do reajuste subsequente. Ressalta-se que possíveis ajustes não correm riscos de 
serem atingidos pelo instituto da decadência. 
(500,00)
0,00
500,00
1.000,00
1.500,00
2.000,00
Milhões
Cobertura tarifária (R$)
Pagamento CVA após limite de repasse (R$)
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Fls. 24 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001065/2016-33 
 
 
iii) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme 
a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016. 
Os valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto 
Prazo foram:  
 
 a) Para o ano civil de 2015: Sobrecontratação de energia de 1.191.738 MWh. Com a 
publicação do Despacho 2271/2016 da exposição involuntária de 2015, está sendo 
considerado o resultado financeiro do montante de sobrecontratação acima de 5% do 
mercado regulatório, no valor de R$ 69.776.061,29. Cabe ressaltar que também está 
sendo calculando o valor deste financeiro para o período de janeiro de 2015 a julho de 
2016, sendo o referido montante de energia obtido com base em dados fornecidos pela 
CCEE e representa, juntamente com o ajuste financeiro das operações no mercado de 
curto prazo, um repasse tarifário de -R$ 66.156.884,64, a preços de outubro/16. 
 
 Ressalta-se que não há valores de repasse pela Conta Bandeira à concessionária ao 
longo de 2015 a título de Exposição Involuntária.  
 
 Foi feito o ajuste relativo ao MAC da UHE Santo Antônio19 no cálculo da exposição ao 
mercado de curto prazo de 2014 que resultou em um valor de - R$ 869.912,03, 
atualizado pela taxa Selic. 
 
 Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou 
Exposição ao Mercado de Curto Prazo é de R$ (28.824.997,31), já atualizado para 
preços de outubro de 2016. 
 
  
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula 
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão anterior, a neutralidade dos encargos refere-
se ao cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais 
faturados no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, 
devidamente atualizadas pela taxa SELIC. 
 
v) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram 
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de setembro de 2015 a agosto de 
2016, atualizados pela taxa SELIC, conforme Submódulo 4.4 do PRORET, resultante da 4ª fase da AP ° 
078/2011, tendo sido fiscalizados20 pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF. 
 
                                                          
 
19 Conforme determinação no voto do Diretor Relator (parágrafo 76, alínea a) do processo tarifário 48500.006196/2014-45, 
referente ao reajuste da CPFL Piratininga de 2015, foi feito recálculo do valor relativo ao ano civil de 2014, decorrente da 
redução do montante contratual de Santo Antônio contabilizada pela CCEE em julho de 2014. 
20 Memorandos n° 514/2016-SFF/ANEEL. 
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Processo nº 48500.001065/2016-33 
vi) Diferencial Eletronuclear. É a diferença21 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 ajuste, de R$ 43.672,33, relativo ao descasamento entre a cobertura tarifária concedida no processo 
tarifário anterior, para os 12 meses subsequentes, e o pagamento das parcelas mensais, realizado até 
dezembro de 2015.  
 
vii)  Ajuste Parcela B e Ajuste Parcela A. Após análise do Pedido de Reconsideração 
referente ao processo de revisão tarifária de 2015, houve deferimento quanto às perdas não técnicas e, de 
ofício, correção dos custos de conexão. Com isso, a diferença apurada em relação aos valores originais do 
processo de revisão tarifária de 2015 foi atualizada e incorporada neste processo tarifário, o que implicou 
em um componente financeiro Ajuste Parcela B de R$ 35.169,64 e em um componente financeiro Ajuste 
Parcela A de R$ 2.217.916,63.     
 
viii) Ajuste Liminar Abrace: no último processo tarifário foi concedido componente financeiro 
devido a aplicação das tarifas com efeitos das liminares que contestavam os valores da Conta de 
Desenvolvimento Energético – CDE, denominado de Ajuste Liminar Abrace, e que será revertido neste 
processo tarifário com base no Despacho ANEEL n. 1576 de 14 de junho de 2016, que revogou o Despacho 
n. 2.792/2015. Assim, as distribuidoras deduzirão das cotas mensais da CDE os efeitos das liminares com 
o estorno dos efeitos das liminares já repassadas nos processos tarifários. No caso da Bandeirante, a 
reversão do Ajuste Liminar Abrece foi de -R$ 84.632.004,34. 
 
ix) Penalidade 
de 
Subrecontração/Ultrapassem 
no 
Suprimento 
Concessionárias/Permissionárias menor que 500 GWh/ano. É a receita proveniente do faturamento da 
energia fora da faixa de tolerância das distribuidoras supridas com mercado inferior a 500 GWh que deve 
ser deduzida da receita requerida nos processos tarifários das supridoras, conforme determina o submódulo 
11.1 do PRORET. 
 
x) 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 
                                                          
 
21 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, conforme parcelas homologadas pela Resolução Homologatória 1.585/2013. 
Esse ajuste será considerado até o processo tarifário de 2016. 
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Fls. 26 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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possibilitaria a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria 
o cálculo da RTE. 
 
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários 
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A 
RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de 
Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual. 
 
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta a 
cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz 
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos 
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas 
CVAs e já não tenham sido revertidos no último processo tarifário. 
 
 Portanto, está sendo revertido o valor de -R$ 120.985.672,59, devidamente atualizado 
pela SELIC, referente à receita faturada no período remanescente de 1º de setembro 
de 2015 a 22 de outubro de 2015, proveniente dos componentes financeiros de CDE 
estabelecidos na RTE. Já para o componente financeiro de Compra de Energia 
estabelecido na RTE, está sendo revertida a receita faturada para o período de 1º de 
julho de 2015 a 22 de outubro de 2015, totalizando -R$ 17.098.353,73, atualizada pela 
SELIC.  
 O saldo a compensar dessa reversão será apurado, no próximo reajuste tarifário, 
seguindo a mesma sistemática de cálculo da CVA saldo a compensar.  
 
 
65. 
A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Tabela 12: Componentes Financeiros 
 
 
 
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
66. 
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. 
 
67. 
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. 
 
68. 
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. 
 
69. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a 
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses 
da Conta Bandeiras foram considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do 
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de 2015.  
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
(23.884.860,12)
         
-0,58%
CVA em Processamento - Energia comprada
177.334.746,10
        
4,33%
CVA em Processamento - Transmissão
6.260.520,97
            
0,15%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(273.342.000,70)
       
-6,68%
Neutralidade dos Encargos
55.160.404,30
          
1,35%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(28.824.997,31)
         
-0,70%
Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014
(869.912,03)
              
-0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
840.530,85
               
0,02%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
(17.098.353,73)
         
-0,42%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(105.601.968,13)
       
-2,58%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(15.383.704,46)
         
-0,38%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
43.672,33
                 
0,001%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
(170.935,16)
              
-0,004%
Ajuste Liminar Abrace
(84.632.004,34)
         
-2,07%
Ajuste Parcela B (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela B
35.169,64
                 
0,001%
Ajuste Parcela A (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela A
2.217.916,63
            
0,05%
Total
(307.915.775,15)
       
-7,52%
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COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais ( 23.884.860,12) -0,58%
CVA em Processamento - Energia comprada 177.334.746,10 4,33%
CVA em Processamento - Transmissão 6.260.520,97 0,15%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 273.342.000,70) -6,68%
Neutralidade dos Encargos 55.160.404,30 1,35%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 28.824.997,31) -0,70%
Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014 ( 869.912,03) -0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 840.530,85 0,02%
Financeiro de Reversão RTE - Energia ( 17.098.353,73) -0,42%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 105.601.968,13) -2,58%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia ( 15.383.704,46) -0,38%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 43.672,33 0,001%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento ( 170.935,16) -0,004%
Ajuste Liminar Abrace ( 84.632.004,34) -2,07%
Ajuste Parcela B (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela B 35.169,64 0,001%
Ajuste Parcela A (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela A 2.217.916,63 0,05%  
Total ( 307.915.775,15) -7,52%  

Fls. 28 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001065/2016-33 
 
70. 
Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras 
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA 
e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da BANDEIRANTE não sofresse um aumento adicional médio 
de 11,88%.   
 
 
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
71. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto 
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário 
especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 
GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de irrigação. 
 
72. 
Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. – 
Eletrobras – deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os 
referidos descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos 
subsídios a serem repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste 
processo tarifário. 
 
73. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a 
distribuidora no período de competência de outubro/2016 a setembro/2017, até o 10º dia útil do mês 
subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os 
realizados no período de outubro/2015 a setembro/2016.  
 
Tabela 13: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobras 
 
 
 
VI. Metodologia para o cumprimento de decisões liminares relativas ao pagamento da CDE  
 
74. 
Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem ajuizando 
ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas controversas no 
orçamento anual da CDE. 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
475.945,97
                    
2.443.783,11
                 
2.919.729,07
                 
Subsídio Geração Fonte Incentivada
379,00
                           
55.319,78
                      
55.698,77
                      
Subsídio Distribuição
(13.438,38)
                    
576.816,99
                    
563.378,60
                    
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
42.271,38
                      
1.254.324,64
                 
1.296.596,02
                 
Subsídio Rural
(38.118,40)
                    
729.353,15
                    
691.234,75
                    
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(2.432,68)
                      
1.637,05
                        
(795,63)
                         
Total
464.606,88
                    
5.061.234,71
                 
5.525.841,59
                 
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TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 4 75.945,97 2 .443.783,11 2 .919.729,07
Subsídio Geração Fonte Incentivada 3 79,00 5 5.319,78 5 5.698,77
Subsídio Distribuição (13.438,38) 5 76.816,99 5 63.378,60
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 4 2.271,38 1 .254.324,64 1 .296.596,02
Subsídio Rural (38.118,40) 7 29.353,15 6 91.234,75
Subsídio Irrigante/Aquicultor (2.432,68) 1 .637,05 (795,63)  
Total 4 64.606,88 5 .061.234,71 5 .525.841,59  

Fls. 29 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001065/2016-33 
75. 
A primeira decisão liminar favorável foi mediante ação ajuizada pela Associação Brasileira 
de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE no Processo Judicial n. 26648-
39.2015.4.01.3400.  
 
76. 
Para cumprir a decisão liminar favorável aos membros da ABRACE, foi preciso desenvolver 
metodologia específica para o cálculo das cotas anuais da CDE e do correspondente encargo tarifário, de 
forma não prevista na legislação e na regulação vigentes.  
 
77. 
Para isso, foi aberta a Audiência Pública nº 57/2015 que teve como resultado final a 
Resolução Homologatória nº 1.967/2015 e o Despacho nº 3.312/2015 estabelecendo, resumidamente, duas 
ações para incorporar a liminar da ABRACE ao processo tarifário: (i) publicar tarifas específicas para os 
associados da ABRACE, para os dois ambientes de contratação (LIVRE e CATIVO) e para as modalidades 
tarifárias aplicáveis a cada subgrupo tarifário de acordo com o mercado fornecido pela distribuidora; e (ii) 
reconhecer um financeiro da diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada no último processo tarifário e a 
nova tarifa aprovada pela REH nº 1.967/2015, considerando o mercado faturado dos consumidores 
ABRACE. 
 
78. 
No entanto, com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da 
CDE após a liminar concedida à ABRACE, a decisão da ANEEL quanto a metodologia de aplicação das 
liminares mostrou-se impraticável do ponto de vista operacional tanto para a Agência quanto para as 
distribuidoras. 
 
79. 
Dessa maneira, a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 
2.083/201622, de 14 de junho de 2016, publicar as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de 
consumidores beneficiados, de tal forma que as distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE 
considerando as novas tarifas publicadas, com vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus 
efeitos.  
 
80. 
Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à Eletrobras as cotas da CDE fixadas 
pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma competência, e observando a 
diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à ELETROBRAS sobre as glosas 
realizadas. 
 
81. 
Além disso, no último processo tarifário foi concedido componente financeiro devido a 
aplicação das tarifas com efeitos das liminares que contestavam os valores da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE, denominado de Ajuste Liminar Abrace, e que será revertido neste processo tarifário com 
base no Despacho ANEEL n. 1576 de 14 de junho de 2016, que revogou o Despacho n. 2.792/2015. Assim, 
as distribuidoras deduzirão das cotas mensais da CDE os efeitos das liminares com o estorno dos efeitos 
das liminares já repassadas nos processos tarifários. No caso da Bandeirante, a reversão do Ajuste Liminar 
Abrace foi de -R$ 84.632.004,34. 
 
                                                          
 
22 Publicada em 16 de junho de 2016. 
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Processo nº 48500.001065/2016-33 
 
VII. 
Análise dos Resultados 
 
82. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da BANDEIRANTE - Bandeirante Energia S/A. conduz a 
um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de -23,53%, sendo de -28,64%, em média, 
para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -19,51%, em média, para os consumidores 
conectados na Baixa Tensão.  
 
Tabela 14: Efeito médio  
 
 
 
83. 
O efeito médio de -23,53% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da inclusão 
dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses 
subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo de revisão tarifária 
de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
84. 
A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de -
4,09%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A e a B na Data do Reajuste Anterior – DRA 
apenas os custos estabelecidos no processo de revisão tarifária de 2015. 
 
85. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em -5,85% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 1,76%.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-28,64%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-19,51%
Efeito Médio AT+BT
-23,53%
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Tabela 15: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
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 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-7,18%
-5,85%
78,88%
Encargos Setoriais
-11,11%
-3,51%
29,23%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
7,22%
0,01%
0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-39,20%
-7,13%
11,53%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
16,31%
0,38%
2,81%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
11,35%
0,63%
6,44%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
83,17%
2,02%
4,64%
PROINFA
33,48%
0,72%
2,98%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-14,80%
-0,12%
0,74%
ONS
6,32%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
1,90%
0,10%
5,46%
Rede Básica
-2,92%
-0,10%
3,46%
Rede Básica Fronteira
13,69%
0,10%
0,87%
Rede Básica ONS (A2)
22,39%
0,00%
0,01%
MUST Itaipu
10,05%
0,05%
0,62%
Transporte de Itaipu
4,00%
0,01%
0,28%
Conexão
16,73%
0,03%
0,22%
Custos de Aquisição de Energia
-5,46%
-2,45%
44,19%
PARCELA B
9,54%
1,76%
21,12%
IRT considerando a variação tarifária da RTP 2015
-4,09%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-7,52%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
-0,58%
CVA em Processamento - Energia comprada
4,33%
CVA em Processamento - Transmissão
0,15%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-6,68%
Neutralidade dos Encargos
1,35%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-0,70%
Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014
-0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,02%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
-0,42%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-2,58%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,38%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,001%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
-0,004%
Ajuste Liminar Abrace
-2,07%
Ajuste Parcela B (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela B
0,001%
Ajuste Parcela A (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela A
0,05%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-11,92%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-23,53%
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 71EBACF6003A1AB5 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
ANDRE LUCIO NEVES
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -7,18% -5,85% 78,88%  
Encargos Setoriais -11,11% -3,51% 29,23%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 7,22% 0,01% 0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -39,20% -7,13% 11,53%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 16,31% 0,38% 2,81%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 11,35% 0,63% 6,44%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 83,17% 2,02% 4,64%
PROINFA 33,48% 0,72% 2,98%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. -14,80% -0,12% 0,74%
ONS 6,32% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão 1,90% 0,10% 5,46%  
Rede Básica -2,92% -0,10% 3,46%
Rede Básica Fronteira 13,69% 0,10% 0,87%
Rede Básica ONS (A2) 22,39% 0,00% 0,01%
MUST Itaipu 10,05% 0,05% 0,62%
Transporte de Itaipu 4,00% 0,01% 0,28%
Conexão 16,73% 0,03% 0,22%  
Custos de Aquisição de Energia -5,46% -2,45% 44,19%  
PARCELA B 9,54% 1,76% 21,12%  
IRT considerando a variação tarifária da RTP 2015 -4,09% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -7,52%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais -0,58%
CVA em Processamento - Energia comprada 4,33%
CVA em Processamento - Transmissão 0,15%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -6,68%
Neutralidade dos Encargos 1,35%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,70%
Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014 -0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,02%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -0,42%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -2,58%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,38%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,001%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento -0,004%
Ajuste Liminar Abrace -2,07%
Ajuste Parcela B (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela B 0,001%
Ajuste Parcela A (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela A 0,05%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -11,92%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -23,53%
A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.  

Fls. 33 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001065/2016-33 
86. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -7,52% no atual 
reajuste da BANDEIRANTE. 
 
87. 
Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo 
de revisão tarifária de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, 
representa uma redução de -11,92% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente 
praticadas pelos consumidores. 
 
88. 
O Valor da Parcela A apresentou uma variação de -7,18% em relação ao processo de 
revisão tarifária de 2015, representando -5,85% na composição do efeito médio, com destaque para: 
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -11,11% 
em comparação com os valores do processo de revisão tarifária de 2015, correspondendo a uma variação 
tarifária no efeito médio de -3,51%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, 
decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016, conforme Resolução 
Homologatória nº 2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -7,13% no atual 
reajuste da BANDEIRANTE. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de 1,90% em relação ao processo de revisão tarifária 
de 2015, correspondendo a um efeito médio de 0,10%.  
 
iii) Compra de Energia. Variação de -5,46% em relação ao processo anterior, contribuindo 
para um efeito médio de -2,45%. Contribuiu para esse efeito negativo no custo da aquisição de energia a 
tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional para 2016, publicada pela Resolução Homologatória nº. 
2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma redução de 32,3% em relação à tarifa praticada em 2015. 
 
89. 
A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em 
relação ao processo anterior. 
 
Tabela 16: Comparação da variação do custo de energia 
 
 
 
Tipo de contrato
Processo DRA
Processo atual
Variação
Processo DRA
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
84.924
88.616
4,35%
221,63
307,25
38,63%
Existente - CCEAR-QTD
151.755
-1
-100,00%
213,03
771,56
262,18%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
2.985.856
3.137.736
5,09%
229,16
260,28
13,58%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.360.121
1.417.290
4,20%
175,40
190,51
8,61%
Madeira e Belo Monte
897.111
1.304.819
45,45%
116,92
124,69
6,65%
Bilateral
433.695
12.356
-97,15%
217,55
177,66
-18,33%
Cota Angra I e Angra II
401.249
410.041
2,19%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
2.952.672
2.922.658
-1,02%
35,82
65,53
82,95%
Itaipu
2.223.506
2.354.333
5,88%
326,10
182,20
-44,13%
Proinfa
226.212
235.092
3,93%
0,00
0,00
-
Sobra (-) / Exposição (+)
-1.301.989
-1.463.811
12,43%
180,06
170,32
-5,41%
TOTAL
10.415.110
10.419.130
0,04%
176,15
166,48
-5,49%
Custo unitário (R$/MWh)
Montante de energia (MWh)
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 71EBACF6003A1AB5 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
ANDRE LUCIO NEVES
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo DRA Processo atual Variação  Processo DRA Processo atual Variação  
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Proinfa  84.924 88.616 4,35%
151.755 -1 -100,00%
2.985.856 3.137.736 5,09%
1.360.121 1.417.290 4,20%
897.111 1.304.819 45,45%
433.695 12.356 -97,15%
401.249 410.041 2,19%
2.952.672 2.922.658 -1,02%
2.223.506 2.354.333 5,88%
226.212 235.092 3,93%  221,63 307,25 38,63%
213,03 771,56 262,18%
229,16 260,28 13,58%
175,40 190,51 8,61%
116,92 124,69 6,65%
217,55 177,66 -18,33%
162,09 206,29 27,27%
35,82 65,53 82,95%
326,10 182,20 -44,13%
0,00 0,00 -  
Sobra (-) / Exposição (+)  -1.301.989 -1.463.811 12,43%  180,06 170,32 -5,41%  
TOTAL  10.415.110 10.419.130 0,04%  176,15 166,48 -5,49%  

Fls. 34 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001065/2016-33 
90. 
A atualização da Parcela B representou 1,76% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X. 
  
91. 
O gráfico IV demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova 
Receita Anual da concessionária. 
 
Gráfico IV: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
 
 
92. 
O gráfico V ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 17,3% para o ICMS e 5,2% 
para o PIS e COFINS (total de 22,5% por dentro), o que equivale a uma majoração de 29,05% por fora sobre 
o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
Gráfico V: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
Custo de       
Distribuição
21,1%
Custo de            
Energia
44,2%
Custo de     
Transmissão
5,5%
Encargos          
Setoriais
29,2%
Custo de       
Distribuição
16,4%
Custo de            
Energia
34,2%
Custo de     
Transmissão
4,2%
Encargos          
Setoriais
22,7%
ICMS 17,3%
PIS/COFINS 5,2%
Tributos
22,5%
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ANDRE LUCIO NEVES
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO

Fls. 35 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001065/2016-33 
93. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da BANDEIRANTE nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (81,46%) e IPCA (76,02%) 
no mesmo período. 
 
Gráfico VI: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)  
 
 
 
94. 
Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da 
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das distribuidoras 
e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação acumulada do IPCA 
até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória nº 1.121, de 15/3/2011. 
 
 
VIII. 
DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
95. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo 
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão nº 202/1998. 
 
IX. DA CONCLUSÃO 
 
96. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº. 202/1998, no que consta 
do Processo nº 48500.001065/2016-33 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
267,82
300,47
301,46
325,37
325,37
348,94
304,94
367,77
433,41
500,57
402,99
out/07
out/08
out/09
out/10
out/11
out/12
out/13
out/14
mar/15
out/15
out/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
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ANDRE LUCIO NEVES
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Fls. 36 Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001065/2016-33 
 
i) 
pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de -11,61% a ser aplicado 
às tarifas da BANDEIRANTE, que corresponde a um efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores de -23,53% sendo de -28,64% em média para os consumidores 
conectados em Alta Tensão (AT) e de -19,51% em média para aqueles conectados 
em Baixa Tensão (BT); 
 
ii) 
pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da BANDEIRANTE; 
 
iii) 
pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de 
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; 
 
iv) 
pela aprovação, para fins de cálculo do atual reajuste tarifário, da previsão anual dos 
Encargos de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER; e 
 
v) 
pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à distribuidora 
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária; 
 
 
X.  DA RECOMENDAÇÃO 
 
97. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
ANDRÉ LÚCIO NEVES 
Especialista em Regulação 
RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
 
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO 
Especialista em Regulação 
 
 
De acordo: 
 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 71EBACF6003A1AB5 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
ANDRE LUCIO NEVES
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO