VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.000016/2016-83 e 48500.001313/2016-46 
 
INTERESSADOS: Energisa Tocantins -  Distribuidora de Energia S.A. 
 
RELATOR: Diretor José Jurhosa Júnior 
 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
 
ASSUNTO: Resultado da Audiência Pública n° 23/2016, instituída com vistas a colher subsídios e informações 
adicionais para o aprimoramento da proposta referente à Quarta Revisão Tarifária Periódica da Energisa Tocantins -
  Distribuidora de Energia S.A, a vigorar a partir de 04 de julho de 2016, e definição dos correspondentes limites dos 
indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de 
Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2017 a 2020. 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição no 052/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Energisa Tocantins -  Distribuidora de Energia 
S.A, estabelece a data de 04 de julho de 2016 para a realização da quarta revisão tarifária periódica da 
concessionária. 
 
2. 
As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, que 
tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária. 
 
3. 
Em 19/04/2016, na 13° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a 
Audiência Pública n° 23/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária e os limites 
de DEC e FEC para o período de 2017 a 2020. O período de contribuições se estendeu de 20 de abril a 19 de maio, 
por intercâmbio documental.   
 
4. 
No dia 23/06/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições 
trazidas na AP n° 23, foi encaminhada à ENERGISA TOCANTINS e ao Conselho de Consumidores. Em 1º/6/2016, 
na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da Empresa; e no dia 27/06/2016 foi realizada 
reunião com o Conselho de Consumidores, para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que o 
Conselho de Consumidores apresentou as suas contribuições finais.  
 
5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota Técnica 
89, de 15 de junho de 2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e apresentou proposta 
para a fixação dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da ENERGISA 
TOCANTINS, para o período de 2017 a 2020.  
 
6. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela SRD, 
por meio do Memorando n° 238/2016-SRD/ANEEL, de 16/06/2016. 
 
7. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 343/2016-SFF/ANEEL, de 23/06/2016.

8. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica 212, de 23 de junho de 
2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da Energisa Tocantins.  
 
9. 
Em 28 de junho de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, administrado 
por esta Agência, e identificou-se que não constavam inadimplências relativas às obrigações setoriais para com o 
Setor Elétrico, conforme estabelecido na Resolução Normativa 538, de 2013, registradas em nome da Energisa 
Tocantins1. 
 
10. 
É o relatório.  
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
11. 
A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento Tarifário, 
do Fator X e da nova estrutura tarifária. O Reposicionamento Tarifário calculado para a Energisa Tocantins conduz a 
um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,81%, sendo de 9,99% em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 13,79% em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
                                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
12. 
A diferença entre os efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorre da nova estrutura 
tarifária que é redefinida no momento da revisão tarifária, que impactou mais intensamente os consumidores na 
baixa tensão, pelo fato do custo de expansão na baixa tensão ter aumentado mais neste nível de tensão.  
13. 
O efeito médio de 12,81% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos de Parcela A e B; (ii) 
da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário; e (iii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data da presente revisão.   
14. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 16,77%, ao se ter 
como base de comparação, os custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas. Em relação à atualização 
dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da Energisa Tocantins, para compensar nos 12 
meses 
subsequentes, 
esses 
contribuíram 
para 
uma 
redução 
tarifária 
de 
-2,08%. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa um 
aumento de -1,89% na atual revisão.  
15. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 12,81%, representa a 
conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [12,81% = + (16,77%) + (-2,08)+ (-1,89%)]. 
16. 
O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.   
                                                          
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto. 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,99%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
13,79%
Efeito Médio AT+BT
12,81%

Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
Decisão judicial em favor dos associados da ABRACE 
17. 
Quanto aos efeitos de liminares que concedem isenção do pagamento de parcelas controversas do 
encargo tarifário da CDE, conforme deliberado pela Diretoria Colegiada desta Agência na reunião pública de 
14/06/2016, foi reformulada a decisão de repassar a perda de arrecadação correspondente aos demais 
consumidores de energia sem proteção judicial, passando a refletir na execução orçamentária do Fundo Setorial e, 
consequentemente, nos reembolsos efetuados aos beneficiários cujos gastos estão sendo contestados na justiça. 
Com isso, os cálculos dos reajustes e revisões tarifárias das distribuidoras também não mais serão afetados pelos 
efeitos das liminares. Para a operacionalização dessa decisão, conforme consta do Despacho 1.576/2016, as 
distribuidoras foram autorizadas a modular as cotas mensais da CDE a serem pagas à Eletrobras, descontando a 
perda de arrecadação do encargo decorrente das liminares. 
 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
 
18. 
O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com a cobertura 
dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes.   
19. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os valores 
atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado, e a participação de 
cada valor na composição da receita da concessionária.  
 
0,76%
0,10%
9,58%
6,32%
-2,08%
-1,89%
12,81%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 – Revisão tarifária da Energisa Tocantins 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
20. 
A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em legislação 
específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, inclusive a geração própria. Nessa 
Parcela, o custo com os Encargos Setoriais impactou positivamente o reposicionamento tarifário em 0,76%.  
 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
18,20%
10,45%
58,11%
Encargos Setoriais
5,39%
0,76%
12,80%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
21,48%
0,04%
0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-38,34%
-1,00%
1,38%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
3,37%
0,06%
1,63%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
-1,11%
-0,06%
4,48%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
47,02%
1,58%
4,24%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
15,83%
0,14%
0,90%
ONS
-4,89%
-0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
5,05%
0,10%
1,86%
Rede Básica
8,27%
0,10%
1,16%
Rede Básica Fronteira
-0,76%
-0,01%
0,63%
Rede Básica ONS (A2)
46,27%
0,01%
0,03%
Conexão
-23,40%
-0,00%
0,01%
Uso do sistema de distribuição
1,32%
0,00%
0,03%
Custos de Aquisição de Energia
23,27%
9,58%
43,45%
PARCELA B
14,85%
6,32%
41,89%
Custos Operacionais
-1,32%
-0,40%
25,94%
Anuidades
28,06%
0,91%
3,54%
Remuneração
176,16%
6,40%
8,59%
Depreciação
-1,14%
-0,05%
3,93%
Receitas Irrecuperáveis
-47,90%
-0,51%
0,47%
Outras Receitas
2,54%
-0,02%
-0,58%
Reposicionamento Tarifário
16,77%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-2,08%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro da RTE
-2,72%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro da RTE
0,44%
CVA em Processamento - Transmissão
0,34%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-1,00%
Neutralidade dos Encargos
-0,96%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
0,71%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,06%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,00%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
1,10%
Repasse de compensação DIC/FIC
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Conselho de Consumidores
-0,01%
Recálculo Sobrecontratação/Exposição IRT 2015
-0,43%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,89%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
12,81%
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 18,20% 10,45% 58,11%      
Encargos Setoriais 5,39% 0,76% 12,80%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 21,48% 0,04% 0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -38,34% -1,00% 1,38%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 3,37% 0,06% 1,63%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) -1,11% -0,06% 4,48%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 47,02% 1,58% 4,24%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 15,83% 0,14% 0,90%
ONS -4,89% -0,00% 0,00%      
Custos de Transmissão 5,05% 0,10% 1,86%      
  8,27% 0,10% 1,16%    
  -0,76% -0,01% 0,63%    
  46,27% 0,01% 0,03%    
  -23,40% -0,00% 0,01%    
  1,32% 0,00% 0,03%    
Custos de Aquisição de Energia 23,27% 9,58% 43,45%      
PARCELA B 14,85% 6,32% 41,89%      
Custos Operacionais -1,32% -0,40% 25,94%
Anuidades 28,06% 0,91% 3,54%      
Remuneração 176,16%
Depreciação -1,14%    6,40%
-0,05%  8,59%
3,93%
Receitas Irrecuperáveis -47,90% -0,51% 0,47%
Outras Receitas 2,54% -0,02% -0,58%      
Reposicionamento Tarifário 16,77%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -2,08%      
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro da RTE -2,72%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro da RTE 0,44%
CVA em Processamento - Transmissão 0,34%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -1,00%
Neutralidade dos Encargos -0,96%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 0,71%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,06%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,00%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 1,10%
Repasse de compensação DIC/FIC 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores -0,01%
Recálculo Sobrecontratação/Exposição IRT 2015 -0,43%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,89%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,81%      

21. 
Desses encargos, destaca-se a elevação da previsão de gastos com o encargo de Energia de 
Reserva, com efeito de 1,58%, em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de Energia de Reserva. 
Também merece ênfase a quota CDE (Uso), paga por todos os agentes que atendem consumidores finais cativos e 
livres no Sistema Interligado Nacional - SIN. A quota definida para a Energisa Tocantins impactou a revisão em -
1,00% 
 
22. 
Ressalta-se, ainda, o impacto dos custos com compra de energia, de 9,58%. Tal resultado decorre 
do aumento da contratação de energia proveniente de Leilões de energia Existente, via MCSD, a um preço unitário 
acima do custo médio.  
 
23. 
Ao longo de 2014 e 2015 a Energisa Tocantins ficou exposta ao mercado de curto prazo. De janeiro 
a setembro de 2015 a empresa precisou adquirir energia no curto prazo correspondente a 18% da carga real da 
concessionária. Para reverter essa situação, e em atendimento ao disposto na Lei n° 10.848, de 15/03/2014, que 
em seu art. 2° estabelece a obrigação para a distribuidora “garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, 
mediante contratação regulada”, a Energisa Tocantins participou das declarações dos MCSD mensais e trocas-
livres para reduzir a exposição contratual, tendo sucesso somente em novembro de 2015, quando a empresa 
passou de uma situação de exposição para sobrecontratação mensal, cuja sobra de energia entre outubro de 2015 
a março de 2016 passou a corresponder a 14,7% da sua carga real.   
 
24. 
Como a energia adquirida no MCSD proveio principalmente do 13° Leilão de Energia Existente por 
Quantidade, a um preço unitário de R$ 270,81 / MWh, que quando atualizada para a data da revisão 
correspondente a R$ 320,12 /MWh, o resultado foi um aumento dos custos de compra de energia observado no 
atual processo tarifário. A tabela abaixo detalha os produtos que foram adquiridos no MCSD em novembro de 2015. 
 
Tabela 3 – Detalhamento do MCSD adquirido pela Energisa Tocantins. 
 
 
25. 
Isso porque na valoração dos custos com compra de energia é considerada a energia requerida 
apurada para concessionária multiplicado pelo preço médio de contratação na data da revisão. O conceito de 
energia requerida contempla além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores, o montante de 
perdas regulatórias, que leva em consideração o desempenho da concessionária nos segmentos de perdas que 
tenha maior gestão. O preço médio que é valorado o montante de energia requerida depende da média dos 
contratos de energia da distribuidora. Assim, quando a Energisa Tocantins adquiriu energia no MCSD, a um preço 
médio acima dos seus contratos de energia adquiridos anteriormente, o resultado foi um aumentou dos custos com 
aquisição de energia a ser repassado às tarifas.  
 
26. 
Sobre a contratação de energia praticada pela Energisa Tocantins cumpre destacar que a empresa 
foi penalizada pelo fato de ter ficado exposta voluntariamente ao mercado de curto de prazo no ano civil de 2014, de 
modo que no ajuste financeiro que é realizado para compensar a diferença entre o valor da cobertura tarifária e o 
pago pela energia no curto-prazo, o repasse foi limitado ao menor valor entre o PLD vigente e o Valor Anual de 
Referência - VR.  Estando ainda a Energisa Tocantins sujeita ao mesmo tipo de penalização na parcela de energia 
que a empresa ficar exposta voluntariamente no ano civil de 2015, após a conclusão da apuração dessa exposição 
pela ANEEL.

27. 
Quanto a atual situação de sobrecontratação que a empresa se encontra a partir de outubro de 
2015, cumpre esclarecer que o repasse tarifário é limitado a 105% da energia requerida, salvo se a contratação 
além do valor excedente seja considerada alheia à vontade da concessionária.2 De tal sorte que o consumidor não é 
impactado pela contratação acima de 105%, constituindo essa energia um risco para a concessionária quando da 
comercialização desses montantes excedentes no mercado de curto-prazo.   
 
28. 
Neste particular, há que se enfatizar que apesar da participação do MCSD ter resultado em um 
aumento do custo de energia, as distribuidoras não possuem qualquer incentivo para adquirir uma energia mais 
cara. Até 105% a contratação da energia é neutra para concessionária. Em relação à energia que excede os 105%, 
a empresa sempre tem o interesse de adquirir uma energia mais barata, seja para maximizar seu ganho em uma 
situação de PLD elevado, ou de minimizar a sua perda em uma situação de PLD baixo. 
 
29. 
Dessa forma, nos cálculos dos repasses tarifários referentes à aquisição de energia já existe um 
incentivo regulatório para a boa gestão da distribuidora quanto à compra de energia, pois quanto mais uma empresa 
não cumpre os requisitos regulatórios, maior será o risco de um impacto financeiro negativo a que ela estará sujeita.   
 
30. 
Acrescenta-se ainda que a empresa não possui gerência sobre o preço dos produtos que serão 
ofertados no MCSD e que na época da sua contratação (setembro e novembro de 2015), o cenário de contratação 
de energia apresentava um preço elevado no mercado de curto prazo, o que só veio a se reverter em dezembro de 
2015. Tampouco a empresa tem gerência em relação ao período de vigência dos produtos adquiridos no Leilão.  
 
31. 
Por fim, propõe-se que nos processos em que serão homologados os valores de exposições 
contratuais involuntárias referente aos anos de 2015 e 2016, seja avaliada a gestão da Energisa Tocantins em 
relação a contratação de energia que a levou de uma situação de elevada exposição para elevada 
sobrecontratação.   
 
32. 
Ainda que a parcela de energia excedente, acima de 105%, não seja passível de repasse tarifário, e 
a empresa não possuir gestão sobre os preços e a vigência dos produtos que foram ofertados no MCSD, a empresa 
demandou uma quantidade significativa de energia no MCSD de novembro de 2015, o que elevou o custo médio de 
energia que é repassado às tarifas, razão pelo qual recomenda-se uma análise mais detalhada da contratação 
realizada pela empresa. 
 
33. 
Contribui ainda o aumento do custo das usinas hidrelétricas em regime de alocação de cotas de 
garantia física de energia e potência, objeto do Leilão 12/2015-ANEEL, que, no último processo tarifário teve preço 
de repasse de R$ 33,34 /MWh. No atual processo, a cobertura tarifária econômica está em torno de R$ 60/MWh, o 
que reflete o Preço-Teto resultante das receitas estabelecidas no Edital referente a cada usina. 
 
34. 
O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
 
                                                          
2   Cabe ressaltar que as energias adquiridas nestes MCSDs não constituem direito à sobrecontratação involuntária.

Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
35. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre a revisão tarifária extraordinária e a 
atual revisão: 
 
Tabela 4 – Detalhamento da compra de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
36. 
Com relação às Perdas na Distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas não 
técnicas é o da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de 
partida da trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e 
a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.  
  
37. 
O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com 
outras distribuidoras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não 
técnicas, e que tenham desempenho melhores.  
 
9,58%
0,07%
5,14%
0,59%
0,22%
-0,03%
0,97%
0,27%
1,87%
0,47%
Total
 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
 Proinfra
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual Variação
Processo A-1
Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DSP
17.081,68
               
38.378,70
         
124,68%
267,23
                    
221,80
              
-17,00%
Existente - CCEAR-QTD
114.288,96
             
805.055,27
       
604,40%
175,89
                    
222,90
              
26,73%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
429.665,13
             
513.889,15
       
19,60%
215,95
                    
217,22
              
0,59%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
204.128,55
             
208.284,67
       
2,04%
195,05
                    
204,88
              
5,04%
Madeira e Belo Monte
104.317,41
             
147.395,11
       
41,29%
118,05
                    
125,34
              
6,17%
Bilateral
599.696,59
             
559.890,60
       
-6,64%
208,04
                    
230,29
              
10,69%
Cota Angra I e Angra II
74.452,52
               
67.888,74
         
-8,82%
162,09
                    
206,29
              
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
691.902,12
             
608.161,57
       
-12,10%
37,37
                      
54,48
                
45,79%
Proinfa
49.367,50
               
49.963,91
         
1,21%
240,58
                    
323,89
              
34,63%
Sobra (-) / Exposição (+)
210.572,09
             
496.393,73
-       
-335,74%
148,63
                    
182,03
              
22,47%
TOTAL
2.495.472,56
          
2.502.513,99
    
0,28%
150,45
                    
184,87
              
22,88%
9,58%
5,14%
1,87%
0,97%
0,07% 0,59% 0,22% 0,27% 0,47%
-0,03%
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 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
Proinfa  1 7.081,68 38.378,70 124,68%
1 14.288,96 805.055,27 604,40%
4 29.665,13 513.889,15 19,60%
2 04.128,55 208.284,67 2,04%
1 04.317,41 147.395,11 41,29%
5 99.696,59 559.890,60 -6,64%
7 4.452,52 67.888,74 -8,82%
6 91.902,12 608.161,57 -12,10%
4 9.367,50 49.963,91 1,21%  2 67,23 221,80 -17,00%
1 75,89 222,90 26,73%
2 15,95 217,22 0,59%
1 95,05 204,88 5,04%
1 18,05 125,34 6,17%
2 08,04 230,29 10,69%
1 62,09 206,29 27,27%
3 7,37 54,48 45,79%
2 40,58 323,89 34,63%  
Sobra (-) / Exposição (+)  210.572,09 - 496.393,73 -335,74%  148,63 182,03 22,47%  
TOTAL  2 .495.472,56 2 .502.513,99 0,28%  1 50,45 1 84,87 22,88%  
  te: Superintendên    

38. 
No caso da Energisa Tocantins, por se tratar de empresa com nível de perdas não técnicas 
inferior a 7,50% do mercado de baixa tensão medido, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, a média 
praticada pela empresa nos últimos 4 anos civis, a qual, quando ajustada ao mercado faturada, corresponde à 
5,29%. Também, por ser considerada como empresa eficiente no combate às perdas, propõe-se como meta para o 
final do ciclo o mesmo percentual de 5,29%, sem o estabelecimento de uma trajetória de redução das perdas.  
 
39. 
No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica 
e tipo de transformadores. O referencial de perdas técnicas é calculado como percentual da energia injetada. O 
valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela Superintendência de 
Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 238/2016 – SRD/ANEEL, no percentual de 10,73% 
sobre a energia injetada. 
 
40. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera a 
metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela compreende os custos operacionais eficientes e o 
custo anual dos ativos.  Desde a terceira revisão tarifária, o crescimento da Parcela B na concessionária foi de 
64,6%, em decorrência da atualização dessa parcela de custos nos reajustes pelo IGP-M descontado do Fator X e 
do crescimento acumulado do mercado desde a última revisão.  
 
41. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionária para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas tarifas. A 
partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores que 
serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.  
 
42. 
No caso da Energisa Tocantins, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas é menor do 
que o intervalo inferior definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como resultado, foi 
estabelecida uma trajetória de aumento desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final, os custos operacionais 
regulatórios alcancem o limite inferior do intervalo.  
 
43. 
Como a aplicação da metodologia resultou em um aumento dos custos operacionais da Energisa 
Tocantins de 0,77% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse ao limite anual de 
5%, estabelecido no regulamento. Quanto à comparação que é realizada com os custos reais da concessionária, a 
aplicação da metodologia resultou em uma relação superior a 120% e, desse modo, não foi necessário recalcular a 
meta de custos operacionais para compartilhar com o consumidor o valor excedente. O resultado final da análise foi 
um custo operacional considerado na revisão superior ao atualmente existente na tarifa, mas que contribui para o 
resultado final das tarifas em -0,40%, pelo fato desse custo ainda ser ajustado pelos ganhos potenciais de 
produtividade nos doze meses posteriores ao da revisão.   
 
44. 
O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de reintegração 
regulatória. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela concessionária. A segunda 
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados, e visa recompor os ativos afetos à prestação 
do serviço ao longo da vida útil. 
 
45. 
Sobre os ativos, a Superintendência de Fiscalização Econômico Financeira - SFF destacou que a 
Energisa Tocantins ainda não concluiu o processo de implantação do MCPSE, em razão das falhas ocorridas na 
gestão do antigo controlador. Em razão disso, a fiscalização, para fins de validação da Base de Remuneração – 
BRR 4CRTP da Energisa Tocantins –, identificou inconsistências no processamento das baixas na base blindada, 
tais como: diversos ativos da BB3 que não foram baixados no 3º ciclo e sim no 1º e 2º ciclos;  itens que a Empresa 
considerou como erro da implantação da Resolução 367/2009, mesmo que vários deles sejam encontrados na BB3; 
ativos com data de imobilização do 3º ciclo foram baixados no 1º ciclo e vice-versa; imobilizados que foram baixados

por partes distribuídos nos ciclos como, por exemplo, o imob 161035349-0 1 unidade de Chave fusível teve 0,56 
baixado no 1º ciclo e 0,44 baixado no 3º ciclo; entre outras. 
 
46. 
Todavia, com assunção da empresa pelo Grupo Energisa, o Controle Patrimonial da Energisa 
Tocantins está em vias de ser concluído, e os equívocos contidos nos arquivos de baixas manifestados pela 
fiscalizada serão saneados. Diante do exposto, a SFF recomendou à Diretoria Colegiada da Agência que se aprove 
provisoriamente a Base Blindada da Energisa Tocantins, permitindo-se no Reajuste Tarifário subsequente uma 
revisão destes valores, já que a Concessionária concluirá neste interstício a implantação do MCPSE, a fim de que 
não haja prejuízo do equilíbrio econômico-financeiro, como o que concordo. 
 
 
47. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 176,16% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 6,40%. A situação adveio do aumento da base 
líquida de 149,95%, segundo o laudo de avaliação da base de remuneração. Grande parte de tais investimentos foi 
para substituição de ativos já bastante depreciados, o que explica o impacto na base líquida. A remuneração sobre 
os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais, que no caso da Energisa Tocantins 
corresponde a um montante significativo, também contribuiu para o aumento observado da remuneração do capital, 
respondendo por 3,24% do impacto positivo de 6,40%. 
 
48. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve uma redução -1,14% em relação aos 
valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em -0,05% na revisão. A situação proveio do aumento 
superior da Parcela B em relação aos efeitos do aumento da Base Bruta.  
 
49. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da Energisa 
Tocantins.  
 
Tabela 5 – Componentes financeiros 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
50. 
O componente financeiro mais expressivo foi a CVA ESS que impactou em -3,15%. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro da RTE
26.582.827,45
-                     
-2,72%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro da RTE
4.298.091,66
                       
0,44%
CVA em Processamento - Transmissão
3.293.991,60
                       
0,34%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
9.769.153,84
-                       
-1,00%
Neutralidade dos Encargos
9.348.711,17
-                       
-0,96%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
6.921.317,50
                       
0,71%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
583.971,62
                          
0,06%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
15,16
                                   
0,00%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
10.724.538,14
                     
1,10%
Repasse de compensação DIC/FIC
7.263,12
-                              
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
9.422,47
                              
0,00%
Conselho de Consumidores
141.935,79
-                          
-0,01%
Recálculo Sobrecontratação/Exposição IRT 2015
4.159.156,89
-                       
-0,43%
Ressarcimento de valores pagos referentes à CFURH - Despacho nº 2.515/2015
3.897.319,67
                       
0,40%
Total
20.280.380,43
-                     
-2,08%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação      
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro da RTE - 26.582.827,45 -2,72%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro da RTE 4.298.091,66 0,44%
CVA em Processamento - Transmissão 3.293.991,60 0,34%      
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
Neutralidade dos Encargos
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE  - 9.769.153,84
- 9.348.711,17
6.921.317,50
583.971,62
15,16
10.724.538,14  -1,00%
-0,96%
0,71%
0,06%
0,00%
1,10%  
Repasse de compensação DIC/FIC - 7.263,12 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 9.422,47 0,00%
Conselho de Consumidores - 141.935,79 -0,01%
Recálculo Sobrecontratação/Exposição IRT 2015 - 4.159.156,89 -0,43%
Ressarcimento de valores pagos referentes à CFURH - Despacho nº 2.515/2015 3.897.319,67 0,40%      
Total - 2 0.280.380,43 -2,08%      

51. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários3, o montante mensal de recursos da CDE, 
a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores 
mensais a serem repassados referentes ao período de julho de 2016 a junho de 2017, utilizou-se o mercado 
considerado no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do 
mesmo processo. 
 
52. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à 
Energisa Tocantins, em relação às competências entre julho/2016 a junho/2017, é de R$ 4.136.726,08. Esse valor já 
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho/2015 e junho/2016. 
 
 
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
53. 
Dois componentes do Fator X são definidos no momento da revisão tarifária: o que trata dos 
Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais 
– T. 
 
54. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora em 
função da produtividade média do Setor, do crescimento do mercado e do número de unidades consumidoras da 
própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é 1,83%. 
 
55. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais regulatórios 
quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses custos ao longo do 
ciclo tarifário. O componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da Energisa Tocantins é de -0,49%.  
 
56. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, a ser fixado nos reajustes subsequentes. Esse 
índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a 
qualidade da energia seja mais aderente às tarifas praticadas. Na aferição do nível de qualidade do serviço 
prestado, serão considerados indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora.  
 
57. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da Energisa Tocantins até a 
próxima revisão tarifária será de 1,34%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada 
processo de reajuste. 
 
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
 
58. 
A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública e o 
resultado da revisão tarifária.  
 
Tabela 6 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final 
                                                          
3 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei 10.438/2002, com redação dada pela Lei 12.839/2013, e do Decreto 7.891/2013, a 
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte 
incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; 
distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço 
público de irrigação.

Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
10,96%
10,45%
-0,51%
Encargos Setoriais
1,44%
0,76%
-0,67%
Custos de Transmissão
0,14%
0,10%
-0,03%
Custos de Aquisição de Energia
9,39%
9,58%
0,19%
PARCELA B
8,63%
6,32%
-2,30%
CO + Anuidades + RI
0,59%
-0,00%
-0,59%
Remuneração
7,58%
6,40%
-1,19%
Depreciação
0,50%
-0,05%
-0,56%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
-0,05%
-0,02%
0,03%
RT considerando a varição tarifária da RTE
19,59%
16,77%
-2,82%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
-1,33%
-2,47%
-1,15%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,49%
-1,49%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
-0,41%
0,00%
0,41%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
16,36%
12,81%
-3,55%
 
                                            Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
59. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência pública 
foram:  
 
(i) 
A conta de desenvolvimento Energético – CDE (USO), que representaram uma variação de     -
0,21% em relação ao que foi apresentado para abertura da AP 23/2016, devido, especialmente, à nova 
cota CDE-Uso, estabelecida pela REH 2.077, de 07 de junho de 2016; 
(ii) 
A remuneração, que contribui para uma variação de -1,19% no resultado final, segundo informações do 
Memorando n° 343/2016-SFF/ANEEL, de 23/06/2016. 
 
(iii) 
Os componentes financeiros do processo atual, com variação de -1,15%. Do qual se destaca a 
retirada do financeiro ajuste Abrace, conforme consta do Despacho 1.576/2016, bem como o fato de 
que muitos dos financeiros lançados no cálculo para AP eram provisórios. 
 
 
60. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora, sem e com tributos4: 
                                                          
4 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo Gráfico, 
foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as 
alíquotas médias de ICMS e PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da 
ANEEL.

Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
61. 
O Gráfico 5 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, abaixo da variação 
do IGP-M e do IPCA no mesmo período: 
Custo de       
Distribuição
31,2%
Custo de            
Energia
31,2%
Custo de     
Transmissão
1,4%
Encargos          
Setoriais
10,7%
ICMS 20,8%
PIS/COFINS 4,8%
Tributos
25,5%

Gráfico 5 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC  
 
62. 
Em sua contribuição à Audiência Pública, a Energisa Tocantins solicitou a criação de cinco novo 
conjunto de unidades consumidoras, em razão da entrada em operação de novas subestações, provocando a 
reconfiguração de outros conjuntos. A Distribuidora passará de 67 para 72 conjuntos de unidades consumidoras. 
Também foi solicitada flexibilização de 5 conjuntos, conforme análise apresentada pela SRD, foi acatado o pleito de 
um dos conjuntos para o indicador DEC, devido à particularidade não considerada na metodologia. 
 
63. 
Passa-se à proposta final de limites de DEC e FEC. No Gráfico5 7 são apresentados os históricos 
de apuração e os limites globais propostos de DEC e FEC para a Energisa Tocantins. Em relação aos limites 
globais propostos para o período 2017 a 2020, a redução média anual é de 1,21% no DEC e 1,20% no FEC.   
 
                                                          
5 Na Nota Técnica 0089/2016-SRD/ANEEL não foram consideradas todas as unidades consumidoras de dois conjuntos 
reconfigurados da Energisa Tocantins: Almas (4.078 unidades consumidoras) e Ananás (8.024 unidades consumidoras). Desse 
modo, os limites globais de DEC e FEC da Energisa Tocantins tiveram seus valores recalculados, havendo diferença na 
segunda casa decimal em relação aos apresentados pela SRD. 
428,54
410,57
386,69
418,07
447,66
420,83
378,75
420,80
437,28
462,03
525,74
jul/07
jul/08
jul/09
jul/10
jul/11
jul/12
jul/13
jul/14
mar/15
jul/15
jul/16
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
700,00
750,00
800,00
850,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
  Tarifa B1 Residencial  
    
  Variação IGPM  
  Variação IPCA  
    
    
    
462,03
447,66    
428,54 410,57 418,07 420,83 420,80 437,28    
386,69 378,75    
    
    
    
    

Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Energisa Tocantins 
Fonte: Nota Técnica no 89/2016-SRD/ANEEL. 
 
64. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos6 8 e 9 apresentam uma 
comparação entre os limites da Energisa Tocantins e os limites de outras distribuidoras localizadas na Região Norte: 
 
                                                          
6 Na Nota Técnica 0089/2016-SRD/ANEEL não foram consideradas todas as unidades consumidoras de dois conjuntos 
reconfigurados da Energisa Tocantins: Almas (4.078 unidades consumidoras) e Ananás (8.024 unidades consumidoras). Desse 
modo, os limites globais de DEC e FEC da Energisa Tocantins tiveram seus valores recalculados, havendo diferença na 
segunda casa decimal em relação aos apresentados pela SRD. 
46,00
52,23
46,45
42,17
38,50
38,80
33,13
33,22
33,87
39,32
33,03
25,57
23,16
17,72
14,35
16,09
41,82
39,15
38,07
37,19
35,83
34,56
32,32
30,28
28,48
34,61
32,09
30,78
29,83
28,47
26,89
24,64
22,53
20,50
27,38 
26,04 
24,82 
23,62 
19,46 
18,11 
16,83 
15,70 
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Histórico de Apuração e Prósta de Limites Pós AP de DEC e FEC - Energisa Tocantins
DEC Apurado
FEC Apurado
DEC Limite
FEC Limite
DEC Limite Proposto - Pós AP
FEC Limite Proposto - Pós AP
41,82
39,15
38,07
37,19
35,83
34,56
32,32
34,61 30,28
28,48
32,09 27,38
30,78 26,04
29,83 24,82
52,23 28,47 23,62
26,89
46,00 46,45 24,64
42,17
39,32 38,50 38,80 22,53
20,50
33,87 33,03 33,13 33,22 19,46
18,11
16,83
25,57 15,70
23,16
17,72
16,09
14,35                              
    39,
32,
52,23                          
41
34
46,00        38,
30,
46,45                      
            37
29
42,17                  
      09
39,32          35,
28,
38,50    34,
26,
38,80          
  ,61
33,87        78
33,03              24
33,13    30
22
33,22  
              25,57                
                  23,16            
                      17,72        
                              16,09
                          14,35    

Gráfico 8 – Limites de DEC de distribuidoras da Região Norte 
Fonte: Nota Técnica no 89/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 9 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica no 89/2016-SRD/ANEEL. 
 
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Norte
ETO
AmE
Boa Vista
CEA
CELPA
CERON
ELETROACRE
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Norte
ETO
AmE
Boa Vista
CEA
CELPA
CERON
ELETROACRE

65. 
Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a Energisa Tocantins se encontram 
aderentes com os valores já propostos para a região. 
 
66. 
Com respeito aos indicadores individuais DIC, FIC, DMIC e DICRI, os limites são definidos a partir 
dos indicadores coletivos DEC e FEC, como consta no Anexo I do Módulo 8 do PRODIST. A violação aos limites 
dos indicadores individuais resulta em compensações às unidades consumidoras afetadas.  
 
67. 
Sobre as compensações efetuadas pela Energisa Tocantins, lembro que a Distribuidora passou por 
plano de recuperação após a transferência do controle societário e, conforme previsto nas Resoluções Autorizativas 
524, de 18 de dezembro de 2012 e 4.463, de 17 de dezembro de 2013, os recursos das compensações foram 
destinados para a realização de investimentos na sua área de concessão, até 4/7/2016, início de sua quarta revisão 
tarifária. A Tabela 7 apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela Energisa Tocantins 
entre 2012 e 2014. 
 
Tabela 7 – Compensações efetuadas pela Energisa Tocantins 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2012 
 1.114.377  
 7.346.276,66  
2013 
 933.588  
 5.874.871,33  
2014 
 208.439  
 1.655.008,19  
Fonte: site da ANEEL. 
 
 
III. DIREITO 
68. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: 
a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei no 10.848, de 
15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, em 
especial ao inciso V;  
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995; 
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009; 
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – 
PRODIST; 
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no 015/1999. 
 
IV. DISPOSITIVO 
69. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.000016/2016-83 e 
48500.001313/2016-46, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a fim de:  
a) Homologar, provisoriamente, o resultado da quarta revisão tarifária periódica da Energisa 
Tocantins - Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 04 de julho de 2016, que conduz 
ao efeito médio a ser percebido pelos  consumidores de 12,81%, sendo 9,99% para os 
consumidores em alta tensão e  13,79% para os consumidores em baixa tensão. Eventual
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2012  1.114.377  7.346.276,66  
  2013  933.588  5.874.871,33  
  2014  208.439  1.655.008,19  

variação de receita, decorrente da diferença entre os valores provisórios e o definitivo, deverá 
ser corrigida no reajuste tarifário anual de 4 de julho de 2017;  
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da Energisa Tocantins ; 
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como 
Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo; 
d) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de energia 
de reserva – EER; 
e) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à Energisa Tocantins, de modo a 
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
f) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,83%; 
g) fixar o componente T do Fator X de -0,49%; 
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2020 a serem 
observados pela Energisa Tocantins; e 
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2019: 
 
 
 
Reajuste 
2017 
Reajuste 
2018 
Reajuste 
2019 
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 
10,73% 
10,73% 
10,73% 
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 
5,29% 
5,29% 
5,29% 
 
j) Determinar às áreas SRM e SGT que no processo em que serão homologados os valores de 
exposições contratuais involuntárias referente aos anos civis de 2015 e 2016 seja avaliada a 
gestão da Energisa Tocantins referente a contratação de energia.   
 
Brasília, 28 de junho de 2016. 
 
 
JOSÉ JURHOSA JUNIOR 
Diretor
  Reajuste
2017  Reajuste
2018  Reajuste
2019
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)  10,73%  10,73%  10,73%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  5,29%  5,29%  5,29%
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019