48581.003397/2016-00 
Nota Técnica n° 384/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 25 de novembro de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.001078/2016-11 
 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à CEA - Companhia de Eletricidade 
do Amapá 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 CEA - Companhia de 
Eletricidade do Amapá, a vigorar a partir de 30 de novembro de 2016, calculado em conformidade com as 
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas pela Portaria MME nº 442, 
de 23 de agosto de 2016. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A CEA, sediada na cidade de Macapá/AP, atende aproximadamente 198 mil unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de R$ 355 
milhões. 
 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
1 - Fonte: SAMP - competência outubro/2016 
 
 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras1
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
176.006
                         
55.873
                       
56,7%
Industrial
402
                                
4.123
                         
4,2%
Comercial
17.972
                           
23.102
                       
23,4%
Rural
2.053
                             
395
                            
0,4%
Iluminação Pública
17
                                  
3.730
                         
3,8%
Poder Público
2.043
                             
9.332
                         
9,5%
Serviço Público
117
                                
1.841
                         
1,9%
Demais classes
31
                                  
147
                            
0,1%
Total 
198.641
                         
98.544
                       
100%
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OCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, LINCOLN JOSE SILVA DE ALBUQUERQUE BARROS
48581.003397/2016-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro 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 48500.001078/2016-11 
3. 
Em 02/05/2016, a SGT solicitou as informações em relação ao processo de reajuste 
tarifário da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SFF e SRM) 1. 
 
4. 
Em 08/09/2016, a SGT recebeu o Memorando n° 491/2016-SFF/ANEEL2, com os valores 
fiscalizados do saldo da CVA da concessionária referente ao processo tarifário de 2015. 
 
5. 
Em 24/10/2016, a SGT realizou reunião com o representante da CEA, prestando os 
esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos 
a serem observados para entrega de informações e documentos. 
 
6. 
Em 08/11/2016, a SGT recebeu o Memorando nº 273/2016-SRM/ANEEL 3 , com as 
informações referentes aos Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica celebrados pela CEA. 
 
 
II.1. Precedentes 
 
II.1.1. Aspectos Contratuais 
 
7. 
Por meio da Portaria nº 240, de 6 de julho de 1999, o Ministério de Minas e Energia 
prorrogou a concessão para distribuição de energia elétrica, da qual é titular a Companhia de Eletricidade 
do Amapá – CEA, pelo prazo de 20 anos, contados a partir de 8 de julho de 1995. Além disso, condicionou 
a eficácia da prorrogação deste prazo, conforme Parágrafo Único do art. 1º, à assinatura do respectivo 
contrato de concessão com a ANEEL. Vencido o prazo, a CEA não assinou o referido contrato. 
 
8. 
Dentro desse contexto, e com amparo em posicionamento jurídico da Procuradoria 
Federal junto à ANEEL4, fora calculado o reajuste tarifário anual de 2015 da CEA, mediante a utilização da 
fórmula paramétrica do Índice de Reajuste Tarifário – IRT, conforme prevista na Cláusula Sétima dos 
Contratos de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica, para vigência a partir de 30 de novembro de 
2015, que corresponde à data de reajuste tarifário estabelecida para a CEA, de acordo com a Portaria 
Interministerial MF/MME n. 152, de 17 de maio de 2000. 
 
9. 
Assim, em 24/11/2015, a Diretoria da ANEEL decidiu por homologar o Índice de Reajuste 
Tarifário Anual - IRT de 2015 da CEA em -26,74%, sendo -10,35% referentes ao reajuste tarifário anual 
econômico e -16,39% relativos aos componentes financeiros, conforme consta da Resolução 
Homologatória nº 1.989/2015. 
 
10. 
Em 24/08/2016, o Ministério de Minas e Energia, por meio da Portaria MME nº442, 
estabeleceu, entre outros: 
 
                                                        
 
1 Memorando nº 165/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 166/2016-SGT/ANEEL. 
2 Documento SIC nº 48536.005517/2016-00. 
3 Documento SIC nº 48580.003120/2016-00. 
4 Vide Nota Técnica nº 312/2015, de 20/11/2015. 
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Fls. 3 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro 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 48500.001078/2016-11 
i. 
que a Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA passa a ser designada como 
Responsável pela Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, 
na área correspondente aos Municípios no Estado do Amapá, com vistas a garantir a 
continuidade do serviço; 
ii. 
que o Reajuste Tarifário deve ocorrer de modo ordinário com periodicidade anual, a 
partir de 30 de novembro de 2016, exceto nos anos em que ocorra Revisão Tarifária; 
e 
iii. 
que a ANEEL deve adotar as providências necessárias para a licitação da Concessão 
de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica no âmbito do Estado do 
Amapá, conforme diretrizes a serem estabelecidas pelo Ministério de Minas e 
Energia, em atendimento ao que dispõe o art. 5o do Decreto no 8.461, de 2 de junho 
de 2015. 
 
11. 
Por fim, registre-se que, segundo consulta ao Cadastro de Inadimplentes, administrado 
pela Superintendência de Administração e Finanças - SAF, em 25/11/2016, a CEA encontra-se 
inadimplente com suas obrigações intrassetoriais, o que impossibilita a aplicação de reajuste em seus 
níveis de tarifas, em caso de aumento tarifário, 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.1.2. Aspectos Metodológicos 
 
12. 
A Portaria MME nº 442/2016 estabeleceu: (i) em seus Art. 2º e Anexo, os termos e 
condições para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica pela CEA; e (ii) em seu 
Art. 5º, que, para a Prestação do Serviço de que trata esta Portaria, aplicam-se a legislação e a 
regulamentação relativas ao Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, a legislação 
superveniente e complementar, as normas e regulamentos expedidos pelo Poder Concedente e pela 
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. 
 
13. 
Especificamente quanto às tarifas aplicáveis na prestação do serviço, o § 4º, do Art. 8º, do 
Anexo da Portaria MME nº 442/2016, estabeleceu ainda que, para o Reajuste Tarifário de 2016 da CEA, 
devem ser aplicadas as regras adotadas pela ANEEL no reajuste tarifário de 2015, consubstanciadas na 
Nota Técnica n° 312/2015-SGT/ANEEL, de 20/11/2015, constante no Processo nº 48500.002377/2015-83. 
Dessa forma, será aplicada a mesma fórmula paramétrica que definiu o Índice de Reajuste Tarifário – IRT 
de 2015, cujo objetivo é a manutenção do poder de compra da receita da prestadora de serviço. 
 
14. 
Para aplicação desta fórmula, são calculados todos os custos da Parcela A. Os outros 
custos, constantes da Parcela B, são corrigidos pelo IGP-M, da Fundação Getúlio Vargas. A correção da 
Parcela B ainda depende do Fator X, índice fixado pela Aneel por ocasião da revisão tarifária periódica. 
Sua função é compartilhar com o consumidor os ganhos de eficiência e competitividade da prestadora de 
serviço, decorrentes do crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do 
mercado existente, o que contribui para a modicidade tarifária. 
 
15. 
A receita inicial da prestadora de serviço (RA0) é composta da Parcela A (VPA) e da 
Parcela B (VPB). Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas homologadas 
na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de Referência”, não incluindo tributos, componentes 
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Processo nº 48500.001078/2016-11 
financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e contratação de 
reserva de capacidade. 
 
16. 
Dessa forma, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, exceto no ano da Revisão Tarifária 
Periódica, conforme esquema abaixo: 
 
 
 
17. 
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: 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT



 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da PRESTADORA DE SERVIÇO, nos doze 
meses anteriores ao reajuste em processamento; 
 
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em 
função do “Mercado de Referência”; 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior”, e o 
“Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
onde: 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior” e a 
energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice 
que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à “Data de 
Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice 
a ser adotado; e 
 
Período de 12 meses 
Referência
DRA
DRP
VPA0 
VPA1 
RA0
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Referência

RA
0  

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Processo nº 48500.001078/2016-11 
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
18. 
O Fator X 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:  
 
Fator X = Pd + Q + T 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e 
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
19. 
Os valores de X (Fator X) a serem subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, quando 
dos reajustes anuais, são estabelecidos no momento da revisão tarifária da distribuidora. Este 
procedimento regulatório não se aplica à CEA, por não ter sido realizado o processo de revisão tarifária. 
 
II.1.3. Reajuste Tarifário Anual de 2015 
 
20. 
Conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.989, de 24/11/2015, o 
reposicionamento tarifário da CEA representou, em média, uma variação das tarifas homologadas no IRT-
2014 de -10,29%. 
 
III. DA ANÁLISE 
 
III.1. Período de Referência 
 
21. 
O período de referência para o reajuste anual da CEA é de novembro/2015 a 
outubro/2016. 
 
III.2. Receita Anual 
 
22. 
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$ 355.307.949,66, conforme demonstrado na Tabela 2. 
 
Tabela 2: Mercado no Período de Referência 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
1.115.093
                 
355.307.949,66
             
A3   (69 kV)
4.784
                        
1.115.104,99
                 
A3a (30 kV  a 44 kV)     
183
                           
88.728,33
                      
A4   (2,3 kV a 25 kV)
241.913
                    
71.355.164,79
               
BT  (menor que 2,3 kV)
868.212
                    
282.748.951,56
             
Total
1.115.093
                 
355.307.949,66
             
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III.3. Encargos Setoriais 
 
23. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas 5 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,  
 
 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.  
 
 
A CDE tem como fonte de recursos: as multas aplicadas pela ANEEL aos agentes do 
setor elétrico, o pagamento de concessões pelo Uso do Bem público (UBP), os aportes de recursos do 
Tesouro Nacional, e as cotas anuais pagas por todos os agentes que comercializam energia com 
                                                        
 
5 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL. 
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Processo nº 48500.001078/2016-11 
consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de usos dos sistemas de distribuição e 
transmissão (CDE Uso). 
 
A cota anual da CDE corresponde à diferença entre o total das necessidades de recursos 
da Conta e as demais fontes de receita da Conta, conforme programação orçamentária do Poder 
Executivo, sendo rateada entre todos os consumidores do sistema interligado nacional, observando a 
proporcionalidade com o consumo de energia elétrica e com as cotas estipuladas para o ano de 2012, que 
preservam a relação de 4,53 entre as regiões S/SE/CO e N/NE (em atendimento ao §3º do art. 13 da Lei 
nº 10.438, de 2002, com redação dada pelas Leis n.12.783 e n. 12.839, de 2013). 
 
Para as concessionárias de distribuição, a cota anual da CDE é convertida em 
duodécimos e deve ser paga de janeiro a dezembro, até o dia 10 do mês subsequente ao da competência. 
Para as transmissoras e permissionárias de distribuição, as novas quotas são fixadas apenas nos 
respectivos processos de reajuste de suas receitas ou tarifas, tendo por base o custo unitário da CDE 
identificado no cálculo da cota anual do ano corrente, para o subsistema correspondente, aplicado ao 
mercado de referência. 
 
A cota anual da CDE de 2016 foi fixada no valor total de R$ 11,852 bilhões, conforme 
Resolução Homologatória n. 2.077/2016, resultante da Audiência Pública n. 083/2015, no âmbito do 
Processo n° 48500.004731/2015-12, o que resultou nos seguintes custos unitários: R$ 7,17/MWh para os 
subsistemas Norte e Nordeste; e R$ 32,46/MWh para os subsistemas Sul, Sudeste e Centro-Oeste. 
 
 
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 
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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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representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela 
destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. 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. 
 
24. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão 
demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 3: Encargos Setoriais 
 
 
25. 
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, o seguinte item: 
 
 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. 
 
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
598.753,26
             
358.010,83
             
-
                                              
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
13.162.936,65
        
7.697.150,63
          
-
                                              
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
-
                         
22.602.144,27
        
Previsão SGT -OUT/2016
PROINFA
-
                         
8.778.551,17
          
REH 2003/2015
P&D e Eficiência Energética
2.733.651,58
          
4.121.027,92
          
Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS
57.325,02
               
54.778,08
               
Contribuição JAN/16 - DEZ/16
Total de Encargos Tarifários
16.552.667
             
43.611.663
             
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26. 
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”. 
 
27. 
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 
 
28. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de 
distribuição, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu e 
Uso de Sistemas de Distribuição. 
 
29. 
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.  
 
30. 
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.  
 
31. 
 O custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas 
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de 
Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é 
calculada com base nos valores de demanda de potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida 
pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. Esse custo não se aplica ao caso da CEA, uma vez 
que ela não acessa nenhuma rede de distribuição de propriedade de outra concessionária. 
 
32. 
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). 
 
33. 
No caso da CEA, não se aplicam os custos com Transporte de Itaipu. 
 
34. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela a seguir. 
 
 
 
 
 
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Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
 
III.5 Compra de Energia 
 
35. 
A Lei n. 10.848, de 15/03/2004, alterou as regras de compra e venda de energia elétrica 
especialmente no que diz respeito à distribuição de energia elétrica. Foram estabelecidas regras 
diferenciadas em função do porte da distribuidora, ou seja, aquelas com mercado próprio maior ou igual a 
500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar. 
 
36. 
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”.  
 
37. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação 
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes 
da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do 
Sistema Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados 
por meio de licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as 
contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, 
conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública 
realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos 
firmados entre concessionária com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente 
supridor.  
 
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no 
Ambiente Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do 
Decreto n. 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos 
empreendimentos e de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004; 
 
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, 
de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia 
elétrica necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
365.868,60
             
6.252.410,40
          
Rede Básica Fronteira
635.481,60
             
3.058.844,80
          
Conexão
142.932,20
             
168.539,28
             
Total dos Custos de Transporte
1.144.282,40
          
9.479.794,48
          
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 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). 
 
III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
38. 
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. 
 
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39. 
Denomina-se Perdas na Distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas 
dissipadas no sistema de distribuição de uma empresa 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. 
 
40. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede da 
distribuidora, 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 elétrica6. 
 
41. 
Usualmente, 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. Entretanto, 
o art. 4º da Lei n. 13.299/2016 introduz o art. 4º-A na Lei n. 12.111/2009, o qual estabelece novos níveis 
regulatórios de perdas para as concessionárias em Estados da Federação cujas capitais não estavam 
interligadas ao Sistema Interligado Nacional – SIN – na data de 9 de dezembro de 2009. Trata-se dos 
Estados do Amazonas, Amapá e Roraima. Conforme o dispositivo legal, as concessionárias desses 
Estados têm o reconhecimento dos custos com a compra de energia necessários para atender a diferença 
entre a carga real e a regulatória, tanto para fins tarifários quanto para fins de reembolso da CCC. A 
referida Lei estabelece que a carga a ser utilizada no processo tarifário de 2016 considerará as perdas 
técnicas e não técnicas efetivas realizadas em 2015. Entre os anos de 2017 e 2025 esse referencial de 
perdas deve ser reduzido a uma taxa de 1/10 ao ano, de forma a convergir, em 2026, para a meta 
regulatória estabelecida pela ANEEL para o ano de 20157. 
 
42. 
Dessa forma, foi aberta a Audiência Pública nº 63/2016, com o intuito de obter subsídios 
para a regulação dos dispositivos da Lei n. 13.299/2016 que preveem flexibilização dos referencias 
regulatórios de perdas, entre outros assuntos. Os novos referenciais de perdas técnicas e não técnicas 
que estão sendo considerados neste processo tarifário correspondem às perdas reais de 2015 declaradas 
no SAMP pelas empresas e validadas pela ANEEL, após as devidas retificações, conforme solicitado na 
Nota Técnica de abertura da AP nº 63/2016. 
 
43. 
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 
                                                        
 
6 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. 
7 No caso da CEA, para o ano de 2015, foram estabelecidas as metas de 11,50% para as perdas técnicas e de 34,00% para as 
perdas não-técnicas, conforme Nota Técnica nº 424/2013-SRE/ANEEL, de 12 de setembro de 2013, constante ao Processo 
Administrativo nº 48500.006535/2000-35 (Vol. 5). 
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regulatório, conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - 
CCEE, a média de setembro/2015 a agosto/2016. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual 
reajuste tarifário da CEA. 
 
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
44. 
Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as 
perdas regulatórias, em MWh, ao mercado de venda da distribuidora. 
 
45. 
A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da CEA 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 
 
46. 
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 
 
47. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio 
dos montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior, 
conforme a tabela a seguir: 
 
 Tabela 7: Compra de Energia na DRA 
Perdas
DRA
DRP
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
34,00%
64,72%
Técnica (s/ merc. injetado)
11,50%
11,62%
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
0,72%
1,42%
Mercado Baixa Tensão (MWh)
868.212
868.212
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
1.115.093
          
1.115.093
          
Fornecimento
1.115.093
          
1.115.093
          
Perdas Totais
489.948
             
809.264
             
Perdas Rede B.
11.499
               
26.869
               
Perdas na Distribuição
478.450
             
782.395
             
Perda Não Técnica
295.192
             
561.907
             
Perda Técnica
183.257
             
220.488
             
Energia Requerida
1.605.041
          
1.924.356
          
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b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP 
 
48. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos 
critérios estabelecidos nos contratos de concessão das distribuidoras e nas normas setoriais, em especial 
a Lei nº 10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004. 
 
49. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits8 considerando o período de 
referência em questão. 
 
50. 
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 CCEARs, 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.  
 
51. 
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 
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 
                                                        
 
8 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$/MWh)
Energia Requerida 
(R$)
1.605.041
145,39
233.364.198,17
             
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Fls. 15 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro 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 48500.001078/2016-11 
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 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 homologadas por meio das Resoluções Homologatórias nº 
1.924, de 28/07/2015 e 1.936, de 18/08/2015. Especificamente para as usinas objeto do Leilão de 
Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física 
e Potência, foram utilizadas as receias anuais de geração homologadas por meio da Resolução 
Homologatória nº 2.014, de 19/01/2016. 
 
vi) Conforme previsto no Submódulo 3.2 do PRORET, Parágrafo 54, para valoração da 
Geração Própria e dos Contratos Bilaterais originalmente destinados ao atendimento dos Sistemas 
Isolados deve ser considerada a média ponderada dos respectivos ACRmédio homologados para o ano 
corrente e para o ano subsequente em função do número de meses de cada ano civil. O Despacho 
SGT/ANEEL nº 3.491, de 15 de outubro de 2015 e Despacho SGT/ANEEL nº 2.796, de 19 de outubro de 
2016, fixaram respectivamente o ACRméd para 2016 em R$ 295,10/MWh e o ACRméd para 2017 em R$ 
204,84/MWh. 
 
 
52. 
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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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
 
53. 
Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA9 e na DRP 
para a CEA, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 233.364.198,17 e R$ 
317.670.227,34. 
 
III.6. Parcela B 
 
54. 
Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M10 e do Fator X. A variação 
do IGP-M foi de 8,78%. No caso da CEA, por não ter passado por processo de revisão tarifária, o Fator X 
é nulo. A tabela a seguir demonstra o cálculo da Parcela B na DRP. 
 
                                                        
 
9 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. 
10 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa             
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
1.924.323,31
                   
1.445.551,87
                   
188,87
    
273.020.591,46
          
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP
321.199,24
                      
241.284,90
                      
296,63
    
71.572.248,02
            
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra
418.748,64
                      
314.564,02
                      
222,45
    
69.975.642,74
            
15º LEE DIS2-03ANOS
8.243,16
                          
6.192,26
                          
297,98
        
1.845.180,51
              
15º LEE DIS3-01ANOS
14.353,06
                        
10.782,02
                        
265,17
    
2.859.075,16
              
15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra
577.161,36
                      
433.563,68
                      
147,31
    
63.868.265,03
            
19º LEN DIS-2017/ Nova regra
369.085,34
                      
277.256,94
                      
147,53
    
40.904.162,10
            
19º LEN QTD-2017/ Nova regra
180.095,86
                      
135.288,03
                      
137,35
    
18.581.753,11
            
3º LFA BIO-2016/ Nova regra
2.383,37
                          
1.790,39
                          
227,56
    
407.418,68
                 
3º LFA EOL-2017/ Nova regra
350,56
                             
263,34
                             
189,46
    
49.891,06
                   
Estruturante Santo Antônio - MCSD
1.011,37
                          
759,74
                             
137,23
    
104.258,54
                 
Estruturante Jirau - MCSD
5.514,13
                          
4.142,22
                          
120,70
    
499.967,15
                 
Estruturante Belo Monte - MCSD
26.180,93
                        
19.667,12
                        
119,64
    
2.353.007,07
              
Bilaterais
52.700,00
                        
39.588,25
                        
219,88
    
8.704.795,41
              
OIAPOQUE ENERGIA S/A
52.700,00
                        
39.588,25
                        
219,88
        
8.704.795,41
              
Energia Base
576.008,22
                      
439.216,32
                      
81,84
      
35.944.840,46
            
Geração Própria
43.793,78
                        
32.897,89
                        
219,88
        
7.233.697,38
              
Cota Angra I/Angra II
37.987,56
                        
28.536,26
                        
206,29
    
5.886.744,21
              
Cotas Lei n º 12783/2013
468.025,57
                      
351.580,86
                      
64,92
      
22.824.398,87
            
PROINFA
26.201,31
                        
26.201,31
                        
-
          
-
                              
Total
2.553.031,52
                   
1.924.356,44
                   
165,08
    
317.670.227,34
          
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Tabela 10: Cálculo da Parcela B 
 
 
 
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
55. 
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. 
 
56. 
Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:  
 
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do 
Ministério da Fazenda (MF).  
 
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, 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&F11, de 12,42% a.a.. 
 
 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 
                                                        
 
11 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 
1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data 
do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos 
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a 
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de 
Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste. 
Descrição
Valores
Parcela B - DRA (R$)
104.246.802,58
          
IGP-M
8,78%
Fator X
0,00%
Parcela B - DRP (R$)
113.398.077,62
          
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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. 
 
 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 agosto de 2015 a julho 
de 2016.  
 
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela a seguir: 
 
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento 
 
 
 
 Com relação as CVAs apuradas, cabe destacar que houve inadimplência no pagamento 
de faturas na CVA CDE, CVA PROINFA e CVA ENERGIA. Desta forma, diversos 
pagamentos de competência deste Reajuste deverão ser analisados no próximo processo 
tarifário. A CVA de Rede Básica, ESS e PROINFA apresentaram valores positivos devido 
a não ter havido cobertura tarifária para estes itens no processo anterior. Destaca-se o 
impacto negativo da CVA aos custos de aquisição de energia, que representou o repasse 
de R$ -98.227.082,64, com efeito no atual reajuste de -25,85%. O cálculo do saldo da 
CVA considera a diferença entre a cobertura tarifária, dada no processo tarifário anterior, e 
o pagamento das faturas correspondentes. No caso da CEA, em virtude da situação de 
não pagamento de algumas faturas, constatou-se que, dentre aquelas que foram pagas, 
diversas delas foram de caráter parcial, de forma que, ao se retirar a cobertura tarifária 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
1.706.367,95
-            
1.901.625,64
-            
2.024.972,06
-                   
CVA CDE Energia
129.234,30
               
153.080,81
               
163.010,20
                      
CVA Rede Básica
8.164.849,52
            
9.594.082,61
            
10.216.389,99
                 
CVA Compra Energia
82.601.680,27
-          
92.243.810,78
-          
98.227.082,64
-                 
CVA Proinfa
2.926.183,72
            
3.263.089,35
            
3.474.745,29
                   
CVA ESS/ERR
15.566.643,63
          
16.330.786,47
          
17.390.061,17
                 
Total
57.521.137,04
-          
64.804.397,18
-          
69.007.848,04
-                 
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Fls. 19 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro 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 48500.001078/2016-11 
correspondente a estas faturas12, houve um saldo da CVA significativamente negativo. 
Porém, em havendo o pagamento integral dessas faturas, tal efeito será compensado em 
processos tarifários subsequentes. 
 
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 SFF, os quais foram informados por 
meio do Memorando nº 491/2016-SFF/ANEEL, de 8/9/2016. Destaca-se que o saldo 
fiscalizado da CVA_energia foi alterado pela SGT, tendo sido excluído da CVA do ano 
anterior todos os pagamentos relativos anteriores a julho de 2015 com faturas do 
sistema interligado, os quais estão sendo tratados em processo a parte para fins de 
repasse à CCC. Dessa forma foram considerados somente as faturas 
correspondentes ao SIN após agosto de 2015, data da interligação da CEA, além das 
faturas anteriores relativas à geração própria e contrato bilateral do sistema 
interligado.  
 
iii) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado 
conforme 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:  
 
 Para o ano civil de 2015: Não houve cálculo de sobrecontratação de energia para 
a empresa, tendo em vista a interligação da mesma a partir de agosto de 2015. 
No entanto, os resultados financeiros de curto prazo anteriores a julho de 2015 
serão repassados à conta CCC, por um processo à parte (Processo n. 
48500.005005/2015-17). Neste processo tarifário foi calculado o resultado 
financeiro de curto prazo de agosto de 2015 a julho de 2016, no valor de R$ 
9.851.676,01, que deverá ser repassado à conta CCC, conforme disposto no art. 
22 do Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010. Cabe ressaltar, no entanto, que 
os meses de 2016 poderão sofrer ajuste quando do cálculo da exposição 
involuntária do ano civil de 2016, o qual eventual ajuste será feito no próximo 
processo tarifário.  
 
                                                        
 
12 Para o cálculo da retirada de cobertura na CVA Energia da CEA, utilizou-se relatório de inadimplência – CADIN, obtido em 
16/11/2016. 
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Processo nº 48500.001078/2016-11 
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula 
Décima Oitava da Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão anteriores, 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). A empresa foi 
questionada pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF sobre os custos com 
as garantias financeiras dos CCEAR, ao que foi respondido que, apesar de estarem adquirindo energia no 
Ambiente de Contratação Regulado – ACR, não há informações/custos de garantias financeiras a serem 
cobertos no âmbito do processo tarifário de 2016.  
 
57. 
A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
Tabela 12: Componentes Financeiros 
 
 
 
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
58. 
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. 
 
59. 
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. 
 
60. 
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. Não houve 
repasse de bandeiras tarifárias à CEA no período analisado. 
 
 
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
19.002.844,61
          
5,00%
CVA em Processamento - Energia comprada
98.227.082,64
-          
-25,85%
CVA em Processamento - Transmissão
10.216.389,99
          
2,69%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
6.951.172,69
            
1,83%
Neutralidade dos Encargos
930.791,16
-               
-0,24%
Total
62.987.466,51
-          
-16,57%
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Processo nº 48500.001078/2016-11 
61. 
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. 
 
62. 
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. 
 
63. 
Sendo assim, a tabela a seguir apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás 
à distribuidora no período de competência de novembro/2016 a outubro/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 novembro/2015 a outubro/2016.  
 
Tabela 13: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás 
 
 
 
VI. Análise dos Resultados 
 
64. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEA - Companhia de Eletricidade do Amapá conduz 
a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 46,46%, sendo de 49,75%, em 
média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 45,62%, em média, para os consumidores 
conectados na Baixa Tensão.  
 
 
 
Tabela 14: Efeito médio  
 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Geração Fonte Incentivada
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Distribuição
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
1.607,22
                        
88.680,25
                      
90.287,46
                      
Subsídio Rural
4.831,76
                        
42.543,92
                      
47.375,68
                      
Subsídio Irrigante/Aquicultor
-
                                
-
                                
-
                                
Total
6.438,97
                        
131.224,17
                    
137.663,15
                    
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão    ( ≥ 2,3 kV)
49,75%
BT- Baixa Tensão  ( < 2,3 kV)
45,62%
Efeito Médio AT+BT
46,46%
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65. 
O efeito médio de 46,46% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
calculado conforme regras adotadas pela ANEEL no reajuste tarifário de 2015; (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 reajuste 
tarifário anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
66. 
A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de 
36,26%, ao se ter como base de comparação, para as Parcela A e B, na Data do Reajuste Anterior – DRA, 
apenas os custos estabelecidos no reajuste de 2015. 
 
67. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em 33,69%, enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 2,58%.  
 
Tabela 15: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
47,68%
33,69%
76,58%
Encargos Setoriais
163,47%
7,62%
9,01%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
-40,21%
-0,07%
0,07%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-42,17%
-1,54%
1,55%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
3,77%
0,00%
0,04%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
-
6,36%
4,67%
PROINFA
-
2,47%
1,81%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
50,75%
0,39%
0,85%
ONS
-4,44%
-0,00%
0,01%
Custos de Transmissão
728,45%
2,35%
1,96%
Rede Básica
1608,92%
1,66%
1,29%
Rede Básica Fronteira
381,34%
0,68%
0,63%
Conexão
17,92%
0,01%
0,03%
Custos de Aquisição de Energia
36,13%
23,73%
65,61%
PARCELA B
8,78%
2,58%
23,42%
IRT considerando a variação tarifária da RTA-2015
36,26%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-16,57%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
5,00%
CVA em Processamento - Energia comprada
-25,85%
CVA em Processamento - Transmissão
2,69%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
1,83%
Neutralidade dos Encargos
-0,24%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
26,77%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
46,46%
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68. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -16,57% no atual 
reajuste da CEA. 
 
69. 
Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste 
tarifário anual de 2015, que contribuíram com uma redução nas tarifas estabelecidas em 2015, representa 
um aumento de 26,77% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos 
consumidores. 
 
70. 
O Valor da Parcela A apresentou uma variação de 47,68% em relação ao Reajuste de 
2015, representando 33,69% de participação no efeito médio, com a seguinte composição: 
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de 
163,47% em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no 
efeito médio de 7,62%. Em virtude da interligação da CEA ao Sistema Interligado Nacional – SIN, atestada 
por meio do Despacho nº 2.411/2015, a Empresa passou a ter gastos com PROINFA e ESS/ERR que não 
tinham sido previsto na cobertura econômica do processo tarifário passado. Somente o ESS/ERR e o 
PROINFA contribuíram para o efeito médio em, respectivamente, 6,36% e 2,47%, no atual reajuste da 
CEA. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de 728,45% em relação ao Reajuste de 2015, 
correspondendo a um efeito médio de 2,35%, dada a consideração dos custos de transmissão decorrentes 
da interligação da CEA ao SIN. 
 
iii) Compra de Energia. Variação de 36,13% em relação ao processo anterior, contribuindo 
para um efeito médio de 23,73%. Os fatores que mais contribuíram para o efeito positivo no custo de 
aquisição de energia foram: (i) o aumento da energia requerida, em função da consideração das perdas 
reais praticadas em 2015, conforme estabelecido na Lei 13.299/2016, que ocasionou um crescimento 
considerável na despesa com a compra de energia; (ii) a contratação de energia no 15º Leilão de Energia 
Existente – LEE (A-3 e A-1) com preços muito acima do mix da empresa; (iii) o aumento de 81% no preço 
da energia proveniente das cotas da Lei 12.783/2013.  
 
71. 
A tabela seguinte demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia 
em relação ao processo anterior. 
 
 
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Processo nº 48500.001078/2016-11 
 
Tabela 16: Comparação da variação do custo de energia 
 
 
72. 
A atualização da Parcela B representou 2,58% na composição do efeito médio, refletindo 
a variação acumulada do IGP-M no período de referência.  
  
73. 
O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova 
Receita Anual da concessionária. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Processo DRA
Processo atual
Variação
Processo DRA
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
344.442,41
343.795,45
-0,19%
187,94
295,35
57,15%
Existente - CCEAR-QTD
449.050,85
995.910,00
121,78%
201,00
178,91
-10,99%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
2.129,86
551.915,12
25813,16%
205,61
144,58
-29,68%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
181.058,15
-3,69
-100,00%
92,80
100,10
7,87%
Ajuste - CCEAR
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Madeira e Belo Monte
29.227,66
32.706,43
11,90%
111,58
120,36
7,87%
Bilateral
0,00
52.700,00
-
0,00
219,88
-
Cota Angra I e Angra II
0,00
37.987,56
-
0,00
206,29
-
Cotas Lei n º 12.783/2013
622.330,05
468.025,57
-24,79%
35,82
64,92
81,24%
Geração Própria
293.708,10
43.793,78
-85,09%
278,02
219,88
-20,91%
Itaipu
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Montante de Reposição
0,00
0,00
-
0,00
-
Proinfa
0,00
26.201,31
-
0,00
0,00
-
Sobra (-) / Exposição (+)
-316.906,13
-628.675,09
98,4%
145,39
167,36
15,1%
TOTAL
1.605.040,95
1.924.356,44
19,9%
145,39
165,08
13,5%
Custo unitário (R$/MWh)
Montante de energia (MWh)
Tipo de contrato
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Tipo de contrato  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
  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
Ajuste - CCEAR
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Geração Própria
Itaipu
Montante de Reposição
Proinfa  344.442,41 343.795,45 -0,19%
449.050,85 995.910,00 121,78%
2.129,86 551.915,12 25813,16%
181.058,15 -3,69 -100,00%
0,00 0,00 -
29.227,66 32.706,43 11,90%
0,00 52.700,00 -
0,00 37.987,56 -
622.330,05 468.025,57 -24,79%
293.708,10 43.793,78 -85,09%
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 26.201,31 -  187,94 295,35 57,15%
201,00 178,91 -10,99%
205,61 144,58 -29,68%
92,80 100,10 7,87%
0,00 0,00 -
111,58 120,36 7,87%
0,00 219,88 -
0,00 206,29 -
35,82 64,92 81,24%
278,02 219,88 -20,91%
0,00 0,00 -
0,00 -
0,00 0,00 -
Sobra (-) / Exposição (+)  -316.906,13 -628.675,09 98,4%  145,39 167,36 15,1%
TOTAL  1.605.040,95 1.924.356,44 19,9%  145,39 165,08 13,5%

Fls. 25 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro 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 48500.001078/2016-11 
 
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
 
 
74. 
O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 16,1% para o ICMS e 
3,5% para o PIS e COFINS (total de 19,58% por dentro), o que equivale a uma majoração de 24,34% por 
fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
 
 
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: F6FDDAE3003AFCEB CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
OCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, LINCOLN JOSE SILVA DE ALBUQUERQUE BARROS
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Fls. 26 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro 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 48500.001078/2016-11 
75. 
Ressalta-se que 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. 
 
76. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da CEA nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (79,86%) e IPCA (75,95%) no 
mesmo período. 
 
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)  
 
 
77. 
Vale tecer algumas considerações sobre o histórico tarifário da CEA, ilustrado no gráfico 
III, que explicam, em grande medida, porque a tarifa desta Concessionária está entre as menores do Brasil 
e que a elevação sugerida no atual processo tarifário, apesar de acima da média do setor elétrico, só visa 
preservar o equilíbrio econômico-financeiro para a continuidade da prestação do serviço de distribuição. 
 
78. 
Primeiramente, vale esclarecer que a situação de inadimplência da CEA com suas 
obrigações intrassetoriais impossibilitou a aplicação dos reajustes tarifários homologados durante o 
período compreendido entre novembro de 2004 até novembro de 2013 e, como se pode depreender do 
Gráfico III, durante todo esse período, as tarifas ficaram “congeladas". 
 
79. 
Para o reajuste de 2013, e uma vez regularizada a situação de inadimplência perante as 
obrigações intrasetoriais, ainda ponderou-se pela pertinência de se revisitar a Parcela B da CEA, mediante 
199,05
197,29
197,29
197,29
197,29
197,29
253,86
301,11
301,11
272,62
397,09
nov/07
nov/08
nov/09
nov/10
nov/11
nov/12
nov/13
nov/14
mar/15
nov/15
nov/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
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
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OCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO, LINCOLN JOSE SILVA DE ALBUQUERQUE BARROS
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Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM
Variação IPCA  3
    
301,11 301,11
272,62    
253,86    
199,05 197,29 197,29 197,29 197,29 197,29    

Fls. 27 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro 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 48500.001078/2016-11 
metodologia simplificada 13. O processo de reajuste, na ocasião, resultou em um efeito médio aos 
consumidores da CEA de 28,67%. 
 
80. 
Em 2014, foi homologado o reajuste anual das tarifas da CEA, que conduziu ao efeito 
médio a ser percebido pelos seus consumidores de 18,56%. 
 
81. 
Quando da Revisão Tarifária Extraordinária - RTE14 de 2015, a CEA não foi contemplada 
por não ter assinado o Contrato de Concessão. 
 
82. 
Por fim, o reajuste tarifário de novembro de 2015 da CEA resultou em uma redução 
tarifária média de -10,29%, em virtude, principalmente, de uma redução considerável do custo de 
aquisição de energia, por causa da interligação plena da CEA ao SIN15, e de componentes financeiros 
negativos. 
 
83. 
Esses foram os únicos três movimentos de alteração tarifária percebido pelos 
consumidores do Estado do Amapá ao longo dos últimos 11 anos.  
 
84. 
Portanto, apesar do Gráfico III apresentar uma evolução da tarifa residencial B1 nos 
últimos 9 anos bem acima da evolução dos índices inflacionários no mesmo período, em grande medida 
em virtude do cálculo do atual reajuste, o que se buscou nos processos tarifários foi, essencialmente, 
preservar o equilíbrio econômico-financeiro para a continuidade do serviço, aplicando, quando permitido 
por lei, as regras contratuais vigente no setor.   
 
85. 
Importante constar que, segundo o ranking nacional das tarifas de energia elétrica das 101 
distribuidoras (concessionárias e permissionárias) do serviço público de energia elétrica, estabelecido em 
função das Tarifas B1-Residencial, a CEA se encontra com a tarifa mais baixa do Brasil e, com o efeito 
atual, passará para o 86º lugar. 
 
 
 
VII. 
DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
86. 
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 Portaria MME nº 442, de 23/8/2016, que designou a Companhia 
de Eletricidade do Amapá - CEA como Responsável pela Prestação do Serviço Público de Distribuição de 
                                                        
 
13 Nota Técnica nº 424/2013-SER/ANEEL, de 12 de setembro de 2013, constante no Processo nº 48500.000722/2012-00. 
14 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. 
15 Atestado por meio do Despacho nº 2.411, de 28 de julho de 2015 
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Fls. 28 Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001078/2016-11 
Energia Elétrica e estabeleceu que seu Reajuste Tarifário deveria ocorrer de modo ordinário com 
periodicidade anual, a partir de 30 de novembro de 2016. 
 
VIII. 
DA CONCLUSÃO 
 
87. 
Com base na legislação vigente, no que consta do Processo nº 48500.001078/2016-11 e 
nas informações contidas nesta Nota Técnica, caso a empresa esteja adimplente no dia da deliberação do 
processo, opina-se: 
 
i) 
pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de 19,69% a ser aplicado 
às tarifas da CEA, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 46,46% sendo de 49,75% em média para os consumidores 
conectados em Alta Tensão (AT) e de 45,62% 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 CEA; 
 
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 Eletrobrás à distribuidora 
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária; 
 
IX. DA RECOMENDAÇÃO 
 
88. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, caso a empresa esteja adimplente na data de deliberação do reajuste, 
conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
LINCOLN JOSÉ SILVA DE ALBUQUERQUE BARROS
Especialista em Regulação 
RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO
Especialista em Regulação 
 
 
 
De acordo, 
 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
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