VOTO 
 
PROCESSO: 48500.001102/2016-11 
 
INTERESSADOS: HIDROPAN - Hidroelétrica Panambi S/A. 
 
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da HIDROPAN - Hidroelétrica Panambi S/A., a vigorar a partir de 22 
de julho de 2016. 
I. RELATÓRIO 
 
A HIDROPAN é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca 
de 18 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual na ordem de R$ 
44 milhões. 
2. 
No processo tarifário de 2015, as tarifas da HIDROPAN foram, em média, reajustadas em 0,68%, 
sendo este o efeito tarifário médio percebido pelos usuários da distribuidora, conforme consta da Resolução 
Homologatória nº 1.908, de 23 de junho de 2015. 
3. 
A Resolução Homologatória nº 2.046, de 05 de abril de 2016, prorrogou até 21 de julho de 2016 a 
vigência das tarifas de aplicação homologadas em 2015, em consequência da alteração da data de aniversário 
contratual da HIDROPAN, conforme consta do Quinto Termo Aditivo, firmado em 09/12/2015, referente à renovação 
do Contrato de Concessão nº 86/2000. 
4. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 228, de 12 de julho de 2016, 
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da HIDROPAN. 
5. 
No dia 12 de julho de 2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da HIDROPAN as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa 
nº 652, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET – Procedimentos 
de Regulação Tarifária. 
                                                       
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 086/2000-ANEEL.

6. 
A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a chancelou. 
7. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
8. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da HIDROPAN conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido 
pelos consumidores de -10,27%, sendo de -13,77%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e 
de -7,89%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
9. 
O efeito médio de -10,27% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculado 
conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em 
processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação 
nos 12 meses subsequentes.  
10. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -4,37% ao se 
adotarem como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo    -6,81% 
referente à variação de custos de Parcela A e 2,44% à variação de custos da Parcela B. 
11. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -2,48%. Já o efeito da retirada 
dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução de -3,43% no atual 
reajuste. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-13,77%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-7,89%
Efeito Médio AT+BT
-10,27%

12. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -10,27% [-10,27% = -
4,37%+-2,48%-3,43%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados: 
a) IRT de -4,37% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B; 
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de -2,48%; e 
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -3,43%.  
13. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente  
 
 
 
-3,59%
-0,10%
-3,12%
2,44%
-2,48%
-3,43%
-10,27%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

14. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
15. 
Os custos da Parcela A representam 71,33% dos custos da Concessionária. A variação desses 
custos representou -6,81% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário. 
16. 
O valor total dos encargos setoriais diminuiu -18,52% em comparação com os valores referentes ao 
reajuste anterior, correspondendo a um efeito tarifário médio de -3,59%. Destaca-se, principalmente, a redução do 
orçamento da CDE – USO, conforme Resolução Homologatória nº 2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para 
um efeito médio de -4,54% no atual reajuste da HIDROPAN. 
17. 
Os custos com transmissão sofreram a variação de -2,01% em relação ao reajuste tarifário anterior, 
correspondendo ao efeito médio de -0,10%. A variação dos custos de Transmissão é explicada pelos seguintes 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-9,07%
-6,81%
71,33%
Encargos Setoriais
-18,52%
-3,59%
16,49%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
7,16%
0,01%
0,15%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-35,58%
-4,54%
8,59%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
23,67%
0,01%
0,06%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
18,27%
1,02%
6,91%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-10,94%
-0,09%
0,79%
Custos de Transmissão
-2,01%
-0,10%
5,14%
Rede Básica
-20,88%
-0,63%
2,48%
Rede Básica Fronteira
38,11%
0,56%
2,12%
Conexão
-5,98%
-0,03%
0,54%
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra)
-6,16%
-3,12%
49,69%
PARCELA B
9,76%
2,44%
28,67%
IRT considerando a variação tarifária do RTA 2015
-4,37%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-2,48%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE
0,20%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido da RTE
-4,47%
CVA em Processamento - Transmissão
-0,56%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
0,25%
Neutralidade dos Encargos
2,70%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,63%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-3,43%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-10,27%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -9,07% -6,81% 71,33%  
Encargos Setoriais -18,52% -3,59% 16,49%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 7,16% 0,01% 0,15%  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -35,58% -4,54% 8,59%  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 23,67% 0,01% 0,06%  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 18,27% 1,02% 6,91%  
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. -10,94% -0,09% 0,79%  
Custos de Transmissão -2,01% -0,10% 5,14%  
Rede Básica -20,88% -0,63% 2,48%  
Rede Básica Fronteira 38,11% 0,56% 2,12%  
Conexão -5,98% -0,03% 0,54%  
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) -6,16% -3,12% 49,69%  
PARCELA B 9,76% 2,44% 28,67%  
IRT considerando a variação tarifária do RTA 2015 -4,37% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -2,48%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE 0,20%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE -4,47%
CVA em Processamento - Transmissão -0,56%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 0,25%
Neutralidade dos Encargos 2,70%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE 0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,63%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,43%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -10,27%  

fatores: (i) pela Parcela de Ajuste negativa que compensa déficits ou superávits de arrecadação que ocorrem no 
âmbito da apuração realizada pelo ONS em relação ao Ciclo anterior, (ii) a redução da proporção atribuída ao 
segmento de consumo no rateio do pagamento do montante a ser arrecadado por meio de TUST-RB. 
18. 
O custo de compra de energia variou -6,16% em relação ao processo anterior, com efeito médio no 
atual processo de -3,12%. Tal redução advém da nova TE de suprimento homologada no reajuste da RGE, a qual 
sofreu um decréscimo em função da redução do PMIX em relação ao valor de 2015, bem como da redução dos itens 
financeiros que impactam na tarifa de suprimento. 
19. 
O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 demonstra a 
variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao RTA 2015. 
 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
Fonte: Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016. 
 
 
-3,12%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
-3,90%
0,00%
0,00%
0,22%
0,00%
0,00%
0,56%
Total
 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
Proinfra

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016. 
 
20. 
Os custos da Parcela B representam 28,67% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 2,44% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
21. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada do IGP-M, de 12,96%, no 
período de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (junho/2015) e do reajuste atual (julho/2016), descontado 
o Fator X, de 3,20%. 
22. 
A Resolução Homologatória nº 1.507/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os valores dos 
componentes Pd e T do Fator X em 1,40% e 1,36%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da Parcela 
B nos reajustes tarifários da HIDROPAN. 
23. 
Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior e do reajuste 
atual, o valor do componente Pd do Fator X foi proporcionalizado, de modo a refletir o ganho de produtividade de todo 
o período. 
 
24. 
Assim, no cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T, de 1,52% e 1,36%, 
respectivamente. No caso da HIDROPAN a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos de 2014 e 
2015 foi de 11,33%, de modo que o valor de componente Q do Fator X é de 0,32%. Dessa maneira, para atualizar a 
Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 12,96%, e o Fator X, de 3,20%, resultando no fator de 
atualização da Parcela B de 9,76% e um impacto tarifário de 2,44%. 
25. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao 
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento: 
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Bilateral
98.421,58
97.350,19
-1,09%
210,24
192,52
-8,43%
Geração Própria
8.271,48
9.206,00
11,30%
136,16
153,81
12,96%
Proinfa
2.673,00
2.809,86
5,12%
248,17
334,04
34,60%
Sobra (-) / Exposição (+)
0,00
0,00 -
0,00
189,18 -
TOTAL
109.366,05
109.366,05
0,0%
205,56
192,90
-6,2%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação  
Bilateral
Geração Própria
Proinfa  98.421,58 97.350,19 -1,09%
8.271,48 9.206,00 11,30%
2.673,00 2.809,86 5,12%  210,24 192,52 -8,43%
136,16 153,81 12,96%
248,17 334,04 34,60%  
Sobra (-) / Exposição (+)  0,00 0,00 -  0,00 189,18 -  
TOTAL  109.366,05 109.366,05 0,0%  205,56 192,90 -6,2%  
  nte: Nota Técnica    

a) Da geração (compra de energia); 
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de 
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e 
c) Dos encargos setoriais2 e dos tributos3. 
 
Gráfico 3 
 
Fonte: Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016. 
 
 
 
                                                       
2 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais 
de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
3  Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 21% para o ICMS e de 3,6% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a fatura, 
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 32,7% (por fora) sobre 
o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de       
Distribuição
28,7%
Custo de            
Energia
47,5%
Custo de     
Transmissão
5,1%
Encargos          
Setoriais
18,7%

Gráfico 4  
 
 
Fonte: Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016. 
26. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressalta-
se: 
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA concernente a 
CDE representou o repasse de R$ 908.634,87 (novecentos e oito mil e seiscentos e trinta e quatro 
reais e oitenta e sete centavos) com efeito no atual reajuste de 2,05%. Adicionalmente, o valor da 
CVA de energia foi de (R$ 333.928,02) (valor negativo de trezentos e trinta e três mil e novecentos 
e vinte e oito reais e dois centavos), com impacto no atual reajuste de -0,75%. O valor negativo é 
devido à consideração da reversão da receita de bandeiras proveniente do saldo acumulado na 
CCRBT desde outubro/15; 
b) A Reversão da receita faturada com os componentes financeiros de CDE e compra de energia 
estabelecidos na RTE para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas 
CVAs e já não tenham sido revertidos no último processo tarifário também teve impacto relevante 
no atual reajuste, de -5,84% (-3,71% para Energia e -2,13% para CDE). 
 
 
                                                       
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de       
Distribuição
19,8%
Custo de            
Energia
32,7%
Custo de     
Transmissão
3,5%
Encargos          
Setoriais
12,9%
ICMS 24,7%
PIS/COFINS 6,4%
Tributos
31,1%

27. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
 
28. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 228, de 12 de julho de 2016, que o efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores da HIDROPAN, de -10,27% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária 
evoluísse nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (85,64%) e do IPCA (76,25%) no mesmo período, conforme 
demonstrado no Gráfico 5. 
 
 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
1.036.478,39
            
2,33%
CVA em Processamento - Energia comprada
(333.928,02)
              
-0,75%
CVA em Processamento - Transmissão
(246.561,87)
              
-0,56%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
108.983,34
               
0,25%
Neutralidade dos Encargos
1.197.708,91
            
2,70%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
(1.648.256,01)
           
-3,71%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(942.404,69)
              
-2,12%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(3.871,77)
                  
-0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
11.419
                      
0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(280.394)
                   
-0,63%
Total
(1.100.827,50)
           
-1,87%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 1.036.478,39 2,33%
CVA em Processamento - Energia comprada ( 333.928,02) -0,75%
CVA em Processamento - Transmissão ( 246.561,87) -0,56%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 108.983,34 0,25%
Neutralidade dos Encargos 1.197.708,91 2,70%
Financeiro de Reversão RTE - Energia ( 1.648.256,01) -3,71%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 942.404,69) -2,12%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia ( 3.871,77) -0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE 11.419 0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD ( 280.394) -0,63%  
Total ( 1.100.827,50) -1,87%  

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: 
Nota Técnica nº 228/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016. 
29. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da CDE 
a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores 
mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo 
tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.  
30. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
HIDROPAN, em relação às competências entre julho/2016 a junho/2017, é de R$ 39.672,24 (trinta e nove mil e 
seiscentos e setenta e dois reais e vinte e quatro centavos). Esse valor já inclui o ajuste da diferença entre os valores 
previstos e os realizados entre junho/2015 e junho/2016. 
 
 
                                                       
5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, a Conta 
de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos 
seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação 
e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; 
classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
343,71
384,19
354,60
360,26
387,45
410,31
357,56
426,03
537,39
546,49
488,71
jun/07
jun/08
jun/09
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jun/12
jun/13
jun/14
mar/15
jun/15
jul/16
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RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
700,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA

III. DIREITO 
31. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: (i) Lei nº 9.427, de 26 
de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; (iii) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; (iv) 
Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; (v) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e (vi) Contrato de Concessão 
do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 086/2000-ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
32. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.001102/2016-11, voto pela emissão de 
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da HIDROPAN - Hidroelétrica Panambi 
S/A., a vigorar a partir de 22 de julho de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de -10,27%, sendo -13,77% para os consumidores em alta tensão e -7,89% para 
os consumidores em baixa tensão; 
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – 
TE aplicáveis aos consumidores e usuários da HIDROPAN; 
c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como 
Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo; e 
d) Homologar em R$ 39.672,24 (trinta e nove mil e seiscentos e setenta e dois reais e vinte e quatro 
centavos) o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à HIDROPAN, de modo a custear 
os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
 
Brasília, 19 de julho de 2016. 
TIAGO DE BARROS CORREIA  
Diretor