48581.002975/2016-00 
Nota Técnica n° 346/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 14 de outubro de 2016. 
 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.001105/2016-47 
 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à CELG-D - Celg Distribuição S.A. e 
demais providências pertinentes ao seu Reajuste 
Tarifário Anual de 2016. 
 
 
I. DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CELG-D - Celg 
Distribuição S.A., vigente a partir de 22 de outubro de 2016, calculado em conformidade com as disposições 
legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do Contrato de 
Concessão de Distribuição nº 063/2000 e os seus termos aditivos. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A CELG-D, sediada na cidade de Goiânia - GO, atende aproximadamente 2,8 milhões de 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de 
R$ 5 bilhões. 
 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
1 - Fonte: SAMP – competência agosto/2016 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras1
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
2.393.658
                      
339.180
                     
31,6%
Industrial
10.075
                           
270.977
                     
25,3%
Comercial
218.756
                         
178.197
                     
16,6%
Rural
179.947
                         
142.545
                     
13,3%
Iluminação Pública
625
                                
63.863
                       
6,0%
Poder Público
17.455
                           
32.024
                       
3,0%
Serviço Público
2.452
                             
34.142
                       
3,2%
Demais classes
242
                                
11.078
                       
1,0%
Total 
2.823.210
                      
1.072.006
                  
100%
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EFF97E1A003A1AB2 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR BRUNO ALBERTO AMORIM SILVA, DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO

Fls. 2 Nota Técnica nº 346/2016-SGT/ANEEL, de 14 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001105/2016-47 
 
 
3. 
Em 22/09/2016, a distribuidora, por meio da Carta DR-1031/161, encaminhou à ANEEL 
proposta de Reajuste Tarifário Anual cujo efeito médio a ser percebido pelos consumidores seria de -
11,35%. 
 
4. 
O Memorando nº 245/2016-SRM/ANEEL, de 28/09/2015, apresentou informações sobre os 
contratos bilaterais de compra e venda de energia. 
 
5. 
O Memorando nº 532/2016–SFF/ANEEL, de 3/10/2016, apresentou os valores fiscalizados 
e validados das garantias financeiras relativas à contratação regulada de energia (CCEAR) de 2015 e 2016.  
 
6. 
Em 1º/9/2016, a SGT realizou reunião com o representante da CELG-D, prestando os 
esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos a 
serem observados para entrega de informações e documentos. 
 
7. 
Em 11 de outubro de 2016, por meio do Despacho nº 2.719, foi deferido o Requerimento 
Administrativo interposto pela CELG-D, referente à anuência para a constituição de garantias para fins de 
repactuação de dívida com cotas da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. 
 
8. 
Em 14/10/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência 
de Administração e Finanças - SAF, a CELG-D encontra-se adimplente com suas obrigações intrassetoriais, 
o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei n° 8.631, de 
04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004. 
 
 
II.1. Precedentes 
 
II.1.1. Aspectos Contratuais 
 
9. 
Em 25/8/2000 foi firmado o Contrato de Concessão nº 063/2000 entre a União, por 
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a CELG-D - Celg Distribuição S.A. Esse 
contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos de distribuição de energia 
elétrica, estabelece na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia elétrica da 
concessionária, mediante aplicação de fórmula específica. 
 
10. 
Em 24/8/2005, foi assinado o Primeiro Termo Aditivo, o qual dá nova redação à sua Cláusula 
Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para atender às condições de eficácia constante do 
§ 2º dos arts. 36 e 43 do Decreto nº 5.163, de 30/7/2004. 
 
                                                        
 
1 SIC nº 48513.023458/2016-00 
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Fls. 3 Nota Técnica nº 346/2016-SGT/ANEEL, de 14 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001105/2016-47 
11. 
Em 13/4/2010, foi assinado o Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando 
nova redação à Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os 
procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado 
pela metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da 
Parcela “A”, relativos aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo. 
 
12. 
Por fim, em 29/12/2015, foi firmado o Quinto Termo Aditivo referente à renovação do 
Contrato de Concessão nº 063/2000 nos termos do Decreto nº 8.461, de 2 de junho de 2015, que 
regulamentou a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica de que trata o art. 7º da Lei 
nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, com alteração de data de aniversário contratual de 12 de setembro 
para 22 de outubro. 
 
II.1.2. Aspectos Metodológicos 
 
13. 
No último Termo Aditivo, que tratou da renovação do Contrato de Concessão nº 063/2000, 
constou da Subcláusula Quinta da Cláusula Sexta o seguinte: “No primeiro reposicionamento tarifário 
posterior à assinatura do contrato serão aplicadas as regras de reajuste tarifário e revisão tarifária previstas 
no Contrato de Concessão anterior da DISTRIBUIDORA”. Assim, neste processo tarifário de 2016 da CELG-
D observou-se a metodologia de cálculo prevista no contrato de concessão original. 
 
14. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a manutenção 
do seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir 
os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o capital investido, na 
medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio 
econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
15. 
Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão 
original, preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela 
A (VPA) e da Parcela B (VPB). A referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas 
homologadas na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de Referência”, não incluindo tributos, 
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e 
contratação de reserva de capacidade. 
 
16. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo: 
 
 
Período de 12 meses 
Referência
DRA
DRP
VPA0 
VPA1 
RA0
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Referência

RA
0  

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Processo nº 48500.001105/2016-47 
 
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 na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do 
Contrato de Concessão original: 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT



 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses 
anteriores ao reajuste em processamento; 
 
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em função 
do “Mercado de Referência; 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior”, e o 
“Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
onde: 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior” e a 
energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice que 
vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à “Data de 
Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a 
ser adotado; e 
 
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
18. 
Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão 
original, a ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que 
deverão ser subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.  
 
19. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas 
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por 
três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
Fator X = Pd + Q + T 
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Processo nº 48500.001105/2016-47 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
 
II.1.3 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015 
 
20. 
Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da CELG-D 
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração e 
CDE. 
 
21. 
A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o 
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à 
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da 
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de 
30,6% e 25,13%, respectivamente. 
 
II.1.4 Reajuste Tarifário Anual de 2015 
 
22. 
O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da CELG-D resultou, em média, num reposicionamento 
das tarifas de 42,69%, sendo 35,43% referentes ao reajuste econômico e 7,26% relativos aos componentes 
financeiros, conforme consta na Resolução Homologatória nº 1.947, de 8/9/2015, que representou um efeito 
tarifário médio percebido pelos consumidores de 6,89%.  
 
23. 
Por fim, a Resolução Homologatória nº 2.036, de 22/3/2016, prorrogou até 21 de outubro 
de 2016 a vigência das tarifas de aplicação homologadas em 2015, em consequência da alteração da data 
de aniversário contratual da CELG-D, conforme consta do Quinto Termo Aditivo firmado em dezembro/2015. 
 
III. DA ANÁLISE 
 
III.1. Período de Referência 
 
24. 
O período de referência para o reajuste anual da CELG é de outubro/2015 a setembro/2016. 
 
 
III.2. Receita Anual 
 
25. 
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$ R$ 5.006.741.046,70, conforme demonstrado na Tabela 2. 
 
Tabela 2: Mercado no Período de Referência 
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Processo nº 48500.001105/2016-47 
 
 
 
III.3. Encargos Setoriais 
 
26. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas2 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,  
 
                                                        
 
2 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL. 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
11.967.274
               
4.842.615.214,95
          
A1   (230 kV ou mais)
17.033
                      
5.072.358,66
                 
A2   (88 a 138 kV)
539.819
                    
167.873.180,95
             
A3   (69 kV)
214.221
                    
70.432.165,32
               
A3a (30 kV  a 44 kV)     
906.737
                    
336.919.842,94
             
A4   (2,3 kV a 25 kV)
2.711.576
                 
1.043.019.540,89
          
BT  (menor que 2,3 kV)
7.577.888
                 
3.219.298.126,20
          
Suprimento
128.294
                    
31.320.648,16
               
Demais Livres
1.006.408
                 
96.132.201,71
               
Distribuição
3
                               
374.691,89
                    
Geração
-
                            
36.298.289,97
               
Total
13.101.979
               
5.006.741.046,70
          
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Processo nº 48500.001105/2016-47 
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar, 
fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral 
nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
 
 prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
 
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição;  
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio 
das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET; 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como objetivo 
aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica, tem sua 
metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de 
petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais, 
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo 
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS 
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre 
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de 
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a 
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para 
a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a 
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os 
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a 
segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; 
 
 
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 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001105/2016-47 
 
 
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. 
 
27. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados 
na tabela abaixo: 
 
Tabela 3: Encargos Setoriais 
 
 
28. 
O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual 
(CDE Uso), homologada pela REH 2.077, de 07/06/2016, os seguintes itens: 
 
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela 
REH 2.077, de 07/06/2016. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos pelas 
distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec. 
7.891/2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de aquisição 
de energia elétrica, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com atualização 
dos valores pela variação do IPCA, mediante encargo a ser incluído nas tarifas de energia elétrica, 
definido na proporção dos recursos recebidos pela distribuidora. 
 
ii) quota anual da CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) (Art. 4º-C do Dec. 
7.891/2013) homologada pela REH nº 2.004/2015, destinada à amortização das operações de 
crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para lastro da 
Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, nos termos do Decreto nº 8.221/2014 
e da Resolução Normativa nº 612/2014. A CONTA-ACR teve como objetivo cobrir as despesas 
incorridas pelas concessionárias de distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da 
exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas 
a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na 
modalidade por disponibilidade.  O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras 
tem como contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos respectivos 
processos tarifários ordinário de 2015. Frisa-se que a definição desse encargo tarifário para cada 
distribuidora não está vinculada aos recursos recebidos da Conta-ACR, mas ao tamanho de seus 
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
5.070.027,75
          
5.464.893,63
          
-
                                              
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
1.069.342.205,32
   
851.370.055,61
      
-
                                              
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
127.609.448,01
      
232.816.836,88
      
Previsão SGT -OUT/2016
PROINFA
76.941.013,60
        
106.559.897,56
      
REH 2003/2015
P&D e Eficiência Energética
40.742.445,50
        
38.728.463,86
        
Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS
137.775,63
             
139.778,64
             
Contribuição JAN/16 - DEZ/16
Total de Encargos Tarifários
1.319.842.916
        
1.235.079.926
        
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mercados cativos no período de fevereiro a dezembro de 2014. Dessa forma, os custos da Conta-
ACR foram distribuídos equitativamente a todos os consumidores cativos do sistema interligado 
nacional. 
 
29. 
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”. 
 
30. 
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 
 
31. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição 
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu 
e Uso de Sistemas de Distribuição. 
 
32. 
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.  
 
33. 
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.  
 
34. 
 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 se aplica ao caso da CELG-D, uma vez 
que ela acessa a rede de distribuição da EMT, da EMS e da CEB. 
 
35. 
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). 
 
36. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica 
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III.5 Compra de Energia 
 
37. 
A Lei n. 10.848, de 15/03/2004 alterou as regras de compra e venda de energia elétrica 
especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica. Foram 
estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com mercado 
próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar. 
 
38. 
Também a Lei n° 10.848, de 15/03/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no 
Sistema Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de 
Contratação Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia 
“deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
39. 
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 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
78.824.025,31
        
75.769.189,88
        
Rede Básica Fronteira
37.595.405,42
        
45.420.149,87
        
Rede Básica ONS (A2)
1.965.961,39
          
2.218.475,23
          
MUST Itaipu
22.931.119,82
        
25.234.897,44
        
Transporte de Itaipu
10.825.480,02
        
11.259.014,09
        
Conexão
3.069.766,79
          
3.439.150,93
          
Uso do sistema de distribuição
8.639.643,58
          
8.173.596,78
          
Total dos Custos de Transporte
163.851.402,32
      
171.514.474,23
      
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de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica 
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, 
de 16/9/2008; 
 
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I 
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado 
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art. 
11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;  
 
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
 
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia 
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos 
da Lei n° 12.783, de 2013; Incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física 
e Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio 
da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que 
atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho 
de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos 
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: 
hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração, 
com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de 
eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível). 
 
III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
40. 
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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41. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas 
dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam 
o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas 
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas as 
demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, 
unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 
 
42. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição 
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações 
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica3.  
 
43. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução 
Homologatória nº 1.613/2013 (última revisão tarifária da CELG-D) estabeleceu o percentual regulatório de 
perdas técnicas de 9,38% (sobre energia injetada da concessionária) e para as perdas não-técnicas (sobre 
o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 3,88% a ser aplicado no atual reajuste. 
 
44. 
A cada processo tarifário são apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado, com base 
nas medições dos últimos 12 meses, que serão somadas às perdas na Rede Básica (rateadas em regime 
de condomínio) entre todas as distribuidoras. Neste processo tarifário utilizou-se como valor regulatório, 
conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, a média 
de setembro/2015 a agosto/2016. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário 
da CELG-D. 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
                                                        
 
3 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa 
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida 
instalação. 
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45. 
Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as 
perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária, 
ao mercado de venda da concessionária. 
 
46. 
A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da CELG-D 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 
 
47. 
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 
 
48. 
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)
3,88%
3,88%
Técnica (s/ merc. injetado)
9,38%
9,38%
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
1,70%
2,03%
Mercado Baixa Tensão (MWh)
7.577.888
7.577.888
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
12.095.568
        
12.095.568
        
Fornecimento
11.967.274
        
11.967.274
        
Suprimento 
128.294 MWh
128.294 MWh
Consumidores Livres
1.006.410
          
1.006.410
          
Consumidores Rede B.
17.033 MWh
17.033 MWh
Perdas Totais
1.913.253
          
1.957.799
          
Perdas Rede B.
234.703
             
279.250
             
Perdas na Distribuição
1.678.549
          
1.678.549
          
Perda Não Técnica
294.306
             
294.306
             
Perda Técnica
1.384.243
          
1.384.243
          
Energia Requerida
14.008.821
        
14.053.368
        
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b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP 
 
49. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios 
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o 
Decreto nº 5.163/2004. 
 
50. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits4 considerando o período de 
referência em questão.  
 
51. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada disponível 
corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, Geração 
Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos Renovados, e 
Contratos de Suprimento.  
 
52. 
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 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 
                                                        
 
4 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$/MWh)
Energia Requerida 
(R$)
14.008.821
170,53
2.388.859.776,57
          
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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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concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, os valores 
de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por 
disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes.  
 
iv) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004 
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas 
pelo Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos. 
 
v) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que 
pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações 
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado por meio do Memorando 
nº 245/2016-SRM/ANEEL, de 28/9/2016. 
 
vi) O valor da despesa com compra de energia de Itaipu é apurado com base na tarifa de 
repasse de potência da Itaipu Binacional e nos montantes de potência e energia associada para os próximos 
12 meses. Para os meses de 2016 foram considerados os montantes publicados na Resolução 
Homologatória nº. 2.012, de 16/12/2015, e para o restante do período de referência os valores foram 
estimados a partir dos montantes da referida Resolução ajustados pela nova cota-parte de Itaipu definida 
para 2017. Para valoração dessa despesa, considerou-se a tarifa de Itaipu, em dólares, publicada pela 
Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, e a taxa de câmbio PTAX média de venda do período 
entre o 45° e o 16° dias anteriores ao reajuste da distribuidora, conforme previsto no Submódulo 3.2, Seção 
5.1, do PRORET. 
 
vii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente das Cotas das 
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, calculado pela ANEEL, 
conforme as Receitas Anuais de Geração 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. 
 
53. 
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 
 
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54. 
Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA5 e na DRP 
para a CELG, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 2.388.859.776,57 e R$ 
2.329.202.338,70. 
 
III.6. Parcela B 
 
55. 
O Fator X6 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na 
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que 
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa 
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
T
Q
Pd



X
Fator 
 
 
onde:  
 
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
56. 
A Resolução Homologatória nº 1.613/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os 
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,29% e 0,00%, respectivamente, a serem aplicados na 
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da CELG-D. 
 
57. 
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, resultando em 1,40%. 
 
58. 
Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET 7  , para a aferição do 
componente Q (qualidade do serviço) do Fator X serão considerados indicadores dos serviços técnicos e 
comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete indicadores e o 
atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.  
 
59. 
Os indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus 
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. No caso do atual reajuste da CELG-
D foram considerados apenas os pesos dos indicadores de DEC e FEC, de modo que o valor do componente 
Q do Fator X a ser aplicado na atualização da Parcela B é de 0,42%. 
 
                                                        
 
5 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. 
6 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
7 Será aplicada a nova metodologia para os reajustes tarifários após o 4º ciclo de revisão tarifária periódica 
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Tabela 9: Fator X 
 
  
60. 
Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M8 e do Fator X. A variação 
do IGP-M para o período de referência foi de 11,71%, enquanto o Fator X resultou em 1,82%. A tabela 
abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP. 
 
Tabela 10: Cálculo da Parcela B 
 
 
 
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
61. 
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. 
 
62. 
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, o saldo das CVAs 
foram apurados a partir de dados fornecidos diretamente pela concessionária à SGT, que 
procedeu à análise das informações e promoveu os ajustes cabíveis. 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. 
 
                                                        
 
8 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. 
Componentes
Valor
Componente Pd do Fator X
1,40%
Componente T do Fator X
0,00%
Componente Q do Fator X
0,42%
Fator X
1,82%
Descrição
Valores
Parcela B - DRA (R$)
1.134.186.952,00
       
IGP-M
11,71%
Fator X
1,82%
Parcela B - DRP (R$)
1.246.380.247,84
       
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 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados 
pela taxa média anual de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e 
Futuros9, de 12,60% a.a.. 
 
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzida a parcela da receita decorrente da 
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e Amarela e os repasses da 
Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos 
custos dos CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de 
competência de janeiro de 2015 a julho de 2016, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 
do PRORET. 
 
 Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das 
Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a 
cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para 
a CVA ESS/EER para as competências de janeiro de 2015 a julho de 2016. 
 
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita 
no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016. 
Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa decorrente de 
ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do repasse do resultado 
financeiro das compras e vendas no MCP com o consequente desaparecimento do Fator K; 
(ii) exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio dos 
contratos de compra de energia, exceto para contratos de disponibilidade e (iii) utilização 
dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos resultados do MCP 
para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços do Sistema. 
 
 Foi incluído no cálculo da CVAENERGIA o risco financeiro decorrente de diferenças de preços 
entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme critérios de rateio 
previstos nas regras de comercialização vigentes. A SGT apurou, com base nos relatórios 
da CCEE, o valor da exposição líquida das diferenças de preços de submercados, 
atualizado pela taxa SELIC, referente ao período de janeiro de 2015 a julho de 2016.  
 
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo: 
 
 
 
 
                                                        
 
9 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 1° 
e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do 
reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos 
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a 
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias 
e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste. 
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Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento 
 
 
 
 A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA relacionada 
aos custos de aquisição de energia representou o repasse de R$ 61.033.669,26, com efeito 
no atual reajuste de 1,20%.  Após reversão do respectivo financeiro concedido na RTE a 
título de cobertura para compra de energia, bem como realização de ajustes referentes ao 
processo tarifário anterior, esse efeito foi -4,69%. 
 
 Em função do deferimento10 pela Diretoria da ANEEL do Requerimento Administrativo 
interposto pela CELG-D, que pedia anuência para a constituição de garantias com a 
finalidade de repactuar as dívidas com as cotas da CDE, a consideração dos pagamentos 
e respectivas coberturas das cotas referentes às competências relacionadas no pedido de 
repactuação de dívidas (de dezembro de 2015 a agosto de 2016) ocorrerá somente no 
cálculo da CVA do processo tarifário de 2017. Cabe ressaltar que o elevado valor de CVA 
CDE deve-se ao descasamento da cobertura tarifária e os pagamentos efetuado pela 
empresa referente às competências de agosto e setembro de 2015, devido a cobertura dada 
no Reajuste de 2014 não acompanhar o aumento da CDE a partir de 2015. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
                                                        
 
10 Despacho nº 2.719/2016. 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
105.030.377,41
        
120.475.739,07
        
128.399.457,22
               
CVA CDE Energia
13.452.559,80
          
15.502.947,77
          
16.522.580,35
                 
CVA Rede Básica
3.828.727,14
            
3.864.391,99
            
4.118.553,97
                   
CVA Compra Energia
25.139.664,43
          
57.267.192,33
          
61.033.669,26
                 
CVA Transporte Itaipu
1.692.468,98
            
1.869.610,24
            
1.992.574,95
                   
CVA Proinfa
24.546.141,20
          
26.199.229,79
          
27.922.359,39
                 
CVA ESS/ERR
(53.506.284,10)
         
(61.643.080,68)
         
(65.697.360,83)
               
Total
120.183.654,86
        
163.536.030,50
        
174.291.834,31
               
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Processo nº 48500.001105/2016-47 
 
 
 
 
 
 
 
 
Composição do Mix da CELG-D na CVA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Processo nº 48500.001105/2016-47 
 
Composição do Mix da CELG-D na CVA 
 
 
 
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 562/2016-SFF/ANEEL, de 14/10/2016. Destaca-se que os saldos fiscalizados 
da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, tendo sido excluídos da CVA do 
ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de competência do ano de 2015, os 
quais foram incluídos na apuração da CVA em processamento do atual cálculo tarifário, em 
atendimento ao disposto no inciso (ii) do Despacho nº 652, de 15 de março de 2016. 
 
 No saldo a compensar analisado também está contemplado o financeiro de saldo a 
compensar da reversão da RTE realizada no processo tarifário de 2015.  
 
iii) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme 
a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016. 
Os valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto 
Prazo foram:  
 
 Para o ano civil de 2015: Exposição de energia de 770.761 MWh. O referido valor já é 
definitivo e é inferior ao valor do Despacho n° 2.271, de 25 de agosto de 2016. Cabe ressaltar 
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR BRUNO ALBERTO AMORIM SILVA, DAVI ANTUNES LIMA, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO

Fls. 23 Nota Técnica nº 346/2016-SGT/ANEEL, de 14 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001105/2016-47 
que também está se calculando o valor deste financeiro para o período de janeiro de 2015 a 
julho de 2016, sendo que o referido montante de energia foi obtido com base em dados 
fornecidos pela CCEE e representa, juntamente com o ajuste financeiro das operações no 
mercado de curto prazo, um repasse tarifário de R$ 191.121.432,12, a preços de outubro/16. 
 
 Dos valores descritos acima foram deduzidos os valores repassados pela Conta Bandeira à 
concessionária ao longo de 2015, de R$ 139.689.876,37, a título de Exposição Involuntária, 
nos termos do inciso I do Art 4º-A do Decreto 7.891/2013.  
 
 Foi feito o ajuste relativo ao MAC da UHE Santo Antônio11 no cálculo da exposição ao 
mercado de curto prazo que resultou em um valor de - R$ 469.516,00, atualizado para 
a taxa Selic. 
 
 Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou 
Exposição ao Mercado de Curto Prazo, considerando-se também as recontabilizações 
no Mercado de Curto Prazo, é de R$ 54.507.748,29, já atualizado para preços de 
outubro de 2016. 
 
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula 
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão original, a neutralidade dos encargos refere-
se ao cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais 
faturados no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, 
devidamente atualizadas pela taxa SELIC. 
 
v) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram 
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de agosto de 2015 a setembro de 
2016, atualizados pela taxa SELIC, conforme Submódulo 4.4 do PRORET, resultante da 4ª fase da AP ° 
078/2011, tendo sido fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF. 
 
vi) Ajuste Financeiro CUSD. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da Portaria 
Interministerial n° 25/2002 e conforme o Submódulo 4.4 do PRORET, ajustou-se financeiramente os custos 
decorrentes dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSDs) firmados entre a CELG-D e as 
distribuidoras EMT, EMS e CEB.  
 
vii) Ajuste Financeiro TUSDg. Conforme consta no inciso I do Art. 3º da REH 1.947/2015, a 
aplicação da nova TUSDg das usinas São Domingos e Rochedo, constante na Tabela 1 anexa à REH citada 
acima, somente poderia ser aplicada a partir de 1º de julho de 2016, com a publicação da nova Receita 
Anual de Geração (RAG), tendo em vista que essas geradoras estão em regime anual de cotas. Sendo 
assim, considerou-se no atual processo tarifário da CELG-D um componente financeiro, correspondente à 
                                                        
 
11 Conforme determinação no voto do Diretor Relator (parágrafo 76, alínea a) do processo tarifário 48500.006196/2014-45, 
referente ao reajuste da CPFL Piratininga de 2015, foi feito recálculo do valor relativo ao ano civil de 2014, decorrente da 
redução do montante contratual de Santo Antônio contabilizada pela CCEE em julho de 2014. 
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diferença de receita que foi auferida pela distribuidora em relação ao período de competência de 12/9/2015 
a 30/6/2016. 
 
viii) Repasse de compensação DIC/FIC. Refere-se a valores pagos pelas distribuidoras 
acessadas às distribuidoras acessantes decorrente do repasse aos consumidores da compensação 
financeira referente à violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão dos acessos de 
distribuidoras à outras distribuidoras, conforme item 6.1.5.2, Seção 8.2, do Módulo 8 dos Procedimentos de 
Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. 
 
ix) Diferencial Eletronuclear. É a diferença  entre a tarifa praticada e a de referência entre 
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009.  
 
x) Reversão de financeiros pela postergação da data contratual. Em consequência da 
renovação do Contrato de Concessão da CELG-D, objeto do Quinto Termo Aditivo firmado em 
dezembro/2015, com alteração de data de aniversário contratual de 12 de setembro para 22 de outubro, foi 
efetuada a reversão da parcela da receita correspondente aos componentes financeiros faturados nesse 
período adicional de vigência das tarifas homologadas no ano anterior, totalizando 13.431.759,86 , para a 
componente TE (energia) e 14.415.268,14, para a componente TUSD (uso). 
 
xi) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de 
fevereiro de 2015 homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de 
Distribuição de Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição 
de energia elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das 
novas quotas de CDE. A Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e 
informações adicionais para o aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na 
Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de cada distribuidora.  
 
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e definição 
da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, as variações de 
receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas como componentes 
financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na tarifa de uso. A adoção 
desses adicionais na forma de componentes financeiros possibilitaria a identificação da 
receita faturada com esses itens, bem como simplificaria o cálculo da RTE. 
 
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários 
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A RTE, 
portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de Encargos 
Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual. 
 
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta a cobertura 
econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz necessária a reversão 
da receita faturada com os componentes financeiros definidos na RTE, para os períodos de 
competência cujos pagamentos estejam nas respectivas CVAs. 
 
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 Portanto, está sendo revertido o valor de - R$ 100.510.001,71, devidamente atualizado pela 
SELIC, referente à receita faturada para o período de 1º de agosto/15 a 12 de setembro/15 
proveniente dos componentes financeiros de CDE estabelecidos na RTE. Já para o 
componente financeiro de Compra de Energia estabelecido na RTE, está sendo revertida a 
receita faturada para o período de 1º de julho/15 a 12 de setembro/15, totalizando - R$ 
72.217.488,03, atualizada pela SELIC.  
 
 O saldo a compensar dessa reversão será apurado, no próximo reajuste tarifário, seguindo 
a mesma sistemática de cálculo da CVA saldo a compensar.  
 
63. 
A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
Tabela 12: Componentes Financeiros 
 
 
 
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
64. 
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. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
107.147.036,13
        
2,11%
CVA em Processamento - Energia comprada
61.033.669,26
          
1,20%
CVA em Processamento - Transmissão
6.111.128,93
            
0,12%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(227.250.088,10)
       
-4,47%
Neutralidade dos Encargos
(16.694.899,65)
         
-0,33%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
54.507.748,29
          
1,07%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.842.914,42
            
0,04%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
80.204,90
                 
0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2)
35.523,25
                 
0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
(72.217.488,03)
         
-1,42%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(84.071.703,67)
         
-1,65%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(16.438.298,04)
         
-0,32%
Repasse de compensação DIC/FIC
(23.990,00)
                
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
151.680,11
               
0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
-
                            
0,00%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
(13.431.760)
              
-0,26%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(14.415.268)
              
-0,28%
Total
(213.633.590,21)
       
-4,21%
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65. 
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. 
 
66. 
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. 
 
67. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a 
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses 
da Conta Bandeiras foram considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do 
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de 2015. 
 
68. 
Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras 
Tarifárias Amarela e Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados 
de CVAENERGIA e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da CELG-D não sofresse um aumento adicional 
médio de 16%. 
 
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
69. 
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. 
 
70. 
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. 
 
71. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a 
distribuidora no período de competência de outubro/2016 a setembro/2017, até o 10º dia útil do mês 
subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os 
realizados no período de setembro/2015 a setembro/2016.  
 
Tabela 13: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás 
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VI. Metodologia para o cumprimento de decisões liminares relativas ao pagamento da CDE 
 
72. 
Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem ajuizando 
ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas controversas no 
orçamento anual da CDE. 
 
73. 
A primeira decisão liminar favorável foi mediante ação ajuizada pela Associação Brasileira 
de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE no Processo Judicial n. 26648-
39.2015.4.01.3400.  
 
74. 
Para cumprir a decisão liminar favorável aos membros da ABRACE, foi preciso desenvolver 
metodologia específica para o cálculo das cotas anuais da CDE e do correspondente encargo tarifário, de 
forma não prevista na legislação e na regulação vigentes.  
 
75. 
Para isso, foi aberta a Audiência Pública nº 57/2015 que teve como resultado final a 
Resolução Homologatória nº 1.967/2015 e o Despacho nº 3.312/2015 estabelecendo, resumidamente, duas 
ações para incorporar a liminar da ABRACE ao processo tarifário: (i) publicar tarifas específicas para os 
associados da ABRACE, para os dois ambientes de contratação (LIVRE e CATIVO) e para as modalidades 
tarifárias aplicáveis a cada subgrupo tarifário de acordo com o mercado fornecido pela distribuidora; e (ii) 
reconhecer um financeiro da diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada no último processo tarifário e a 
nova tarifa aprovada pela REH nº 1.967/2015, considerando o mercado faturado dos consumidores 
ABRACE. 
 
76. 
No entanto, com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da 
CDE após a liminar concedida à ABRACE, a decisão da ANEEL quanto a metodologia de aplicação das 
liminares mostrou-se impraticável do ponto de vista operacional tanto para a Agência quanto para as 
distribuidoras. 
 
77. 
Dessa maneira, a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 
2.083/201612, de 14 de junho de 2016, publicar as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de 
                                                        
 
12 Publicada em 16 de junho de 2016. 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
322.163,83
                    
523.926,52
                    
846.090,35
                    
Subsídio Geração Fonte Incentivada
(8.772,07)
                      
697.946,55
                    
689.174,48
                    
Subsídio Distribuição
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
85.729,68
                      
1.783.180,04
                 
1.868.909,72
                 
Subsídio Rural
663.700,18
                    
10.155.599,03
               
10.819.299,21
               
Subsídio Irrigante/Aquicultor
1.135.986,60
                 
3.720.190,85
                 
4.856.177,45
                 
Total
2.198.808,22
                 
16.880.842,99
               
19.079.651,21
               
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consumidores beneficiados, de tal forma que as distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE 
considerando as novas tarifas publicadas, com vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus 
efeitos.  
 
78. 
Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à Eletrobras as cotas da CDE fixadas 
pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma competência, e observando a 
diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à ELETROBRAS sobre as glosas 
realizadas. 
 
79. 
Além disso, será realizado o estorno dos efeitos das liminares repassados às tarifas das 
distribuidoras nos processos tarifários subsequentes à publicação da REH nº 2.083/2016 e a SFF ficará 
responsável por fiscalizar o efeito das liminares no faturamento das distribuidoras e transmissoras, no 
pagamento das cotas à Eletrobrás e nos reembolsos da CDE aos beneficiários.  
 
 
VII. 
Análise dos Resultados 
 
80. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CELG-D - Celg Distribuição S.A. conduz a um efeito 
médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de -9,53%, sendo de -10,77%, em média, para os 
consumidores conectados na Alta Tensão e de -8,85%, em média, para os consumidores conectados na 
Baixa Tensão.  
 
Tabela 14: Efeito médio  
 
 
81. 
O efeito médio de -9,53% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da inclusão 
dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses 
subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário 
anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
82. 
A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de -
0,49%, ao se ter como base de comparação na Data do Referência Anterior – DRA os custos estabelecidos 
no reajuste de 2015. 
 
83. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em -2,73% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 2,24%.  
 
Tabela 15: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-10,77%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-8,85%
Efeito Médio AT+BT
-9,53%
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 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-3,53%
-2,73%
74,98%
Encargos Setoriais
-6,42%
-1,69%
24,79%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
7,79%
0,01%
0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-36,99%
-4,90%
8,39%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
10,10%
0,24%
2,62%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
5,38%
0,31%
6,07%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
82,44%
2,10%
4,67%
PROINFA
38,50%
0,59%
2,14%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-4,94%
-0,04%
0,78%
ONS
1,45%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
4,68%
0,15%
3,44%
Rede Básica
-3,88%
-0,06%
1,52%
Rede Básica Fronteira
20,81%
0,16%
0,91%
Rede Básica ONS (A2)
12,84%
0,01%
0,04%
MUST Itaipu
10,05%
0,05%
0,51%
Transporte de Itaipu
4,00%
0,01%
0,23%
Conexão
12,03%
0,01%
0,07%
Uso do sistema de distribuição e CCD
-5,39%
-0,01%
0,16%
Custos de Aquisição de Energia
-2,50%
-1,19%
46,75%
PARCELA B
9,89%
2,24%
25,02%
IRT considerando a variação tarifária do RTA 2015
-0,49%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-4,21%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
2,11%
CVA em Processamento - Energia comprada
1,20%
CVA em Processamento - Transmissão
0,12%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-4,47%
Neutralidade dos Encargos
-0,33%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
1,07%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,04%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2)
0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
-1,42%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-1,65%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,32%
Repasse de compensação DIC/FIC
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
0,00%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
-0,26%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,28%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-4,83%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-9,53%
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Fls. 30 Nota Técnica nº 346/2016-SGT/ANEEL, de 14 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001105/2016-47 
 
84. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -4,21% no atual 
reajuste da CELG-D. 
 
85. 
Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste 
tarifário anual de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa 
uma redução de -4,83% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos 
consumidores. 
 
86. 
O Valor da Parcela A apresentou uma variação de -3,53% em relação ao Reajuste de 2015, 
representando -2,73% na composição do efeito médio, com destaque para: 
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em redução de -6,42% 
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito 
médio de -1,69%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, decorrente de 
recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016, conforme Resolução Homologatória nº 
2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -4,90% no atual reajuste da CELG-D. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de 4,68% em relação ao Reajuste de 2015, 
correspondendo a um efeito médio de 0,15%.  
 
iii) Compra de Energia. Variação de -2,50% em relação ao processo anterior, contribuindo 
para um efeito médio de -1,19%. Esse decréscimo decorre, sobretudo, da nova tarifa de repasse de potência 
da Itaipu Binacional para 2016, publicada pela Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual 
sofreu uma redução de 32,3% em relação à tarifa praticada em 2015. 
 
87. 
A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em 
relação ao processo anterior. 
 
Tabela 16: Comparação da variação do custo de energia 
 
 
Tipo de contrato
Processo DRA
Processo atual
Variação
Processo DRA
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DS
380.820,05
400.644,75
5,21%
280,18
335,33
19,68%
Existente - CCEAR-QT
1.482.154,81
1.715.941,17
15,77%
215,75
241,86
12,10%
Nova e Alternativa- CC
3.179.922,15
3.320.827,20
4,43%
219,40
220,15
0,34%
Nova e Alternativa- CC
964.562,35
1.102.569,66
14,31%
196,74
201,73
2,54%
Madeira e Belo Monte
1.299.677,96
1.813.925,62
39,57%
116,28
124,74
7,27%
Bilateral
411.959,38
245.137,20
-40,49%
223,66
243,40
8,83%
Cota Angra I e Angra II
463.164,88
447.766,92
-3,32%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/20
3.538.508,33
3.673.261,05
3,81%
37,27
65,53
75,84%
Itaipu
2.422.701,29
2.465.160,87
1,75%
288,28
182,30
-36,76%
Proinfa
288.580,29
297.803,30
3,20%
0,00
0,00
-
Sobra (-) / Exposição (+
-423.230,49
-1.429.669,95
237,8%
174,11
169,33
-2,7%
TOTAL
14.008.821,00
14.053.367,81
0,3%
170,53
165,74
-2,8%
Custo unitário (R$/MWh)
Montante de energia (MWh)
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  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Processo DRA Processo atual Variação  Processo DRA Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DS
Existente - CCEAR-QT
Nova e Alternativa- CC
Nova e Alternativa- CC
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/20
Itaipu
Proinfa  P 380.820,05 400.644,75 5,21%
D 1.482.154,81 1.715.941,17 15,77%
EAR-DSP3.179.922,15 3.320.827,20 4,43%
EAR-QTD 964.562,35 1.102.569,66 14,31%
1.299.677,96 1.813.925,62 39,57%
411.959,38 245.137,20 -40,49%
463.164,88 447.766,92 -3,32%
13 3.538.508,33 3.673.261,05 3,81%
2.422.701,29 2.465.160,87 1,75%
288.580,29 297.803,30 3,20%  280,18 335,33 19,68%
215,75 241,86 12,10%
219,40 220,15 0,34%
196,74 201,73 2,54%
116,28 124,74 7,27%
223,66 243,40 8,83%
162,09 206,29 27,27%
37,27 65,53 75,84%
288,28 182,30 -36,76%
0,00 0,00 -
Sobra (-) / Exposição (  +) -423.230,49 -1.429.669,95 237,8%  174,11 169,33 -2,7%
TOTAL  14.008.821,00 14.053.367,81 0,3%  170,53 165,74 -2,8%

Fls. 31 Nota Técnica nº 346/2016-SGT/ANEEL, de 14 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001105/2016-47 
88. 
A atualização da Parcela B representou 2,24% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X. 
  
89. 
O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova 
Receita Anual da concessionária. 
 
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
 
 
90. 
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 27,5% para o ICMS e 5,7% 
para o PIS e COFINS (total de 33,3% por dentro), o que equivale a uma majoração de 49,86% 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 
 
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Fls. 32 Nota Técnica nº 346/2016-SGT/ANEEL, de 14 de outubro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001105/2016-47 
 
91. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da CELG nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (83,80%) e IPCA (76,34%) no mesmo 
período. 
 
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)  
 
 
92. 
Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da 
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das distribuidoras 
e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação acumulada do IPCA 
até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória nº 1.121, de 15/3/2011. 
 
 
VIII. 
DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
93. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo 
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 063/2000. 
 
IX. DA CONCLUSÃO 
 
94. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº. 063/2000, no que consta do 
Processo nº 48500.001105/2016-47 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
293,53
293,53
293,53
293,53
322,81
361,73
293,50
350,31
438,31
438,31
466,60
425,41
481,62 
539,50 
473,55 
517,60 
set/07
set/08
set/09
set/10
set/11
set/12
set/13
set/14
mar/15
mar/15
ago/15
out/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
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  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  481,62
    473,55
466,60
Variação IPCA
443388,,3311  Variação IPCA  
361,73    
350,31
322,81    
293,53 293,53 293,53 293,50
293,53    
    
    

Fls. 33 Nota Técnica nº 346/2016-SGT/ANEEL, de 14 de outubro de 2016. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001105/2016-47 
 
i) 
pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de -4,70% a ser aplicado 
às tarifas da CELG, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de -9,53% sendo de -10,77% em média para os consumidores 
conectados em Alta Tensão (AT) e de -8,85% 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 CELG; 
 
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) 
pelo estabelecimento os valores da receita anual referentes às instalações de 
conexão dedicadas à Chesp e a consumidores do Subgrupo A1; 
 
vi) 
pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora 
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária; 
 
 
X.  DA RECOMENDAÇÃO 
 
95. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
BRUNO ALBERTO AMORIM SILVA
Especialista em Regulação 
RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
 
OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO 
Especialista em Regulação 
 
 
De acordo: 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
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OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
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