48581.002506/2016-00 
Nota Técnica n° 279/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 18 de agosto de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.001080/2016-81 
 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à ELEKTRO - Elektro Eletricidade e 
Serviços 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 ELEKTRO - Elektro 
Eletricidade e Serviços S/A., vigente a partir de 27/08/2016, calculado em conformidade com as disposições 
legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Oitava do Contrato de 
Concessão de Distribuição nº 187/1998 e os seus termos aditivos. 
 
 
II. 
DOS FATOS 
 
2. 
A ELEKTRO, sediada na cidade de Campinas/SP, atende aproximadamente 2,5 milhões de 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de 
R$ 5,7 bilhões. 
 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
1 - Fonte: SAMP - competência julho/2016. 
 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras1
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
2.157.850
                      
328.675
                     
26,0%
Industrial
22.882
                           
549.661
                     
43,6%
Comercial
188.165
                         
182.920
                     
14,5%
Rural
131.933
                         
67.959
                       
5,4%
Iluminação Pública
5.455
                             
39.423
                       
3,1%
Poder Público
18.536
                           
23.535
                       
1,9%
Serviço Público
3.519
                             
60.945
                       
4,8%
Demais classes
243
                                
9.003
                         
0,7%
Total 
2.528.583
                      
1.262.122
                  
100%
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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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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001080/2016-81 
3. 
A distribuidora, por meio de Carta CT/R/205/20151, protocolada em 9/9/2015, apresentou 
Pedido de Reconsideração referente ao processo de Revisão Tarifária Periódica de 2015. 
 
4. 
Em 2/5/2016, por meio dos Memorandos nº 165/2016-SGT/ANEEL e nº 166/2016-
SGT/ANEEL2 a SGT solicitou as informações em relação ao processo de reajuste tarifário da distribuidora 
às áreas técnicas responsáveis (SFF e SRM). 
 
5. 
Em 28/6/2016, por meio do Despacho nº 1.702, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu dar 
parcial provimento ao pedido de reconsideração da ELEKTRO referente à RTP 2015. 
 
6. 
Em 6/7/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da ELEKTRO, 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 12/7/2016 e em 27/7/2016, a SGT recebeu os Memorandos n° 369/2016-SFF/ANEEL 
e 409/2016-SFF/ANEEL3, com os valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária referente ao 
processo tarifário de 2015, bem como os valores fiscalizados e validados das garantias financeiras relativas 
à contratação regulada de energia (CCEAR). 
 
8. 
Em 29/7/2016, a Distribuidora, por meio da Carta CT/R/143/20164, encaminhou à ANEEL 
informações para o Reajuste Tarifário Anual de 2016. Na mesma data, a ELEKTRO protocolou na Agência 
a Carta CT/R/144/2016, que encaminhou o pleito de reajuste tarifário contratual. 
 
9. 
O Memorando nº 189/2016-SRM/ANEEL5, de 3/8/2016, apresentou informações sobre os 
contratos bilaterais de compra e venda de energia. 
 
10. 
Em 15/8/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência 
de Administração e Finanças - SAF, a ELEKTRO 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. 
 
11. 
O Memorando nº 460/2016-SFF/ANEEL 6 , de 17/8/2016, retificou o Memorando nº 
409/2016-SFF/ANEEL, informando os dados definitivos validados pela SFF no que se refere aos custos 
incorridos com a constituição de garantias financeiras de CCEAR. 
 
 
                                                          
 
1 Documento SICNet nº 48576.000526/2015-00. 
2 Documentos SICNet nº 48581.001286/2016-00 e nº 48581.001287/2016-00. 
3 Documentos SICNet nº 48536.004284/2016-00 e nº 48536.004635/2016-00. 
4 Documento SICNet nº 48513.019642/2016-00. 
5 Documento SICNet nº 48580.002045/2016-00. 
6 Documento SICNet nº 48536.005098/2016-00. 
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Processo nº 48500.001080/2016-81 
 
II.1. Precedentes 
 
II.1.1. Aspectos Contratuais 
 
12. 
Em 27/8/1998 foi firmado o Contrato de Concessão nº 187/1998 entre a União, por 
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a ELEKTRO - Elektro Eletricidade e Serviços 
S/A. Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos de distribuição de 
energia elétrica, estabelece na Cláusula Oitava, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia 
elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica. 
 
13. 
Em 12/7/2005 foi assinado o Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o qual dá 
nova redação à sua Cláusula Oitava – 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. 
 
14. 
Em 4/3/2010, foi assinado o Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando nova 
redação à Cláusula Oitava – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os procedimentos 
de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado pela metodologia 
de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da Parcela “A”, relativos 
aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo. 
 
 
II.1.2. Aspectos Metodológicos 
 
15. 
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.  
 
16. 
Segundo descrito na Subcláusula Sexta da Cláusula Oitava do Contrato de Concessão, 
preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela A 
(VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas 
homologadas na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de Referência”, não incluindo tributos, 
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e 
contratação de reserva de capacidade. 
 
17. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo: 
 
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18. 
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 Oitava do 
Contrato de Concessão: 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT



 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses 
anteriores ao reajuste em processamento; 
 
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. 
 
19. 
Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Oitava do Contrato de Concessão, a 
ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que deverão ser 
subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.  
Período de 12 meses 
Referência 
DRA
DRP 
VPA0 
VPA1 
RA0 
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Referência


Fls. 5 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016. 
 
 
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20. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas 
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por 
três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
Fator X = Pd + Q + T 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
 
II.1.3 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015 
 
21. 
Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da ELEKTRO 
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração e 
CDE. 
 
22. 
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 
24,7% e 19,52%, respectivamente. 
 
 
II.1.4. Revisão Tarifária Periódica de 2015 
 
23. 
Conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.944, de 25/8/2015, o reposicionamento 
tarifário da ELEKTRO representou, em média, uma variação das tarifas homologadas na RTE-2015 de 
4,20%. 
 
24. 
A Resolução Homologatória nº 1.944/2015 também estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, 
os valores dos componentes Pd (ganhos de produtividade da atividade de distribuição) e T (trajetória de 
custos operacionais) do Fator X7 em 1,28% e 1,38%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da 
Parcela B nos reajustes tarifários anuais da concessionária. Essa Resolução ainda estabeleceu o percentual 
regulatório de perdas técnicas de 5,186%, além do percentual de perdas não técnicas8 sobre o mercado 
faturado de baixa tensão, estabelecido em 3,270%, que também será constante. Esses percentuais 
permanecerão constantes em todos os reajustes anuais deste ciclo tarifário. 
                                                          
 
7 O Fator X é composto pelos componentes Pd (produtividade), T (trajetória) e Q (qualidade), conforme consta no Submódulo 
2.5 do PRORET. 
8 A metodologia de perdas técnicas regulatórias são definidas com base no Módulo 7 do Procedimentos de Distribuição –
PRODIST – e a metodologia das perdas não técnicas consta no Submódulo 2.6 do PRORET.  
 
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Processo nº 48500.001080/2016-81 
 
25. 
A distribuidora, por meio da Carta CT/R/205/2015, de 9/9/2015, apresentou Pedido de 
Reconsideração referente ao processo de Revisão Tarifária Periódica de 2015 no que se refere: (i) à 
inconsistência dos valores de descontos concedidos às concessionárias e permissionárias subvencionados 
via CDE; e (ii) à inclusão e repasse às tarifas no próximo reajuste tarifário, dos custos incorridos com 
exposições no mercado de curto prazo decorrentes de decisões judiciais e administrativas. 
 
26. 
Por meio do Despacho nº 1.702/2016, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu dar parcial 
provimento ao pedido de reconsideração da ELEKTRO e estabelecer o repasse, no atual reajuste, da 
diferença mensal de R$ 754.618,61, referência agosto de 2015, com vistas a complementar a subvenção 
relativa ao segmento Distribuição, por meio da CDE. 
 
 
III. 
DA ANÁLISE 
 
III.1. Período de Referência 
 
27. 
O período de referência para o reajuste anual da ELEKTRO é de agosto/2015 a julho/2016. 
 
III.2. Receita Anual 
 
28. 
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$ 5.718.226.692,99, conforme demonstrado na Tabela 2. 
 
Tabela 2: Mercado no Período de Referência 
 
 
 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
12.144.819
               
5.299.005.541,05
          
A2   (88 a 138 kV)
673.428
                    
233.881.359,26
             
A3   (69 kV)
1.422
                        
691.892,10
                    
A3a (30 kV  a 44 kV)     
82.328
                      
29.666.871,48
               
A4   (2,3 kV a 25 kV)
3.987.293
                 
1.642.661.949,85
          
BT  (menor que 2,3 kV)
7.400.348
                 
3.392.103.468,36
          
Suprimento
42.696
                      
13.832.957,80
               
Demais Livres
3.722.574
                 
355.660.517,92
             
Distribuição
28.344
                      
684.981,48
                    
Geração
-
                            
49.042.694,74
               
Total
15.938.433
               
5.718.226.692,99
          
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Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 1 2.144.819 5 .299.005.541,05
A2 (88 a 138 kV) 6 73.428 2 33.881.359,26
A3 (69 kV) 1 .422 6 91.892,10
A3a (30 kV a 44 kV) 8 2.328 2 9.666.871,48
A4 (2,3 kV a 25 kV) 3 .987.293 1 .642.661.949,85
BT (menor que 2,3 kV) 7 .400.348 3 .392.103.468,36
Suprimento 4 2.696 1 3.832.957,80
Demais Livres 3 .722.574 3 55.660.517,92
Distribuição 2 8.344 6 84.981,48
Geração - 4 9.042.694,74
Total 1 5.938.433 5 .718.226.692,99

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III.3. Encargos Setoriais 
 
29. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas9 e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL 
e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos 
tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 
23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade: 
 
 o desenvolvimento energético dos Estados;  
 
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
 
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores Residencial Baixa Renda,  
 
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
 
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
 
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar, 
fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral 
nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
 
 prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
 
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição;  
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio 
das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET; 
                                                          
 
9 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL. 
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Fls. 8 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto 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 48500.001080/2016-81 
 
 
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 
 
 
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. 
 
30. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados 
na tabela abaixo: 
 
 
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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 3: Encargos Setoriais 
 
 
31. 
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 
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. 
 
32. 
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”. 
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
6.207.335,77
          
6.715.285,83
          
-
                                              
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
1.277.058.334,57
   
1.024.876.168,54
   
-
                                              
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
132.920.020,56
      
249.575.682,04
      
Previsão SGT -JAN/2016
PROINFA
96.572.386,76
        
131.867.347,71
      
REH 2003/2015
P&D e Eficiência Energética
47.594.523,21
        
43.159.389,32
        
Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS
157.840,10
             
170.001,00
             
Contribuição JAN/16 - DEZ/16
Total de Encargos Tarifários
1.560.510.441
        
1.456.363.874
        
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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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33. 
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 
 
34. 
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. 
 
35. 
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.  
 
36. 
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.  
 
37. 
 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 ELEKTRO, uma vez 
que ela acessa a rede de distribuição de 5 outras concessionárias. 
 
38. 
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). 
 
39. 
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 
 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
134.960.731,43
      
129.704.753,38
      
Rede Básica Fronteira
109.494.152,74
      
121.158.106,61
      
Rede Básica ONS (A2)
5.604.810,24
          
6.772.705,80
          
MUST Itaipu
28.954.574,75
        
31.863.499,47
        
Transporte de Itaipu
13.692.664,98
        
14.241.022,81
        
Conexão
28.387.954,83
        
29.234.948,58
        
Uso do sistema de distribuição
19.681.602,18
        
18.763.005,48
        
Total dos Custos de Transporte
340.776.491,16
      
351.738.042,13
      
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Componente DRA (R$) DRP (R$)
Rede Básica 1 34.960.731,43 1 29.704.753,38
Rede Básica Fronteira 1 09.494.152,74 1 21.158.106,61
Rede Básica ONS (A2) 5 .604.810,24 6 .772.705,80
MUST Itaipu 2 8.954.574,75 3 1.863.499,47
Transporte de Itaipu 1 3.692.664,98 1 4.241.022,81
Conexão 2 8.387.954,83 2 9.234.948,58
Uso do sistema de distribuição 1 9.681.602,18 1 8.763.005,48
Total dos Custos de Transporte 3 40.776.491,16 3 51.738.042,13

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40. 
Em relação aos custos de transmissão é vedada a consideração de ajustes compensatórios 
posteriores em decorrência do surgimento de novos custos de transmissão no Período de Referência 
(Parágrafo 7 do Submódulo 3.3 do PRORET) e somente pode ser considerado no processo tarifário os 
custos com conexão a partir da efetiva utilização do serviço (Parágrafo 8 do Submódulo 3.3 do PRORET). 
No caso da ELEKTRO, a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais Instalações de 
Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória deste processo tarifário no valor de R$ 
29.234.948,58 é igual ao custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP, uma vez que não 
há Parcela de Ajuste referente a novos custos de transmissão que não são passíveis de repasse tarifário.  
 
III.5 Compra de Energia 
 
2. 
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. 
 
3. 
Também a Lei n° 10.848/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre 
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia “deverão garantir 
o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”. 
 
4. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação 
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema 
Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio de 
licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações 
de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei 
n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes de 
distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre concessionária 
com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.  
 
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente 
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n. 
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e 
de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004; 
 
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de 
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica 
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
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 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, 
de 16/9/2008; 
 
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I 
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado 
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art. 
11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;  
 
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
 
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia 
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos 
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física 
e Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio 
da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que 
atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho 
de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos 
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: 
hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração, 
com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de 
eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível). 
 
III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
5. 
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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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
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6. 
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. 
 
7. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição 
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações 
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica10. 
 
8. 
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 1.944/2015 (última revisão tarifária da ELEKTRO) estabeleceu o percentual regulatório de 
perdas técnicas de 5,186% (sobre energia injetada da concessionária) e para as perdas não-técnicas (sobre 
o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 3,27% a ser aplicado no atual reajuste. 
 
9. 
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 abril/2015 a março/2016. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário da 
ELEKTRO. 
 
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
10. 
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. 
 
                                                          
 
10 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa 
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida 
instalação. 
Perdas
DRA
DRP
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
3,27%
3,27%
Técnica (s/ merc. injetado)
5,19%
5,19%
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
3,78%
3,72%
Mercado Baixa Tensão (MWh)
7.400.348
7.400.348
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OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
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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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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001080/2016-81 
11. 
A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da ELEKTRO 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 
 
12. 
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 
 
13. 
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 
 
 
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP 
 
14. 
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. 
 
15. 
Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos 
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo que o 
custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia requerida, líquida da energia do 
PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na DRP. 
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
12.187.515
        
12.187.515
        
Fornecimento
12.144.819
        
12.144.819
        
Suprimento 
42.696 MWh
42.696 MWh
Consumidores Livres
3.750.918
          
3.750.918
          
Perdas Totais
1.634.393
          
1.625.504
          
Perdas Rede B.
505.366
             
496.478
             
Perdas na Distribuição
1.129.026
          
1.129.026
          
Perda Não Técnica
241.991
             
241.991
             
Perda Técnica
887.035
             
887.035
             
Energia Requerida
13.821.907
        
13.813.019
        
Energia Requerida 
(MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Energia Requerida 
(R$)
13.821.907
183,98
2.542.924.090,84
          
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Processo nº 48500.001080/2016-81 
 
16. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 11 considerando o período de 
referência em questão.  
 
17. 
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.  
 
18. 
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$/MWh, as 
concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, os valores 
de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por 
disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/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. 
 
                                                          
 
11 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos 
relativos ao período de referência. 
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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 189/2016-SRM/ANEEL, de 3/8/2016. 
 
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 da Resolução Homologatória nº 2.107, de 
19/07/2016.. 
 
viii) Para o cálculo da despesa com aquisição de energia proveniente de Angra, adotou-se o 
preço vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL na REH nº 2.006, de 15/12/2015. 
 
19. 
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. 
 
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
 
 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa             
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
8.141.812,85
                   
7.104.729,27
                   
218,22
    
1.550.423.801,56
       
4º LEE 2009-08
33.537,79
                        
29.265,83
                        
178,15
    
5.213.643,36
              
4º LEE 2009-08 (MCSD)
(3.454,39)
                         
(3.014,38)
                         
178,15
    
(537.005,71)
                
4º LEE 2009-08 (MCSD) TM abril
(1.451,60)
                         
(1.266,70)
                         
178,15
        
(225.659,12)
                
4º LEE 2009-08 (MCSD) TM maio
(1.338,57)
                         
(1.168,07)
                         
178,15
    
(208.088,29)
                
4º LEE 2009-08 (MCSD) julho
(1.831,89)
                         
(1.598,55)
                         
178,15
    
(284.778,08)
                
12º LEE 2014 36M (MCSD) TM abril/ Nova regra
(14.337,20)
                       
(12.510,96)
                       
176,63
    
(2.209.871,16)
             
12º LEE 2014 36M (MCSD) TM julho/ Nova regra
(18.250,64)
                       
(15.925,92)
                       
176,63
    
(2.813.071,91)
             
12º LEE 2014 36M (MCSD) TM maio/ Nova regra
(13.227,98)
                       
(11.543,04)
                       
176,63
    
(2.038.901,66)
             
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
(38.873,89)
                       
(33.922,23)
                       
176,63
    
(5.991.845,74)
             
12º LEE 2014 36M/ Nova regra
337.585,38
                      
294.584,61
                      
176,63
    
52.033.886,85
            
13º LEE 2014-05 DISP
521.295,24
                      
454.893,97
                      
370,20
    
168.401.231,88
          
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) TM abril/ Regra esp. do 13º L
(57.958,49)
                       
(50.575,88)
                       
320,12
    
(16.190.147,92)
           
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) TM maio/ Regra esp. do 13º L
(53.433,97)
                       
(46.627,68)
                       
320,12
    
(14.926.265,99)
           
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) julho/ Regra esp. do 13º LEE
(72.962,05)
                       
(63.668,33)
                       
320,12
    
(20.381.248,00)
           
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
(153.645,28)
                     
(134.074,33)
                     
320,12
    
(42.919.332,93)
           
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE
1.333.609,21
                   
1.163.737,43
                   
320,12
    
372.530.932,69
          
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: C226DF380038FB94 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 8.141.812,85 7.104.729,27 218,22 1.550.423.801,56  
4º LEE 2009-08 33.537,79 29.265,83 178,15 5.213.643,36
4º LEE 2009-08 (MCSD) ( 3.454,39) ( 3.014,38) 178,15 (537.005,71)
4º LEE 2009-08 (MCSD) TM abril ( 1.451,60) ( 1.266,70) 178,15 (225.659,12)
4º LEE 2009-08 (MCSD) TM maio ( 1.338,57) ( 1.168,07) 178,15 (208.088,29)
4º LEE 2009-08 (MCSD) julho ( 1.831,89) ( 1.598,55) 178,15 (284.778,08)
12º LEE 2014 36M (MCSD) TM abril/ Nova regra ( 14.337,20) ( 12.510,96) 176,63 (2.209.871,16)
12º LEE 2014 36M (MCSD) TM julho/ Nova regra ( 18.250,64) ( 15.925,92) 176,63 (2.813.071,91)
12º LEE 2014 36M (MCSD) TM maio/ Nova regra ( 13.227,98) ( 11.543,04) 176,63 (2.038.901,66)
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra ( 38.873,89) ( 33.922,23) 176,63 (5.991.845,74)
12º LEE 2014 36M/ Nova regra 337.585,38 294.584,61 176,63 52.033.886,85
13º LEE 2014-05 DISP 521.295,24 454.893,97 370,20 168.401.231,88
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) TM abril/ Regra esp. do 13º LE E ( 57.958,49) ( 50.575,88) 320,12 (16.190.147,92)
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) TM maio/ Regra esp. do 13º LE E ( 53.433,97) ( 46.627,68) 320,12 (14.926.265,99)
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) julho/ Regra esp. do 13º LEE ( 72.962,05) ( 63.668,33) 320,12 (20.381.248,00)
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE ( 153.645,28) ( 134.074,33) 320,12 (42.919.332,93)
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE 1.333.609,21 1.163.737,43 320,12 372.530.932,69  

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Processo nº 48500.001080/2016-81 
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas (continuação) 
 
 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa             
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
8.141.812,85
                   
7.104.729,27
                   
218,22
    
1.550.423.801,56
       
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP
106.331,36
                      
92.787,14
                        
296,19
    
27.482.418,22
            
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) TM abril/ Nova regra
(6.059,56)
                         
(5.287,71)
                         
222,45
    
(1.176.266,19)
             
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) TM maio/ Nova regra
(5.585,88)
                         
(4.874,36)
                         
222,45
    
(1.084.315,10)
             
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) julho/ Nova regra
(7.588,38)
                         
(6.621,79)
                         
222,45
    
(1.473.035,20)
             
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra
(15.968,86)
                       
(13.934,79)
                       
222,45
    
(3.099.831,80)
             
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra
138.624,59
                      
120.966,94
                      
222,45
    
26.909.432,42
            
1º LEN  redução COCAL A-3 2008-15 T
(2.016,97)
                         
(1.760,05)
                         
299,82
    
(527.691,31)
                
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T
(2.627,02)
                         
(2.292,39)
                         
299,82
    
(687.296,92)
                
1º LEN A-3 2008-15 T
146.529,19
                      
127.864,67
                      
299,82
    
38.335.896,75
            
1º LEN A-3 2008-30 H
20.945,14
                        
18.277,20
                        
198,93
    
3.635.941,56
              
2º LEN A-3 2009-15 T
114.450,51
                      
99.872,09
                        
314,59
    
31.418.884,20
            
2º LEN A-3 2009-30 H
222.831,68
                      
194.447,94
                      
232,23
    
45.156.303,37
            
4º LEN A-3 2010-15 T
215.190,70
                      
187.780,25
                      
326,05
    
61.225.220,47
            
6º LEN A-3 2011-15 T
26.900,28
                        
23.473,79
                        
188,92
    
4.434.653,70
              
8º LEN A-3 2012-15 T
9.412,30
                          
8.213,39
                          
312,65
    
2.567.910,18
              
8º LEN A-3 2012-30 H
941,23
                             
821,34
                             
227,99
    
187.255,10
                 
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra
21.534,54
                        
18.791,53
                        
137,45
    
2.582.980,41
              
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T
19.156,13
                        
16.716,07
                        
144,58
    
2.416.798,31
              
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T
20.701,87
                        
18.064,92
                        
144,58
    
2.611.813,73
              
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra
9.628,67
                          
8.402,19
                          
137,33
    
1.153.901,31
              
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra
25.473,40
                        
22.228,66
                        
147,88
    
3.287.224,20
              
17º LEN DIS-2016/ Nova regra
222.910,88
                      
194.517,06
                      
147,88
    
28.765.621,77
            
19º LEN DIS-2017/ Nova regra
19.732,25
                        
17.218,81
                        
147,53
    
2.540.318,53
              
19º LEN QTD-2017/ Nova regra
9.628,39
                          
8.401,95
                          
137,35
    
1.154.004,13
              
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T
(3.585,78)
                         
(3.129,03)
                         
299,63
    
(937.550,59)
                
1º LEN A-4 2009-15 T
210.485,05
                      
183.673,99
                      
299,63
    
55.034.218,74
            
1º LEN  redução COCAL A-4 2009-15 T
(2.233,94)
                         
(1.949,38)
                         
299,63
    
(584.093,96)
                
1º LEN A-4 2009-30 H
18.232,05
                        
15.909,70
                        
212,57
    
3.381.882,91
              
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés
(291,89)
                            
(254,71)
                            
213,98
    
(54.503,21)
                  
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés
(358,58)
                            
(312,90)
                            
213,98
    
(66.955,34)
                  
1º LEN A-5 2010-15 T
287.373,47
                      
250.768,57
                      
264,77
    
66.395.317,34
            
1º LEN A-5 2010-30 H
313.202,99
                      
273.307,98
                      
213,98
    
58.482.722,04
            
01º LEN A-5 2010-30 H  - Retirada Porto Goés
(2.634,49)
                         
(2.298,91)
                         
213,98
    
(491.924,08)
                
3º LEN A-5 2011-15 T
248.782,77
                      
217.093,45
                      
286,24
    
62.139.969,37
            
3º LEN A-5 2011-30 H
264.593,27
                      
230.890,04
                      
219,68
    
50.722.849,90
            
5º LEN A-5 2012-15 T
361.979,33
                      
315.871,31
                      
247,05
    
78.036.073,85
            
5º LEN A-5 2012-30 H
166.837,60
                      
145.586,25
                      
225,46
    
32.823.342,05
            
7º LEN A-5 2013-15 T
336.330,37
                      
293.489,46
                      
246,75
    
72.418.108,01
            
10º LEN A-5 2015-30 H
105.260,16
                      
91.852,39
                        
150,80
    
13.851.350,06
            
11º LEN A-5 2015-30 H
305.268,48
                      
266.384,15
                      
99,33
      
26.458.731,90
            
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra
43.970,37
                        
38.369,53
                        
138,63
    
5.319.321,93
              
13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra
103.349,15
                      
90.184,80
                        
138,63
    
12.502.679,76
            
13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra
25.455,72
                        
22.213,23
                        
120,39
    
2.674.264,49
              
15º LEN DIS20-2017/ Nova regra
4.083,47
                          
3.563,32
                          
109,68
    
390.836,86
                 
15º LEN QTD30-2017/ Nova regra
17.274,44
                        
15.074,06
                        
116,57
        
1.757.153,90
              
1º LFA A-3 2010-15 OF
21.326,66
                        
18.610,12
                        
251,28
        
4.676.427,47
              
1º LFA A-3 2010-30 H
9.168,47
                          
8.000,61
                          
239,15
        
1.913.379,76
              
3º LFA EOL-2017/ Nova regra
308,89
                             
269,54
                             
189,46
        
51.066,65
                   
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: C226DF380038FB94 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, FABIANO COSTA CAMILO, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 8.141.812,85 7.104.729,27 218,22 1.550.423.801,56  
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP 106.331,36 92.787,14 296,19 27.482.418,22
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) TM abril/ Nova regra ( 6.059,56) ( 5.287,71) 222,45 (1.176.266,19)
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) TM maio/ Nova regra ( 5.585,88) ( 4.874,36) 222,45 (1.084.315,10)
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) julho/ Nova regra ( 7.588,38) ( 6.621,79) 222,45 (1.473.035,20)
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra ( 15.968,86) ( 13.934,79) 222,45 (3.099.831,80)
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra 138.624,59 120.966,94 222,45 26.909.432,42
1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T ( 2.016,97) ( 1.760,05) 299,82 (527.691,31)
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T ( 2.627,02) ( 2.292,39) 299,82 (687.296,92)
1º LEN A-3 2008-15 T 146.529,19 127.864,67 299,82 38.335.896,75
1º LEN A-3 2008-30 H 20.945,14 18.277,20 198,93 3.635.941,56
2º LEN A-3 2009-15 T 114.450,51 99.872,09 314,59 31.418.884,20
2º LEN A-3 2009-30 H 222.831,68 194.447,94 232,23 45.156.303,37
4º LEN A-3 2010-15 T 215.190,70 187.780,25 326,05 61.225.220,47
6º LEN A-3 2011-15 T 26.900,28 23.473,79 188,92 4.434.653,70
8º LEN A-3 2012-15 T 9.412,30 8.213,39 312,65 2.567.910,18
8º LEN A-3 2012-30 H 941,23 821,34 227,99 187.255,10
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra 21.534,54 18.791,53 137,45 2.582.980,41
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T 19.156,13 16.716,07 144,58 2.416.798,31
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T 20.701,87 18.064,92 144,58 2.611.813,73
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra 9.628,67 8.402,19 137,33 1.153.901,31
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra 25.473,40 22.228,66 147,88 3.287.224,20
17º LEN DIS-2016/ Nova regra 222.910,88 194.517,06 147,88 28.765.621,77
19º LEN DIS-2017/ Nova regra 19.732,25 17.218,81 147,53 2.540.318,53
19º LEN QTD-2017/ Nova regra 9.628,39 8.401,95 137,35 1.154.004,13
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T ( 3.585,78) ( 3.129,03) 299,63 (937.550,59)
1º LEN A-4 2009-15 T 210.485,05 183.673,99 299,63 55.034.218,74
1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T ( 2.233,94) ( 1.949,38) 299,63 (584.093,96)
1º LEN A-4 2009-30 H 18.232,05 15.909,70 212,57 3.381.882,91
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés ( 291,89) ( 254,71) 213,98 (54.503,21)
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés ( 358,58) ( 312,90) 213,98 (66.955,34)
1º LEN A-5 2010-15 T 287.373,47 250.768,57 264,77 66.395.317,34
1º LEN A-5 2010-30 H 313.202,99 273.307,98 213,98 58.482.722,04
01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés ( 2.634,49) ( 2.298,91) 213,98 (491.924,08)
3º LEN A-5 2011-15 T 248.782,77 217.093,45 286,24 62.139.969,37
3º LEN A-5 2011-30 H 264.593,27 230.890,04 219,68 50.722.849,90
5º LEN A-5 2012-15 T 361.979,33 315.871,31 247,05 78.036.073,85
5º LEN A-5 2012-30 H 166.837,60 145.586,25 225,46 32.823.342,05
7º LEN A-5 2013-15 T 336.330,37 293.489,46 246,75 72.418.108,01
10º LEN A-5 2015-30 H 105.260,16 91.852,39 150,80 13.851.350,06
11º LEN A-5 2015-30 H 305.268,48 266.384,15 99,33 26.458.731,90
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra 43.970,37 38.369,53 138,63 5.319.321,93
13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra 103.349,15 90.184,80 138,63 12.502.679,76
13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra 25.455,72 22.213,23 120,39 2.674.264,49
15º LEN DIS20-2017/ Nova regra 4.083,47 3.563,32 109,68 390.836,86
15º LEN QTD30-2017/ Nova regra 17.274,44 15.074,06 116,57 1.757.153,90
1º LFA A-3 2010-15 OF 21.326,66 18.610,12 251,28 4.676.427,47
1º LFA A-3 2010-30 H 9.168,47 8.000,61 239,15 1.913.379,76
3º LFA EOL-2017/ Nova regra 308,89 269,54 189,46 51.066,65  

Fls. 18 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto 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 48500.001080/2016-81 
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas (continuação) 
 
 
20. 
Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA12 e na DRP 
para a ELEKTRO, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 2.542.924.090,84 e 
R$ 2.377.281.527,81. 
 
III.6. Parcela B 
 
21. 
O Fator X13 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na 
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que 
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa 
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
T
Q
Pd



X
Fator 
 
 
onde:  
 
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
22. 
A Resolução Homologatória nº 1.944/2015 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os 
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,28% e 1,38%, respectivamente, a serem aplicados na 
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da ELEKTRO. 
                                                          
 
12 O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados 
pelo preço médio de repasse do processo tarifário anterior. 
13 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa             
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
8.141.812,85
                   
7.104.729,27
                   
218,22
    
1.550.423.801,56
       
Estruturante Santo Antônio
471.003,68
                      
411.008,42
                      
136,16
        
55.964.825,58
            
Estruturante Santo Antônio - MCSD
15.634,48
                        
13.643,00
                        
136,16
        
1.857.694,46
              
Estruturante Jirau
852.084,36
                      
743.548,00
                      
119,76
        
89.050.349,50
            
Estruturante Jirau - MCSD
31.365,24
                        
27.370,01
                        
119,76
        
3.277.944,43
              
Estruturante Belo Monte
574.014,53
                      
500.898,01
                      
118,71
        
59.463.383,63
            
Estruturante Belo Monte
154.858,56
                      
135.133,07
                      
118,71
        
16.042.126,59
            
Estruturante Belo Monte - MCSD
48.393,59
                        
42.229,34
                        
118,71
        
5.013.194,99
              
Estruturante Belo Monte - MCSD
53.942,25
                        
47.071,23
                        
118,71
        
5.587.992,48
              
Bilaterais
267.824,16
                      
233.709,39
                      
202,81
    
47.398.449,71
            
BIOSEVEnergia S.A.
41.196,96
                        
35.949,40
                        
203,30
        
7.308.512,04
              
Ferrari Termoelétrica S.A.
35.136,00
                        
30.660,46
                        
199,56
    
6.118.602,39
              
Noble Brasil
191.491,20
                      
167.099,53
                      
203,30
        
33.971.335,28
            
Energia Base
7.372.801,83
                   
6.474.580,28
                   
120,39
    
779.459.276,54
          
Cota Angra I/Angra II
528.996,59
                      
461.614,34
                      
206,29
    
95.226.422,24
            
Cotas Lei n º 12783/2013
3.481.180,10
                   
3.037.756,16
                   
66,61
      
202.330.799,76
          
Itaipu (tirando as perdas)
3.041.474,66
                   
2.654.059,30
                   
181,57
    
481.902.054,54
          
PROINFA
321.150,48
                      
321.150,48
                      
-
          
-
                              
Total
15.782.438,84
                 
13.813.018,94
                 
172,10
    
2.377.281.527,81
       
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OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, FABIANO COSTA CAMILO, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 8.141.812,85 7.104.729,27 218,22 1.550.423.801,56  
Estruturante Santo Antônio 471.003,68 411.008,42 136,16 55.964.825,58
Estruturante Santo Antônio - MCSD 15.634,48 13.643,00 136,16 1.857.694,46
Estruturante Jirau 852.084,36 743.548,00 119,76 89.050.349,50
Estruturante Jirau - MCSD 31.365,24 27.370,01 119,76 3.277.944,43
Estruturante Belo Monte 574.014,53 500.898,01 118,71 59.463.383,63
Estruturante Belo Monte 154.858,56 135.133,07 118,71 16.042.126,59
Estruturante Belo Monte - MCSD 48.393,59 42.229,34 118,71 5.013.194,99
Estruturante Belo Monte - MCSD 53.942,25 47.071,23 118,71 5.587.992,48  
Bilaterais 267.824,16 233.709,39 202,81 47.398.449,71  
BIOSEVEnergia S.A. 41.196,96 35.949,40 203,30 7.308.512,04
Ferrari Termoelétrica S.A. 35.136,00 30.660,46 199,56 6.118.602,39
Noble Brasil 191.491,20 167.099,53 203,30 33.971.335,28  
Energia Base 7.372.801,83 6.474.580,28 120,39 779.459.276,54  
Cota Angra I/Angra II 528.996,59 461.614,34 206,29 95.226.422,24
Cotas Lei n º 12783/2013 3.481.180,10 3.037.756,16 66,61 202.330.799,76
Itaipu (tirando as perdas) 3.041.474,66 2.654.059,30 181,57 481.902.054,54
PROINFA 321.150,48 321.150,48 - -  
Total 15.782.438,84 13.813.018,94 172,10 2.377.281.527,81  

Fls. 19 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto 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 48500.001080/2016-81 
 
23. 
Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET 14, para a aferição do 
componente Q (qualidade do serviço) do Fator X serão considerados indicadores dos serviços técnicos e 
comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete indicadores e o 
atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.  
 
24. 
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 
ELEKTRO 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 -0,13%. 
 
25. 
À vista do disposto no Parágrafo 20 do Submódulo 2.5 do PRORET (Revisão 1.1 aprovada 
pela REN nº 640, de 16/12/2014), que determina o recálculo do Componente “Q” considerado em processos 
tarifários anteriores quando houver retificação dos indicadores DEC e FEC utilizados originalmente, cabe 
informar que após análise dos novos dados fornecidos pela Superintendência de Regulação dos Serviços 
de Distribuição (SRD), por meio do Memorando nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 31/03/2016, relativos aos anos 
civis de 2011 e 2012, não se verificou quaisquer efeitos tarifários a considerar no caso da ELEKTRO em 
relação aos cálculos anteriores em que tais dados tenham sido utilizados.  
 
Tabela 9: Fator X 
 
  
26. 
Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M15 e do Fator X. A variação 
do IGP-M para o período de referência foi de 11,63%, enquanto o Fator X resultou em 2,53%. A tabela 
abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP. 
 
Tabela 10: Cálculo da Parcela B 
 
 
 
 
                                                          
 
14 Será aplicada a nova metodologia para os reajustes tarifários após o 4º ciclo de revisão tarifária periódica. 
15 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. 
Componentes
Valor
Componente Pd do Fator X
1,28%
Componente T do Fator X
1,38%
Componente Q do Fator X
-0,13%
Fator X
2,53%
Descrição
Valores
Parcela B - DRA (R$)
1.274.015.670,02
       
IGP-M
11,63%
Fator X
2,53%
Parcela B - DRP (R$)
1.390.035.829,42
       
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Fls. 20 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001080/2016-81 
 
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
27. 
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. 
 
28. 
Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:  
 
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do 
Ministério da Fazenda (MF).  
 
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, e a nova 
metodologia de cálculo resultado da 4ª fase da Audiência Pública 78/2011, a apuração do 
saldo da CVA será realizada com base nos valores devidos de pagamentos, ao invés dos 
valores apresentados pelas concessionárias para o processo tarifário corrente. Os dados 
considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de fiscalização, 
ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão incorporadas no 
processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa Selic. 
 
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados 
pela taxa média anual BM&F16, de 13,34% a.a.. 
 
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzido a parcela da receita decorrente da 
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses da 
Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos 
custos dos CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de 
competência de janeiro de 2015 a maio 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 maio de 2016. 
                                                          
 
16 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 
1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do 
reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos 
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a 
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias 
e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste. 
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OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, FABIANO COSTA CAMILO, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO

Fls. 21 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto 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 48500.001080/2016-81 
 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 maio de 2016. O 
resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo: 
 
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento 
 
 
 
 A CVA relacionada aos custos de aquisição de energia representou o repasse de 
123.713.715,32, com efeito no atual reajuste de 2,16%. Os principais componentes que 
impactaram no saldo da CVAENERGIA foram os contratos de cota de garantia física, as 
cotas de Itaipu e o 18° Leilão de Ajuste de 2015 (produto de 6 meses). A participação 
no mix de contratação da ELEKTRO dessas modalidades foi de 15%, 21% e 2%, 
respectivamente. O custo de Itaipu justifica-se pela alta do dólar ocorrida no período de 
análise. Já os custos dos contratos de cotas de garantia física tiveram valores 
majorados devido ao Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em 
Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, já que foi incorporada 
nova parcela de custo relacionado ao Retorno da Bonificação pela Outorga17. 
                                                          
 
17 Previsto na Lei n° 13.203/2015. 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
33.773.724,20
          
52.481.983,53
          
56.128.840,46
                 
CVA CDE Energia
24.093.648,43
          
27.473.980,63
          
29.383.086,76
                 
CVA Rede Básica
14.352.552,41
          
15.461.932,17
          
16.536.347,64
                 
CVA Compra Energia
68.716.717,63
          
115.675.668,98
        
123.713.715,32
               
CVA Transporte Itaipu
3.362.436,02
            
3.716.766,48
            
3.975.036,36
                   
CVA Proinfa
19.588.889,61
          
20.703.033,83
          
22.141.641,86
                 
CVA ESS/ERR
(71.529.415,03)
         
(81.403.843,90)
         
(87.060.416,93)
               
Total
92.358.553,28
          
154.109.521,72
        
164.818.251,47
               
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12 Meses
Delta 5 ° D i a Ú t i l A nterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)  
CVA CDE 33.773.724,20 52.481.983,53 5 6.128.840,46
CVA CDE Energia 24.093.648,43 27.473.980,63 2 9.383.086,76
CVA Rede Básica 14.352.552,41 15.461.932,17 1 6.536.347,64
CVA Compra Energia 68.716.717,63 115.675.668,98 1 23.713.715,32
CVA Transporte Itaipu 3.362.436,02 3.716.766,48 3 .975.036,36
CVA Proinfa 19.588.889,61 20.703.033,83 2 2.141.641,86
CVA ESS/ERR ( 71.529.415,03) ( 81.403.843,90) (87.060.416,93)  
Total 9 2.358.553,28 1 54.109.521,72 1 64.818.251,47  

Fls. 22 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001080/2016-81 
 
Composição do Mix da ELEKTRO na CVA  
 
 
 
Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT – ELEKTRO 
 
 
 
36%
18%
0%
4%
2%
21%
2%
15%
2%
CCEAR-Q
CCEAR-D
MCSD
CCEN
PROINFA
Itaipu
BILATERAL
CCGF
CCEAR-A
(4,45%)
(2,83%)
0,01% 
0,42% 
0,00% 
6,24% 
0,04% 
3,06% 
0,00% 
0,00% 
0,00% 
5,49% 
0,00% 
(11,62%)
5,75% 
(14,00%)
(12,00%)
(10,00%)
(8,00%)
(6,00%)
(4,00%)
(2,00%)
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
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  3,06%          
            
  0,04%    0,00% 0,00% 0,00%    0,00%  
        
  (2,83%)      
        
        
        
        

Fls. 23 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001080/2016-81 
 
CVA Energia – ELEKTRO 
 
 
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 369/2016-SFF/ANEEL, de 12/7/2016. 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:  
 
-500,00
0,00
500,00
1.000,00
1.500,00
2.000,00
Milhões
Cobertura tarifária (R$)
Pagamento CVA após limite de repasse (R$)
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Fls. 24 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001080/2016-81 
 Para o ano civil de 2015, houve sobrecontratação de energia de 94.553 MWh e não 
resultou em ajustes financeiros, já que não ocorreu ultrapassagem do limite de 5%. 
Referido montante de energia foi obtido com base em dados fornecidos pela CCEE e 
resultou no repasse tarifário de R$ 20.743.600,24 (preços de agosto/16), 
correspondente ao ajuste financeiro das operações no mercado de curto prazo. 
 
 Do valor descrito acima foram deduzidos os valores repassados pela Conta Bandeira à 
concessionária ao longo de 2015, de R$ 121.197.989,53, a título de Exposição 
Involuntária, nos termos do inciso I do Art 4º-A do Decreto 7.891/2013.  
 
 Destaca-se que a exposição involuntária de energia no processo tarifário de 2015, 
referente ao ano civil de 2014, havia sido calculada provisoriamente. Assim, no atual 
processo tarifário essa exposição foi recalculada em caráter definitivo, não se 
observando diferença.  
 
 Foi feito o ajuste relativo ao MAC de exportação SIN Amazonas e ao MAC da UHE 
Santo Antônio18 no cálculo da exposição ao mercado de curto prazo que resultou em 
um valor de - R$ 480.494,35, atualizado pela taxa Selic. 
 
 Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou 
Exposição ao Mercado de Curto Prazo é de R$ 20.263.105,89, já atualizado para 
preços de agosto de 2016. 
  
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula 
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão anterior, a neutralidade dos encargos refere-
se ao cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais 
faturados no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, 
devidamente atualizadas pela taxa SELIC. 
 
v) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram 
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de agosto de 2015 a julho de 2016, 
atualizados pela taxa SELIC, conforme Submódulo 4.4 do PRORET, resultante da 4ª fase da AP ° 078/2011, 
tendo sido fiscalizados19 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 dispõe o Submódulo 4.4 do PRORET, ajustou-se financeiramente os 
custos decorrentes dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSDs) firmados entre a ELEKTRO 
e cinco outras concessionárias. 
                                                          
 
18 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. 
19 Memorandos nº 409/2016-SFF/ANEEL e nº 460/2016-SFF/ANEEL. 
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Fls. 25 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016. 
 
 
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_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001080/2016-81 
 
vii) 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. 
 
viii) Diferencial Eletronuclear. É a diferença20 entre a tarifa praticada e a de referência entre 
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. Neste reajuste, está sendo considerado 
o ajuste, de R$ 250.042,48, relativo ao descasamento entre a cobertura tarifária concedida no processo 
tarifário anterior, para os 12 meses subsequentes, e o pagamento das parcelas mensais, realizado até 
dezembro de 2015.  
 
ix) Penalidade 
de 
Subrecontração/Ultrapassem 
no 
Suprimento 
Concessionárias/Permissionárias menor que 500 Gwh/ano. É a receita proveniente do faturamento da 
energia fora da faixa de tolerância das distribuidoras supridas com mercado inferior a 500 Gwh que deve 
ser deduzida da receita requerida nos processos tarifários das supridoras, conforme determina o submódulo 
11.1 do PRORET. 
 
x) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de 
fevereiro de 2015, homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de 
Distribuição de Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição 
de energia elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das 
novas quotas de CDE. A Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e 
informações adicionais para o aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na 
Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de cada distribuidora.  
 
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e 
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, as 
variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas 
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na 
tarifa de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros 
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. 
                                                          
 
20 A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 - 1º Leilão e seu valor será repassado 
mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear, conforme parcelas homologadas pela Resolução Homologatória 1.585/2013. 
Esse ajuste será considerado até o processo tarifário de 2016. 
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Processo nº 48500.001080/2016-81 
 
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta a 
cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz 
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos 
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas 
CVAs e já não tenham sido revertidos no último processo tarifário. 
 
 Portanto, está sendo revertido o valor de -R$ 150.686.313,20, devidamente atualizado 
pela SELIC, referente à receita faturada no período remanescente de 1º de julho de 
2015 a 26 de agosto de 2015, proveniente dos componentes financeiros de CDE 
estabelecidos na RTE. Já para o componente financeiro de Compra de Energia 
estabelecido na RTE, está sendo revertida a receita faturada para o período de 1º de 
junho de 2015 a 26 de agosto de 2015, totalizando  - R$ 64.078.145,64 (inserir link do 
valor ) , 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.  
 
29. 
A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
Tabela 12: Componentes Financeiros 
 
 
 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
20.593.152,15
          
0,36%
CVA em Processamento - Energia comprada
123.713.715,32
        
2,16%
CVA em Processamento - Transmissão
20.511.384,00
          
0,36%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(258.641.882,87)
       
-4,52%
Neutralidade dos Encargos
93.366.594,87
          
1,63%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
20.263.105,89
          
0,35%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
536.951,97
               
0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
(628.014,63)
              
-0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
(64.078.145,64)
         
-1,12%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(125.221.651,73)
       
-2,19%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(25.464.661,47)
         
-0,45%
Repasse de compensação DIC/FIC
(31.698,93)
                
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
250.042,48
               
0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassagem no Suprimento
(63.439)
                     
0,00%
Total
(194.894.547,22)
       
-3,41%
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COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 20.593.152,15 0,36%
CVA em Processamento - Energia comprada 123.713.715,32 2,16%
CVA em Processamento - Transmissão 20.511.384,00 0,36%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 258.641.882,87) -4,52%
Neutralidade dos Encargos 93.366.594,87 1,63%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 20.263.105,89 0,35%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 536.951,97 0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs ( 628.014,63) -0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia ( 64.078.145,64) -1,12%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 125.221.651,73) -2,19%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia ( 25.464.661,47) -0,45%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 31.698,93) 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 250.042,48 0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassagem no Suprimento ( 63.439) 0,00%  
Total ( 194.894.547,22) -3,41%  

Fls. 27 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto 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 48500.001080/2016-81 
III.8. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT 
 
30. 
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. 
 
31. 
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. 
 
32. 
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. 
 
33. 
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.  
 
34. 
Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras 
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA 
e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da ELEKTRO não sofresse um aumento adicional médio de 
13,27%.   
 
III.9. Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
35. 
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. 
 
36. 
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. 
 
37. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a 
distribuidora no período de competência de agosto/2016 a julho/2017, até o 10º dia útil do mês subsequente.  
 
38. 
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os 
realizados no período de agosto/2015 a julho/2016. Além disso, no ajuste Subsídio Distribuição foi 
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Fls. 28 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto 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 48500.001080/2016-81 
contemplado o valor anual atualizado de R$ 9.586.820,31, em cumprimento à decisão da Diretoria Colegiada 
da ANEEL, por meio do Despacho nº 1.702/2016. 
 
 
Tabela 15: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás 
 
 
 
III.10. Metodologia para o cumprimento de decisões liminares relativas ao pagamento da CDE  
 
39. 
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. 
 
40. 
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.  
 
41. 
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.  
 
42. 
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. 
 
43. 
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. 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
969.050,24
                    
3.179.932,58
                 
4.148.982,82
                 
Subsídio Geração Fonte Incentivada
54.600,20
                      
539.556,47
                    
594.156,67
                    
Subsídio Distribuição
1.397.458,61
                 
872.898,74
                    
2.270.357,35
                 
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(77.211,71)
                    
2.301.466,94
                 
2.224.255,23
                 
Subsídio Rural
(1.565.509,44)
               
8.752.674,66
                 
7.187.165,22
                 
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(126.278,49)
                  
682.988,46
                    
556.709,96
                    
Total
652.109,40
                    
16.329.517,85
               
16.981.627,25
               
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TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 9 69.050,24 3 .179.932,58 4 .148.982,82
Subsídio Geração Fonte Incentivada 5 4.600,20 5 39.556,47 5 94.156,67
Subsídio Distribuição 1 .397.458,61 8 72.898,74 2 .270.357,35
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento (77.211,71) 2 .301.466,94 2 .224.255,23
Subsídio Rural (1.565.509,44) 8 .752.674,66 7 .187.165,22
Subsídio Irrigante/Aquicultor (126.278,49) 6 82.988,46 5 56.709,96  
Total 6 52.109,40 1 6.329.517,85 1 6.981.627,25  

Fls. 29 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto 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 48500.001080/2016-81 
44. 
Dessa maneira, a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 
2.083/201621, de 14 de junho de 2016, publicar as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de 
consumidores beneficiados, de tal forma que as distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE 
considerando as novas tarifas publicadas, com vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus 
efeitos.  
 
45. 
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. 
 
46. 
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.  
 
III.11. Análise do Pleito de Reajuste Tarifário Anual apresentado pela ELEKTRO 
 
47. 
Em 29/7/2016, a ELEKTRO protocolou na ANEEL a Carta CT/R/144/2016 que trata do pleito 
de reajuste tarifário contratual. A análise dos componentes elencados na solicitação da empresa é 
apresentada nos itens a seguir. 
 
III.11.1. Componente Financeiro para Sobrecontratação de Energia 
 
48. 
A concessionária solicita a inclusão de componente financeiro a fim de antecipar um recurso 
referente a sobrecontratação/exposição de energia, nos moldes da REN nº 255/2007, revogada pela REN 
nº 703/2016. De acordo com a ELEKTRO, essa antecipação seria necessária para fazer frente ao 
descasamento temporal entre o custo de aquisição de energia e sua correspondente receita, haja vista o 
cenário de sobrecontratação conjugado com bandeira tarifária verde e PLD baixo. 
 
49. 
Quanto a essa demanda, cabe destacar a análise realizada no Voto do Diretor Relator Reive 
Barros dos Santos que apresentou os resultados da Audiência Pública nº 78/2011: 
 
No que se refere à previsão de sobrecontratação de energia, relembro que a REH 255/2007, alterada pela 
REN 609/2014, como resultado da 3ª fase da AP 78/2011, regulamentou a previsão de 
sobrecontratação/exposição de energia, tendo em vista o cenário daquele ano de falta de lastro contratual das 
distribuidoras conjugado com exposição a elevados Preços de Liquidação de Diferenças. Todavia, sua 
aplicação nas tarifas foi suspensa desde 2014, quando da criação da Conta-ACR. A aplicação continuou 
suspensa a partir de 2015, com o advento da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, 
mecanismo que já cumpre a função de antecipar esses custos à concessionária, além de garantir real 
sinalização de preços ao consumidor. Em função das Bandeiras, essa previsão está sendo revogada, junto 
com os demais dispositivos da REH 255/2007, que será substituída pelo Módulo 4 do PRORET. 
 
                                                          
 
21 Publicada em 16 de junho de 2016. 
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Fls. 30 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001080/2016-81 
Dessa forma, entendo que eventual falta de recursos das Bandeiras para fazer frente aos custos de 
sobrecontratação de energia deve ser tratada no âmbito do aperfeiçoamento do Submódulo 6.8 do PRORET 
e não nesta Audiência Pública. 
 
Todavia, explorando um pouco mais o assunto, considerando a argumentação de que em um cenário de 
bandeira verde, conjugado com sobrecontratação de energia e PLD baixo, a previsão se faz necessária para 
antecipar uma receita à distribuidora que cobrirá a diferença entre o custo da energia valorada ao Pmix e a 
liquidação no curto prazo a um PLD baixo, pondero que esse custo pode ser compensado por uma receita 
excedente proveniente de cobertura tarifária elevada para os contratos por disponibilidade, afinal, nos 
processos tarifários o custo dos contratos por disponibilidade é calculado considerando o PLD de R$ 211,288 
/ MWh. Portanto, num cenário de PLD baixo e sem despacho fora da ordem de mérito, a concessionária 
poderá utilizar essa receita excedente para suportar a venda da energia no curto prazo. Ou seja, na avaliação 
da necessidade de recursos das distribuidoras, todos itens cobertos pelas Bandeiras Tarifárias devem ser 
avaliados, não apenas a expectativa de sobrecontratação de energia. Outro exemplo é a cobertura tarifária 
dada para o encargo de energia de reserva e a previsão de receita da CONER 
 
50. 
O cenário descrito pela ELEKTRO foi, portanto, considerado na análise realizada no âmbito 
da Audiência Pública nº 78/2011, que resultou na publicação da REN nº 703/2016 e na revogação da REN 
nº 255/2007. Nesse sentido, outros componentes previstos na cobertura tarifária da concessionária não 
utilizados nas situações alegadas pela Elektro podem ser utilizados para fazer frente aos custos incorridos 
pela empresa com sobrecontratação de energia. 
 
51. 
Dessa forma, e considerando a ausência de regulamentação de um componente financeiro 
de sobrecontratação para um cenário de Bandeira Verde, esse item do pleito apresentado pela ELEKTRO 
não está em condições de ser incorporado ao processo tarifário. 
 
 
III.11.2. Alteração no preço de energia de Itaipu: 
 
52. 
Em seu pleito, a ELEKTRO solicita que a tarifa de Itaipu considerada no preço médio de 
compra de energia na Parcela A incorpore os potenciais efeitos da aplicação da Medida Provisória º 735, de 
22/6/2016. 
 
53. 
O PRORET em seu submódulo 3.2 determina que a cobertura do custo com a aquisição de 
energia de Itaipu Binacional seja obtida a partir da tarifa de repasse vigente na DRP. 
 
54. 
Ocorre que a alteração na tarifa de repasse de Itaipu Binacional está sendo conduzida em 
processo específico e a aplicação do novo valor somente será possível após a deliberação pela Diretoria 
Colegiada da ANEEL. 
 
55. 
Nesse sentido, não há possibilidade de aceitação desse item do pleito. 
 
 
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III.11.3. TUSD de consumidores Micro e Mini Geração: 
 
56. 
A ELEKTRO pleiteou componente financeiro no valor de R$ 428.831,84 a título de 
recomposição da receita de TUSD que a concessionária deixou de faturar devido ao sistema de 
compensação de energia elétrica de micro e minigeração distribuída, de que trata a Resolução Normativa 
nº 482, de 17/04/2012.  
 
57. 
Cabe esclarecer que não há previsão regulamentar para a consideração desse tipo de 
repasse às tarifas, por meio de componente financeiro, seja na REN nº 482/2012, que disciplina a matéria, 
seja no Submódulo 4.4 do PRORET, que define, de forma exaustiva, os Demais Componentes Financeiros 
(DCF) passíveis de inclusão nos processos tarifários. 
 
58. 
Sobre essa questão, é importante destacar o entendimento constante do Voto que motivou 
a Resolução Normativa nº 687, de 24/11/2015, a qual introduziu alterações na REN nº 482/2012, a saber 
(grifos acrescidos): 
 
31. Nesse ponto, me permito discordar da recomendação da SRD, por entender que a condição de 
micro e minigeração com consumo local ou remoto não altera fundamentalmente o uso que o 
consumidor fará da rede de distribuição, que continuará servindo como repositória temporária da 
energia gerada pelo consumidor, produzindo os mesmos ganhos potências para a qualidade da 
energia fornecida.  
 
32. A meu ver, a questão principal diz respeito à equação econômica do negócio, visto que embora 
a micro e minigeração remota deva pagar duas vezes pela disponibilidade, sua maior escala, 
possibilitada pelo compartilhamento e consumo remoto, pode gerar impactos mais relevantes sobre 
a remuneração do serviço de distribuição.  
 
33. Entretanto, conforme as simulações de impacto regulatório atualizadas e fornecidas pela SRD, 
por meio do Memorando nº 471/2015-SRD/ANEEL, de 23 de novembro de 2015, o cenário mais 
otimista indica a existência de apenas 200 mil unidades consumidoras com capacidade instalada de 
cerca de 500 MW em 2019. A grande aceleração ocorreria somente a partir de 2020, quando se 
espera a conexão de mais 1 (um) milhão de unidades consumidoras e a instalação de 4.000 MW 
adicionais, de modo que proponho uma nova revisão da norma, com foco no aspecto econômico, a 
ser realizada até 31 de dezembro de 2019. Assim, entendo que o sistema de faturamento atual 
(TE+TUSD) deve ser mantido para todos os micro e minigeradores distribuídos.  
 
34. Por ocasião dessa nova revisão, da mesma forma como se propõe proceder na alteração da 
Resolução Normativa nº 482 em deliberação, acredito que a ANEEL deve homenagear o princípio 
da segurança regulatória e preservar a manutenção do regime jurídico dos consumidores que vierem 
a aderir ao sistema de micro e minigeração distribuída na vigência da versão da referida Resolução 
a ser aprovada na deliberação de hoje. 
 
59. 
Assim, diante da ausência de amparo regulamentar, o pleito apresentado pela ELEKTRO 
de recomposição de suposta perda de receita de TUSD decorrente do sistema de compensação de energia 
elétrica de micro e minigeração distribuída não tem condições de ser aceito. 
 
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Processo nº 48500.001080/2016-81 
III.11.4. Risco Hidrológico associado aos CCGFs e exposição ao MCP de Angra 
 
60. 
A concessionária pleiteou a inclusão de um componente financeiro referente a previsão para 
cobertura dos custos com risco hidrológico relativo aos CCGF, Itaipu e às usinas que repactuaram esse 
risco a partir da Lei nº 13.203/2015, além da exposição ao MCP da geração de Angra a serem incorridos no 
próximo período tarifário. 
 
61. 
Para esse componente do pleito da Elektro, cabem as mesmas considerações aplicadas ao 
item III.11.1 (Componente Financeiro para Sobrecontratação de Energia): existem receitas previstas na 
cobertura tarifária da concessionária que não são desembolsadas pela Elektro no cenário descrito e que 
podem cobrir os custos com risco hidrológico e MCP, além das despesas elencadas no item III.11.1. 
 
62. 
Além disso, ressalta-se que não há regulamentação de um componente financeiro para 
esses custos. Assim, esse componente do pleito da Elektro não apresenta os elementos necessários para 
ser considerado neste processo tarifário. 
 
IV. 
Análise dos Resultados 
 
63. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ELEKTRO - Elektro Eletricidade e Serviços S/A. 
conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de -13,40%, sendo de -15,02%, 
em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -12,28%, em média, para os 
consumidores conectados na Baixa Tensão.  
 
Tabela 16: Efeito médio  
 
 
64. 
O efeito médio de -13,40% 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. 
 
65. 
A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de -
2,50%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A e a B na Data do Reajuste Anterior – DRA 
apenas os custos estabelecidos no reajuste de 2015. 
 
66. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em -4,53% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 2,03%.  
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-15,02%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-12,28%
Efeito Médio AT+BT
-13,40%
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Processo nº 48500.001080/2016-81 
 
Tabela 17: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-5,82%
-4,53%
75,07%
Encargos Setoriais
-6,67%
-1,82%
26,12%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
8,18%
0,01%
0,12%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-37,73%
-5,51%
9,33%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
17,68%
0,46%
3,12%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
12,60%
0,65%
5,93%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
87,76%
2,04%
4,48%
PROINFA
36,55%
0,62%
2,37%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-9,32%
-0,08%
0,77%
ONS
7,70%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
3,22%
0,19%
6,31%
Rede Básica
-3,89%
-0,09%
2,33%
Rede Básica Fronteira
10,65%
0,20%
2,17%
Rede Básica ONS (A2)
20,84%
0,02%
0,12%
MUST Itaipu
10,05%
0,05%
0,57%
Transporte de Itaipu
4,00%
0,01%
0,26%
Conexão
2,98%
0,01%
0,52%
Uso do sistema de distribuição e CCD
-4,67%
-0,02%
0,34%
Custos de Aquisição de Energia
-6,51%
-2,90%
42,64%
PARCELA B
9,11%
2,03%
24,93%
IRT considerando a variação tarifária da RTE
-2,50%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-3,41%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
0,36%
CVA em Processamento - Energia comprada
2,16%
CVA em Processamento - Transmissão
0,36%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-4,52%
Neutralidade dos Encargos
1,63%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
0,35%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
-0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
-1,12%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-2,19%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,45%
Repasse de compensação DIC/FIC
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassagem no Suprimento
0,00%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-7,49%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-13,40%
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OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, FABIANO COSTA CAMILO, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -5,82% -4,53% 75,07%  
Encargos Setoriais -6,67% -1,82% 26,12%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8,18% 0,01% 0,12%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -37,73% -5,51% 9,33%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 17,68% 0,46% 3,12%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 12,60% 0,65% 5,93%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 87,76% 2,04% 4,48%
PROINFA 36,55% 0,62% 2,37%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. -9,32% -0,08% 0,77%
ONS 7,70% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão 3,22% 0,19% 6,31%  
Rede Básica -3,89% -0,09% 2,33%
Rede Básica Fronteira 10,65% 0,20% 2,17%
Rede Básica ONS (A2) 20,84% 0,02% 0,12%
MUST Itaipu 10,05% 0,05% 0,57%
Transporte de Itaipu 4,00% 0,01% 0,26%
Conexão 2,98% 0,01% 0,52%
Uso do sistema de distribuição e CCD -4,67% -0,02% 0,34%  
Custos de Aquisição de Energia -6,51% -2,90% 42,64%  
PARCELA B 9,11% 2,03% 24,93%  
IRT considerando a variação tarifária da RTE -2,50% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -3,41%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 0,36%
CVA em Processamento - Energia comprada 2,16%
CVA em Processamento - Transmissão 0,36%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -4,52%
Neutralidade dos Encargos 1,63%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 0,35%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs -0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -1,12%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -2,19%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,45%
Repasse de compensação DIC/FIC 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassagem no Suprimento 0,00%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -7,49%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -13,40%  

Fls. 34 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto 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 48500.001080/2016-81 
 
67. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -3,41% no atual 
reajuste da ELEKTRO. 
 
68. 
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 -7,49% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos 
consumidores. 
 
69. 
O Valor da Parcela A apresentou uma variação de -5,82% em relação ao Reajuste de 2015, 
representando -4,53% na composição do efeito médio, com destaque para: 
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -6,67% 
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito 
médio de -1,82%. 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 -5,51% no atual reajuste da ELEKTRO. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de 3,22% em relação ao Reajuste de 2015, 
correspondendo a um efeito médio de 0,19%. O efeito quase nulo dos custos de transmissão é resultado da 
redução da TUST-RB, em função de custos financeiros associados a um superávit de arrecadação que 
resultou em uma Parcela de Ajuste (PA) negativa para o segmento consumo, além da entrada prevista para 
o ciclo 2016-2017 de quantidade significativa de novos geradores, as quais compensaram o aumento da 
despesa com o MUST de Itaipu.  
 
iii) Compra de Energia. Variação de -6,51% em relação ao processo anterior, contribuindo 
para um efeito médio de -2,90%. Contribuíram para o efeito negativo no custo da aquisição de energia: (i) a 
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; (ii) 
aumento substancial dos montantes de energia contratados de projetos estruturantes (Santo Antônio, Jirau 
e Belo Monte), com custo unitário inferior ao preço médio da ELEKTRO; e (iii) aumento dos montantes de 
Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF), também com custo unitário abaixo da média dos demais 
contratos da distribuidora. 
 
 
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Fls. 35 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto 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 48500.001080/2016-81 
 
70. 
A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em 
relação ao processo anterior. 
 
Tabela 18: Comparação da variação do custo de energia 
 
 
 
71. 
A atualização da Parcela B representou 2,03% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X. 
  
72. 
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 
 
 
 
73. 
O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 16,8% para o ICMS e 8,7% 
para o PIS e COFINS (total de 25,5% por dentro), o que equivale a uma majoração de 34,29% por fora sobre 
o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
Tipo de contrato
Processo DRA
Processo atual
Variação
Processo DRA
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
594.152,30
627.626,60
5,63%
297,51
357,66
20,22%
Existente - CCEAR-QTD
2.351.338,55
1.377.388,35
-41,42%
232,97
283,81
21,82%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
2.322.375,85
2.459.146,27
5,89%
234,08
249,58
6,62%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.371.187,05
1.476.354,94
7,67%
173,59
187,52
8,02%
Ajuste - CCEAR
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Madeira e Belo Monte
1.153.277,19
2.201.296,69
90,87%
115,89
122,99
6,13%
Bilateral
252.156,26
267.824,16
6,21%
183,25
202,81
10,67%
Cota Angra I e Angra II
511.345,11
528.996,59
3,45%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
2.713.147,28
3.481.180,10
28,31%
37,27
66,61
78,71%
Geração Própria
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Itaipu
2.858.876,57
3.041.474,66
6,39%
275,37
181,57
-34,06%
Montante de Reposição
0,00
0,00
-
0,00
-
Proinfa
302.293,18
321.150,48
6,24%
0,00
0,00
-
Sobra (-) / Exposição (+)
-608.242,06
-1.969.419,90
223,8%
188,09
176,20
-6,3%
TOTAL
13.821.907,27
13.813.018,94
-0,1%
183,98
172,10
-6,5%
Custo unitário (R$/MWh)
Montante de energia (MWh)
Custo de       
Distribuição
24,9%
Custo de            
Energia
42,6%
Custo de     
Transmissão
6,3%
Encargos          
Setoriais
26,1%
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  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo DRA Processo atual Variação  Processo DRA Processo atual Variação  
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Ajuste - CCEAR
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Geração Própria
Itaipu
Montante de Reposição
Proinfa  594.152,30 627.626,60 5,63%
2.351.338,55 1.377.388,35 -41,42%
2.322.375,85 2.459.146,27 5,89%
1.371.187,05 1.476.354,94 7,67%
0,00 0,00 -
1.153.277,19 2.201.296,69 90,87%
252.156,26 267.824,16 6,21%
511.345,11 528.996,59 3,45%
2.713.147,28 3.481.180,10 28,31%
0,00 0,00 -
2.858.876,57 3.041.474,66 6,39%
0,00 0,00 -
302.293,18 321.150,48 6,24%  297,51 357,66 20,22%
232,97 283,81 21,82%
234,08 249,58 6,62%
173,59 187,52 8,02%
0,00 0,00 -
115,89 122,99 6,13%
183,25 202,81 10,67%
162,09 206,29 27,27%
37,27 66,61 78,71%
0,00 0,00 -
275,37 181,57 -34,06%
0,00 -
0,00 0,00 -  
Sobra (-) / Exposição (+)  -608.242,06 -1.969.419,90 223,8%  188,09 176,20 -6,3%  
TOTAL  13.821.907,27 13.813.018,94 -0,1%  183,98 172,10 -6,5%  

Fls. 36 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001080/2016-81 
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
 
74. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da ELEKTRO nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (84,97%) e IPCA (76,25%) no 
mesmo período. 
 
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)  
 
Custo de       
Distribuição
18,6%
Custo de            
Energia
31,8%
Custo de     
Transmissão
4,7%
Encargos          
Setoriais
19,5%
ICMS 16,8%
PIS/COFINS 8,7%
Tributos
25,5%
298,65
323,93
335,80
366,04
366,04
352,17
311,88
423,27
506,16510,41
447,90
ago/07
ago/08
ago/09
ago/10
ago/11
ago/12
ago/13
ago/14
mar/15
ago/15
ago/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
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Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  506,15610,41
  Variação IPCA  
423,27    
366,04 366,04
352,17    
335,80
323,93
311,88    
298,65    
    
    

Fls. 37 Nota Técnica nº 279/2016-SGT/ANEEL, de 18 de agosto 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 48500.001080/2016-81 
 
75. 
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. 
 
 
V. 
DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
76. 
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 Oitava dos Contratos de Concessão nº 187/1998. 
 
 
VI. 
DA CONCLUSÃO 
 
77. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº 187/1998, no que consta 
do Processo nº 48500.001080/2016-81 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
i) 
pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de -5,91% a ser aplicado 
às tarifas da ELEKTRO, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de -13,40% sendo de -15,02% em média para os consumidores 
conectados em Alta Tensão (AT) e de -12,28% 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 ELEKTRO; 
 
iii) 
pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de 
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; 
 
iv) 
pela aprovação, para fins de cálculo do atual reajuste tarifário, da previsão anual dos 
Encargos de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER; e 
 
v) 
pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora 
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária; 
 
 
 
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Processo nº 48500.001080/2016-81 
 
VII. 
 DA RECOMENDAÇÃO 
 
78. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
FABIANO COSTA CAMILO 
Especialista em Regulação 
RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO 
Especialista em Regulação 
 
 
De acordo: 
 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: C226DF380038FB94 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, FABIANO COSTA CAMILO, RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO