* 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 48500.005310/2016-81 
 
48581.003572/2016-00 
Nota Técnica nº 401/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 14 de dezembro de 2016. 
 
 
 
 
Processo: 48500.005310/2016-81 
 
Assunto: Reajuste Anual da Receita de Venda 
das Centrais de Geração Angra 1 e 2, a vigorar a 
partir de 1° de janeiro de 2017. 
 
 
 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
1. 
A presente Nota Técnica tem por objetivo apresentar a proposta de reajuste da receita de 
venda da energia elétrica proveniente das centrais de geração Angra 1 e 2, pertencentes à Eletrobras 
Eletronuclear, a vigorar a partir de 1° de janeiro de 2017.  
 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
A Lei nº 12.111, de 09 de dezembro de 2009, alterou a regulamentação referente à 
comercialização da energia proveniente da Eletrobrás Termonuclear S.A. – Eletronuclear, estabelecendo 
nova metodologia para cálculo da tarifa entre Furnas e Eletronuclear com vigência a partir de dezembro de 
2009. Foi definido, ainda, que a energia seria comercializada por meio de quotas a partir de janeiro de 2013. 
 
3. 
Ainda, a Lei estabeleceu, em seu art. 11, que a partir de 1º de janeiro de 2013 o pagamento à 
Eletronuclear da receita decorrente da geração da energia de Angra 1 e 2 seria rateado entre todas as 
concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição no Sistema Interligado 
Nacional – SIN.  
 
4. 
Em 21 de dezembro de 2012, foi publicada a Resolução Normativa ANEEL nº 529 com a 
metodologia de cálculo da receita de venda da energia elétrica proveniente das centrais geradoras Angra 1 e 
2, a vigorar a partir do ano 2013, a qual foi definida no Submódulo 6.7 do Procedimento de Regulação 
Tarifária – PRORET. Além disso, essa Resolução indicou o valor da Receita Fixa para os anos de 2013 a 
2015, bem como definiu os valores definitivos para as tarifas praticadas entre Furnas e Eletronuclear relativas 
aos anos de 2009 a 2012 e o cálculo do diferencial resultante.  
 
5. 
A Resolução Normativa nº 695, de 15 de dezembro de 2015, aprovou a nova versão do 
Submódulo 6.7 do PRORET, o qual estabeleceu os procedimentos para cálculo da receita de venda da 
energia elétrica das Centrais de Geração Angra 1 e 2 para o ciclo 2016 a 2018.

Fls. 2 Nota Técnica nº 401/2016-SGT/ANEEL, de 14 de dezembro 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 48500.005310/2016-81 
 
6. 
A Resolução Homologatória n° 2.006, de 15 de dezembro de 2015, estabeleceu a receita de 
venda das Centrais de Geração Angra 1 e 2 para o ano de 2016. 
 
7. 
Em 14 de novembro de 2016, a SGT solicitou informação à SFF acerca do valor da 
contribuição associativa do ONS referente as centrais geradoras Angra 1 e 2. Essa informação foi recebida 
através do Memorando 651/2016- SFF/ANEEL, de 7 de dezembro de 2016. 
 
8. 
Em 17 de novembro de 2016, a SGT recebeu a carta DA-103/16 da Eletrobrás Termonuclear 
S.A. com as informações iniciais solicitadas no Ofício 138/2016-SGT/ANEEL, de 9 de novembro de 2016. 
 
9. 
Ainda em 17 de novembro, foi realizada reunião com representantes da Eletronuclear e 
ANEEL para esclarecimentos acerca do reajuste tarifário anual. 
 
10. 
A SFF encaminhou em 7 de dezembro de 2016, por meio do Memorando nº 666/2016-
SFF/ANEEL, a validação dos valores de faturamento e pagamento da Eletronuclear quanto ao custo de 
combustível nuclear no ano de 2016. 
 
11. 
Em 14 de dezembro de 2016, por meio do Memorando nº 678/2016-SFF/ANEEL, a SFF 
encaminhou informações complementares acerca do faturamento da Eletronuclear no mês de dezembro de 
2016, considerando as novas faturas encaminhadas pela Carta P-354/16, de 13 de dezembro de 2016. 
 
 
III - DA ANÁLISE 
 
III.1. Metodologia de Reajuste da Receita Fixa de Venda das Centrais de Geração Angra 1 e 2 
 
12. 
De acordo com o Submódulo 6.7 do PRORET, aprovado pela REN n° 695/2015, no reajuste 
tarifário anual a Receita Fixa das Centrais de Geração Angra 1 e 2 será obtida conforme fórmula a seguir. Da 
equação, observa-se que a Parcela B, definida no último processo de revisão, será atualizada pelo IPCA para 
o presente processo tarifário: 
 
𝑅𝐹= (𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵0 × IA) × (
1
1−𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)  [1] 
 
Onde: 
VPA: Valor da Parcela A, em R$; 
VPB0: Valor da Parcela B no procedimento tarifário anterior, em R$; e 
IA: relação obtida da divisão dos índices do IPCA, do IBGE, do segundo mês anterior à data 
do reajuste em processamento e o do segundo mês anterior à data do procedimento tarifário 
do ano anterior; e 
PIS/COFINS: Alíquota dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do 
Servidor Público, PIS/PASEP, e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social, 
Cofins. 
 
13. 
Já a Parcela A será composta pela soma dos componentes a seguir: 
 
VPA =  CT +  CC +  FD +  ES   [2] 
 
Onde:

Fls. 3 Nota Técnica nº 401/2016-SGT/ANEEL, de 14 de dezembro 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 48500.005310/2016-81 
 
VPA: Valor da Parcela A associado de Angra 1 e 2; 
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão associado de Angra 1 e 2; 
CC: Custo de Combustível Nuclear associado de Angra 1 e 2; 
FD: Fundo de Descomissionamento associado de Angra 1 e 2, R$; e 
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica associado de Angra 1 e 2. 
 
14. 
Conforme o Submódulo 6.7 do PRORET, o valor da Parcela A será definido observando as 
condições vigentes na data de processamento do reajuste e será calculado da seguinte forma: 
 
I. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão de Angra 1 e 2: montantes de 
demanda de potência contratados no período de julho do ano anterior a junho do ano da 
revisão ou reajuste, valorados pelas respectivas tarifas vigentes na data do reajuste ou 
revisão. O custo deve ser líquido de PIS/PASEP e COFINS;  
 
II. O Custo de Combustível Nuclear – CC refere-se ao custo com aquisição dos elementos 
combustíveis necessários para a geração de energia correspondente a geração associada à 
garantia física das usinas. Para os processos tarifários, o Custo de Combustível Nuclear será 
estimado com base nos valores correspondentes aos faturamentos dos últimos 2 anos, 
líquido de PIS/COFINS. 
 
III. O Fundo de Descomissionamento – FD é a cobertura tarifária dada para a composição 
de fundo financeiro necessário para o desmantelamento das Centrais de Geração após o seu 
desligamento. Seu valor será calculado pela ANEEL, considerando: a) estudo contendo 
estimativa de recursos necessários para o descomissionamento de Angra 1 e 2, realizado 
pela Eletronuclear conforme regulamentação da Comissão Nacional de Energia Nuclear, 
CNEN; b) vida útil remanescente estimada das Centrais de Geração de Angra 1 e 2; c) 
regulamentações vigentes da CNEN; e d) cobertura tarifária concedida anteriormente à data 
de processamento da revisão tarifária. 
 
IV. Encargos setoriais: corresponde aos seguintes custos: Taxa de Fiscalização de Serviços 
de Energia Elétrica – TFSEE; Reserva Global de Reversão – RGR; e contribuição ao ONS de 
Angra 1 e 2. Seus valores são aqueles vigentes na data do reajuste ou revisão tarifária. 
  
15. 
Adicionalmente, serão calculadas Parcelas de Ajuste para os itens de custos da Parcela A, 
nos casos em que houver desconcatenação, as quais serão calculadas pela equação a seguir: 
 
𝑃𝐴_𝑖= ∑
((𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜𝐷𝑒𝑣𝑖𝑑𝑜_𝑖𝑚−𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜𝐶𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜_𝑖𝑚) ×
𝐼𝑃𝐶𝐴𝑅𝑒𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒
𝐼𝑃𝐶𝐴𝑚ê𝑠 𝑚)
𝑛
𝑚=1
  [3] 
 
Onde: 
PA_i: Parcela de ajuste relativo ao custo i associados à Angra 1 e 2, em R$, relativos aos 12 
meses anteriores ao processo tarifário; 
CustoDevido_i: Custo do item i no mês m associado à Angra 1 e 2 homologado e fiscalizado 
pela ANEEL, em R$; 
CustoConsiderado_i: Custo do item i no mês m, considerado na Receita de Venda, em R$; 
IPCAReajuste: Número índice do IPCA relativo ao mês anterior ao mês de vigência da Receita 
de Venda; 
IPCAmês m: Número índice do IPCA relativo ao mês m;

Fls. 4 Nota Técnica nº 401/2016-SGT/ANEEL, de 14 de dezembro 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 48500.005310/2016-81 
 
i: Rede Básica, Conexão, RGR e TFSEE. 
 
16. 
Finalmente, ainda há que se observar a apuração da Parcela de Ajuste associada ao Custo 
de Combustível Nuclear, que “será realizada após validação da fiscalização da ANEEL sobre os valores 
efetivamente pagos e a eficiência do gasto, limitados às competências posteriores à data de revisão tarifária. 
Eventuais diferenças serão consideradas no processo tarifário subsequente, corrigidas pela taxa SELIC até a 
efetiva majoração ou desconto na cobertura tarifária do ano seguinte”. (nossos grifos) 
 
III.2. Resultado 
 
17. 
Os encargos setoriais somaram R$ 73.416.927,90, conforme Tabela a seguir. 
 
Tabela 1: Encargos Setoriais 
 ITEM  
 VALOR  
 DESCRIÇÃO 
TFSEE
10.403.993,09
R$    
Despacho nº 3.192, de 6/12/2016
ONS
99.316,44
R$            
Memorando nº 651/2016-SFF/ANEEL, de 28/11/2016
RGR
62.913.618,37
R$    
Despacho nº 2.562, de 23/9/2016
TOTAL
73.416.927,90
R$    
 
 
18. 
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos às Transmissoras, conforme 
Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, para acesso à rede de 
transmissão do sistema interligado. Para fins de cálculo do custo de Rede Básica associados a Angra 1 e 2, 
foram utilizadas as tarifas definidas na Resolução Homologatória nº 2.099/2016 e os MUST’s vigentes no 
Termo Aditivo nº 07 ao CUST 089/2002.  
 
19. 
O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo das Demais Instalações de Transmissão 
(DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às instalações da rede 
básica de transmissão. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e para o ciclo vigente foram 
homologados na Resolução Homologatória nº 2.098/2016. 
 
20. 
O custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão de Angra 1 e 2 foram calculados 
em R$ 104.287.044,74, conforme Tabela a seguir. 
 
Tabela 2: Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão 
 ITEM  
 VALOR  
Custos RB
103.470.192,00
R$          
Conexão
816.852,74
R$                  
TOTAL
104.287.044,74
R$          
 
 
21. 
Quanto ao custo de combustível, a Eletronuclear forneceu informações referentes à 
variabilidade dos custos de recarga de combustível. A empresa alega que “o critério da média dos 
faturamentos antecedentes dos dois anos não tem acompanhado a realidade da comercialização do 
combustível nuclear com fornecedor. Seria mais adequado a aplicação no Reajuste Tarifário Anual a 
estimativa com base nos valores correspondentes aos eventos anuais previstos contratualmente com a 
Indústrias Nucleares do Brasil – INB no cronograma das recargas de Angra 1 e Angra 2”.
ITEM VALOR DESCRIÇÃO  
TFSEE R$ 1 0.403.993,09  Despacho nº 3.192, de 6/12/2016
ONS R$ 9 9.316,44 Memorando nº 651/2016-SFF/ANEEL, de 28/11/2016  
RGR R$ 6 2.913.618,37  Despacho nº 2.562, de 23/9/2016
TOTAL R$ 73.416.927,90  
ITEM VALOR
Custos RB R$ 1 03.470.192,00
Conexão R$ 8 16.852,74
TOTAL R$ 1 04.287.044,74

Fls. 5 Nota Técnica nº 401/2016-SGT/ANEEL, de 14 de dezembro 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 48500.005310/2016-81 
 
22. 
Ressalte-se que esse tema foi amplamente discutido no processo de revisão tarifária de 
2016, sendo, inclusive, objeto de recurso administrativo interposto pela Eletronuclear. O pleito foi indeferido 
pela Diretoria da ANEEL, que decidiu pela manutenção da regra estabelecida no Submódulo 6.7 do PRORET, 
conforme Despacho nº 911, de 12 de abril de 2016. À época, foi reconhecida apenas a reavaliação da 
atualização monetária dos valores faturados nos anos anteriores, que passou a considerar os índices de 
reajuste de cada contrato, atualizando-se cada fatura até a data do processo tarifário, o que foi 
adequadamente tratado no presente processo. 
 
23. 
Desse modo, a SGT adotou a média do faturamento dos anos de 2015 e 2016 para definição 
da cobertura tarifária no reajuste tarifário anual. O custo com combustível para o ano de 2017 resultou em R$ 
528.771.071,43, conforme Tabela a seguir: 
 
Tabela 3: Custo de Combustível 
 Ano 
 Faturamento 
 Valor atualizado 
(nov/16) 
2015
428.402.512,00
      
503.248.359,16
       
2016
567.059.716,06
      
554.293.783,70
       
Média
528.771.071,43
R$  
 
 
24. 
Quanto ao fundo de descomissionamento, trata-se da composição de fundo financeiro 
necessário ao desmantelamento das centrais de geração Angra 1 e 2, após os seus respectivos 
desligamentos. Para seu cálculo considerou-se a estimativa de recursos necessários para o 
descomissionamento das centrais de geração, a vida útil remanescente estimada e a cobertura tarifária 
concedida anteriormente, conforme procedimento estabelecido no Submódulo 6.7 do PRORET. 
 
25. 
Foi considerado, ainda, o montante anual atual de R$ 25.869.522,90 para composição do 
fundo, bem como a estimativa de retorno em dólar de 2% a.a. até o prazo final estimado das usinas1, sendo 
que ambos os parâmetros foram definidos no processo de revisão da receita fixa de ano de 2016, 
homologada pela REH 2.006/2015.  Ressalte-se que foi mantido o procedimento de cálculo da média da taxa 
de câmbio, deslocando-se a janela temporal em 12 meses, de modo a incorporar os valores realizados após 
processo de revisão tarifária. Para o ano de 2017, o fundo de descomissionamento resultou em R$ 
62.889.619,56. 
 
26. 
Finalmente, a Parcela B obtida foi de R$ 1.995.779.088,20, resultado da aplicação da 
variação do IPCA de 6,99% sobre a Parcela B de R$ 1.865.434.060,23, definida na revisão anterior. 
 
Tabela 4: Parcela B no Reajuste 
 ITEM  
 VALOR  
Parvela B na revisão
1.865.434.060,23
R$     
Índice de Atualização
6,99%
Parcela B no Reajuste
1.995.779.088,20
R$     
 
 
27. 
Quanto aos componentes financeiros, as Parcelas de Ajuste foram calculadas considerando a 
cobertura tarifária mensal concedida no ano de 2016 e os valores mensais pagos à Rede Básica e Conexões 
                                                 
1 Angra 1 teve vida útil estimado até o final da licença de operação de 31/12/2024 e Angra 2 analogamente em 31/08/2040.

Fls. 6 Nota Técnica nº 401/2016-SGT/ANEEL, de 14 de dezembro 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 48500.005310/2016-81 
 
e Encargos Setoriais (RGR e TFSEE). Houve também apuração de um ajuste decorrente da correção da 
parcela de ajuste da TFSEE de 2015, obtida no último processo. 
 
28. 
Foi apurada, ainda, a Parcela de Ajuste associada ao Custo de Combustível Nuclear 
realizada após validação da fiscalização da SFF/ANEEL, conforme memorando nº 666/2016-SFF/ANEEL, de 
7 de dezembro de 2016. O resultado é apresentado na Tabela a seguir: 
 
Tabela 5: Parcela de Ajuste decorrente do Custo de Combustível 
Data 
Pagamento
Pagamento
R$
Cobertura
R$
Delta
R$
Selic
R$
04/01/2016
0,00
42.970.904,51
-42.970.904,51
-48.450.138,34
01/02/2016
0,00
42.970.904,51
-42.970.904,51
-47.943.908,38
16/03/2016
22.692.605,56
42.970.904,51
-20.278.298,95
-22.271.428,86
18/04/2016
46.012.701,02
42.970.904,51
3.041.796,51
3.302.394,64
06/05/2016
99.791.875,34
29.565.343,11
70.226.532,23
75.724.254,47
17/05/2016
45.247.779,03
13.405.561,40
31.842.217,63
34.209.012,17
01/06/2016
33.000.000,00
17.949.871,51
15.050.128,49
16.084.095,45
16/06/2016
46.000.000,00
25.021.033,01
20.978.966,99
22.291.108,25
18/07/2016
35.600.000,00
42.970.904,51
-7.370.904,51
-7.741.954,26
16/08/2016
32.529.067,37
42.970.904,51
-10.441.837,14
-10.847.185,46
19/09/2016
16.185.736,41
42.970.904,51
-26.785.168,10
-27.490.883,77
19/10/2016
21.580.981,88
42.970.904,51
-21.389.922,63
-21.712.702,06
18/11/2016
32.000.708,39
42.970.904,51
-10.970.196,12
-11.021.306,48
21/12/2016
0,00
42.970.904,51
-42.970.904,51
-42.661.322,56
-85.009.399,17
-88.529.965,18
Total
 
 
29. 
Destaca-se que foram consideradas apenas as faturas pagas até a data do presente 
processo tarifário, cujas competências são posteriores ao mês de janeiro de 2016, em atendimento ao 
disposto no item 35 do Submódulo 6.7 do PRORET. A Eletronuclear pleiteia o reconhecimento do pagamento 
de, aproximadamente, R$ 82 milhões, referentes ao pagamento de faturas de 2015. No entanto, até essa 
data o custo associado ao combustível nuclear era tratado na Parcela B da empresa, portanto a gestão dos 
recursos destinados ao pagamento da INB era da Eletronuclear, considerando a cobertura tarifária definida na 
revisão periódica de 2012. 
 
30. 
A Tabela a seguir apresenta resumo dos valores apurados das Parcelas de Ajustes: 
 
Tabela 6: Parcelas de Ajustes 
 ITEM  
 VALOR  
Parcela de Ajuste - RB, Conexão, RGR e TFSEE
11.625.341,02
-R$        
Parcela de Ajuste - TFSEE revisão 2015
624.521,68
-R$             
Parcela de Ajuste - Combustível
88.529.965,18
-R$        
TOTAL
100.779.827,89
-R$     
 
 
31. 
Finalmente, o resultado do processo de reajuste da receita fixa anual de venda de energia 
elétrica das centrais geradoras Angra 1 e 2 para o ano de 2017 foi de R$ 2.946.210.532,26, o que representa
Data
Pagamento  Pagamento
R$  Cobertura
R$  Delta
R$  Selic
R$
04/01/2016  0,00  42.970.904,51  -42.970.904,51  -48.450.138,34
01/02/2016  0,00  42.970.904,51  -42.970.904,51  -47.943.908,38
16/03/2016  22.692.605,56  42.970.904,51  -20.278.298,95  -22.271.428,86
18/04/2016  46.012.701,02  42.970.904,51  3.041.796,51  3.302.394,64
06/05/2016  99.791.875,34  29.565.343,11  70.226.532,23  75.724.254,47
17/05/2016  45.247.779,03  13.405.561,40  31.842.217,63  34.209.012,17
01/06/2016  33.000.000,00  17.949.871,51  15.050.128,49  16.084.095,45
16/06/2016  46.000.000,00  25.021.033,01  20.978.966,99  22.291.108,25
18/07/2016  35.600.000,00  42.970.904,51  -7.370.904,51  -7.741.954,26
16/08/2016  32.529.067,37  42.970.904,51  -10.441.837,14  -10.847.185,46
19/09/2016  16.185.736,41  42.970.904,51  -26.785.168,10  -27.490.883,77
19/10/2016  21.580.981,88  42.970.904,51  -21.389.922,63  -21.712.702,06
18/11/2016  32.000.708,39  42.970.904,51  -10.970.196,12  -11.021.306,48
21/12/2016  0,00  42.970.904,51  -42.970.904,51  -42.661.322,56
Total      -85.009.399,17  -88.529.965,18
ITEM VALOR
Parcela de Ajuste - RB, Conexão, RGR e TFSEE -R$ 1 1.625.341,02
Parcela de Ajuste - TFSEE revisão 2015 -R$ 6 24.521,68
Parcela de Ajuste - Combustível -R$ 8 8.529.965,18
TOTAL -R$ 1 00.779.827,89

Fls. 7 Nota Técnica nº 401/2016-SGT/ANEEL, de 14 de dezembro 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 48500.005310/2016-81 
 
uma variação de 2,94% em relação à receita vigente. A Tabela a seguir apresenta o cálculo detalhado, bem 
como a comparação com o valor homologado para o ano anterior. 
Tabela 7: Receita Fixa para o ano de 2017 
 Descrição 
 Receita Fixa 2017 
 Receita Fixa 2016 
Impacto no 
Reajuste
1. PARCELA A
769.364.663,63
R$     
728.182.263,11
R$     
1,44%
TFSEE
10.403.993,09
R$       
8.778.623,15
R$         
0,06%
ONS
99.316,44
R$             
95.753,80
R$             
0,00%
RGR
62.913.618,37
R$       
83.006.388,64
R$       
-0,70%
Custo de Transporte
104.287.044,74
R$     
94.781.120,44
R$       
0,33%
Custos de Combustível
528.771.071,43
R$     
515.650.854,17
R$     
0,46%
Fundo de Descomissionamento
62.889.619,56
R$       
25.869.522,90
R$       
1,29%
2. PARCELA B
1.995.779.088,20
R$   
1.865.434.060,23
R$   
4,55%
VPB0
1.865.434.060,23
R$   
IA
1,07
                         
3. PARCELA A + PARCELA B
2.765.143.751,83
R$   
2.593.616.323,34
R$   
5,99%
4. PARCELA DE AJUSTE
100.779.827,89
-R$     
3.712.349,99
R$         
-3,65%
Parcela de Ajuste - RB, Conexão, RGR e TFSEE
11.625.341,02
-R$       
Parcela de Ajuste - TFSEE revisão 2015
624.521,68
-R$           
Parcela de Ajuste - Combustível
88.529.965,18
-R$       
5. PIS/COFINS
281.846.608,31
R$     
264.741.490,12
R$     
0,60%
6. RECEITA FIXA - VF
2.946.210.532,26
R$   
2.862.070.163,45
R$   
2,94%
 
 
32. 
Destaca-se que a atualização da Parcela B teve grande impacto no reajuste, de +4,55%, em 
função da variação do IPCA no período considerado no processo. Além disso, a parcela de ajuste teve 
impacto negativo de -3,65%, que decorre, principalmente, do ajuste no custo de combustível.  
 
33. 
Finalmente, a Resolução Homologatória nº 2.179, de 29 de novembro de 2016, estabeleceu, 
entre outros, as cotas-partes e os montantes anuais de energia referentes às usinas Angra 1 e Angra 2 que 
deverão ser alocados às distribuidoras do SIN em 2017. Desse modo, o montante anual de energia elétrica a 
ser rateado entre as distribuidoras cotistas resultou em 1.572,22 MWmedios, já deduzidas as perdas e 
consumo interno, o que resulta numa tarifa de R$ 213,92/MWh. 
 
 
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
34. 
Conforme Art. 11 da Lei nº 12.111/2009, a partir de 1º de janeiro de 2013, a receita 
decorrente da geração da energia de Angra 1 e 2 será decorrente de tarifa calculada e homologada 
anualmente pela ANEEL. O § 2° do Art 12 da Lei nº 12.111/2009 estabelece que a tarifa praticada pela 
Eletronuclear a partir de dezembro de 2009 será calculada e homologada anualmente pela ANEEL pela 
aplicação de fórmula paramétrica.  
 
 
V - DA CONCLUSÃO

Fls. 8 Nota Técnica nº 401/2016-SGT/ANEEL, de 14 de dezembro 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 48500.005310/2016-81 
 
35. 
A Receita Fixa anual de venda de energia elétrica das Centrais Geradoras Angra 1 e 2 para o 
ano de 2017 é de R$ 2.946.210.532,26. 
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
36. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a homologação da Receita 
Fixa anual de venda de energia elétrica das Centrais Geradoras Angra 1 e 2 para o ano de 2017 no valor de 
R$ 2.946.210.532,26.  
 
 
 
 
 
ANDRÉ LUCIO NEVES 
MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL 
Especialista em Regulação - SGT 
Especialista em Regulação - SGT 
 
 
 
 
RICHARD LESTER DAMAS PAIXÃO 
Especialista em Regulação - SGT 
 
De acordo: 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA  
Superintendente de Gestão Tarifária