VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.004452/2015-41 e 48500.000128/2016-34 
 
INTERESSADOS: Empresa Elétrica Bragantina S.A. – EEB 
 
RELATOR: Diretor José Jurhosa Junior 
 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
 
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Empresa Elétrica Bragantina S.A. – EEB, a 
vigorar a partir de 10 de maio de 2016, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade 
de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de 
Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2017 a 2021, consolidados após a avaliação 
das contribuições trazidas na Audiência Pública Audiência Pública no 006/2016. 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
O Contrato de Concessão de Distribuição no 12/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Empresa Elétrica Bragantina S.A. – EEB, 
estabelece a data de 10 de maio de 2016 para a realização da quarta revisão tarifária periódica da 
concessionária. 
 
2. 
As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, que 
tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já contemplam as alterações no Módulo 2, 
aprovadas em 28/04/2015, por meio da REN   660/2015. 
 
3. 
Em 23/02/2016, na 5° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a 
Audiência Pública n° 006/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária e os 
limites de DEC e FEC para o período de 2017 a 2021. O período de contribuições se estendeu de 24 de fevereiro 
de 2016 a 28 de março de 2016, com sessão presencial em 11 de março de 2016 na cidade de Bragança 
Paulista – SP.  
 
4. 
No dia 12/04/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das 
contribuições trazidas na AP n° 006/2016, foi encaminhada à BRAGANTINA e ao Conselho de Consumidores. 
Em 19 de abril de 2016, na sede desta Agência, foram realizadas reuniões com os representantes da 
BRAGANTINA, para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária apresentou 
suas contribuições finais. A reunião com o conselho de consumidores foi agendada para 20 de abril de 2016, 
porém seus representantes não compareceram. 
 
5. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota 
Técnica   52, de 26 de abril de 2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e apresentou 
proposta para a fixação dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras 
da EEB, para o período de 2017 a 2021.

6. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando n° 0159/2016-SRD-ANEEL de 27/04/2016. 
 
7. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram incialmente informados pela 
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 222/2016-
SFF/ANEEL, de 27/04/2016.  
 
8. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica   125, de 28 de abril 
de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da BRAGANTINA.  
 
9. 
Em 3 de maio de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, 
administrado por esta Agência, e identificou-se que não constavam inadimplências relativas às obrigações 
setoriais para com o Setor Elétrico, conforme estabelecido na Resolução Normativa no 538, de 2013, 
registradas em nome da BRAGANTINA1. 
 
10. 
Em 3 de maio de 2016, os valores informados pela SFF relativos a Base de Remuneração 
Regulatória foram retificados, e, por consequência, o resultado final da revisão foi recalculado pela SGT para 
contemplar as modificações da base de remuneração.   
 
11. 
É o relatório.  
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
 
12. 
A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento 
Tarifário, do Fator X e da nova estrutura tarifária. O Reposicionamento Tarifário calculado para a BRAGANTINA 
conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 1,84%, sendo de 2,06% em média, para os 
consumidores conectados na Alta Tensão e de 1,68% em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
                                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
13. 
O efeito médio de 1,84% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos de Parcela A e 
B; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário; e (iii) da retirada dos 
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data da presente 
revisão.   
 
                                                          
1   Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto. 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
2,06%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
1,68%
Efeito Médio AT+BT
1,84%

14. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -1,81%. Em 
relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da BRAGANTINA, para 
compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o aumento tarifário em 5,79%. 
 
15. 
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, 
representa uma redução de -2,14% na atual revisão.  
 
16. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 1,84%, representa 
a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [1,84% = + (-1,81%) + (5,79%) + (-2,14%)]. 
 
17. 
O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.   
 
Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO  
 
18. 
O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com a 
cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes.   
 
19. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os 
valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado, e a 
participação de cada valor na composição da receita da concessionária.  
 
 
 
 
 
-1,67%
0,18%
-1,45%
1,12%
5,79%
-2,14%
1,84%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 – Revisão tarifária da BRAGANTINA 
 
  Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-3,82%
-2,94%
75,31%
Encargos Setoriais
-6,66%
-1,67%
23,80%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
-3,23%
-0,00%
0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-29,47%
-4,78%
11,66%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
14,98%
0,21%
1,66%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
9,93%
0,47%
5,27%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
132,44%
2,38%
4,26%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
7,27%
0,06%
0,84%
ONS
16,11%
0,00%
0,01%
Custos de Transmissão
2,87%
0,18%
6,54%
Rede Básica
-20,97%
-0,51%
1,95%
Rede Básica Fronteira
35,01%
0,41%
1,63%
MUST Itaipu
14,47%
0,07%
0,55%
Transporte de Itaipu
27,92%
0,06%
0,26%
Conexão
28,55%
0,04%
0,16%
Uso do sistema de distribuição
6,08%
0,11%
2,00%
Custos de Aquisição de Energia
-3,17%
-1,45%
44,97%
PARCELA B
4,85%
1,12%
24,69%
Custos Operacionais
-4,26%
-0,65%
14,87%
Anuidades
19,07%
0,31%
1,96%
Remuneração
46,27%
1,72%
5,55%
Depreciação
3,41%
0,09%
2,65%
Receitas Irrecuperáveis
-88,36%
-0,45%
0,06%
Outras Receitas
-0,23%
0,00%
-0,40%
Ajuste Investimentos 2CRTP
-100,00%
0,11%
-
RT considerando a varição tarifária da RTE
-1,81%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
5,79%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq. De financ. RTE)
0,37%
CVA em Processamento - Energia comprada  (Líq. De financ. RTE)
4,75%
CVA em Processamento - Transmissão  (Líq. De financ. RTE)
0,59%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-2,08%
Neutralidade dos Encargos
1,39%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-0,32%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,11%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,01%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
1,03%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Conselho de Consumidores
-0,06%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-2,14%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
1,84%
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -3,82% -2,94% 75,31%  
Encargos Setoriais -6,66% -1,67% 23,80%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE -3,23% -0,00% 0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -29,47% -4,78% 11,66%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 14,98% 0,21% 1,66%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 9,93% 0,47% 5,27%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 132,44% 2,38% 4,26%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 7,27% 0,06% 0,84%
ONS 16,11% 0,00% 0,01%  
Custos de Transmissão 2,87% 0,18% 6,54%  
  -20,97% -0,51% 1,95%
  35,01% 0,41% 1,63%
  14,47% 0,07% 0,55%
  27,92% 0,06% 0,26%
  28,55% 0,04% 0,16%
  6,08% 0,11% 2,00%
Custos de Aquisição de Energia -3,17% -1,45% 44,97%  
PARCELA B 4,85% 1,12% 24,69%  
Custos Operacionais -4,26% -0,65% 14,87%
Anuidades 19,07% 0,31% 1,96%
Remuneração 46,27% 1,72% 5,55%
Depreciação 3,41% 0,09% 2,65%
Receitas Irrecuperáveis -88,36% -0,45% 0,06%
Outras Receitas -0,23% 0,00% -0,40%
Ajuste Investimentos 2CRTP -100,00% 0,11% -  
RT considerando a varição tarifária da RTE -1,81%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 5,79%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq. De financ. RTE) 0,37%
CVA em Processamento - Energia comprada (Líq. De financ. RTE) 4,75%
CVA em Processamento - Transmissão (Líq. De financ. RTE) 0,59%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -2,08%
Neutralidade dos Encargos 1,39%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,32%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,11%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,01%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 1,03%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores -0,06%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,14%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 1,84%  

20. 
Em relação aos encargos setoriais, destaca-se principalmente a elevação da previsão de 
gastos com o encargo de Energia de Reserva em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de 
Energia de Reserva. Destaca-se ainda a quota CDE – Uso, que a impactou a revisão da BRAGANTINA em -
4,78%. 
 
21. 
Ressalta-se o impacto negativo de -1,45% na Parcela A, referente aos custos com compra de 
energia. Tal resultado decorre, principalmente, da queda da tarifa de repasse de potência contratada de Itaipu 
de US$ 38,07/kW por mês para US$ 25,78/kW por mês. 
 
22. 
Destaque-se, ainda, a redução de custos com as usinas hidrelétricas em regime de cotas que, 
apesar do aumento do custo unitário de R$ 33,34/MWh  para R$ 60,62/MWh, representa um impacto negativo, 
tendo em vista a maior alocação dessa energia no atual processo, a um custo unitário inferior ao custo médio 
do mix de compra da concessionária.  
 
23. 
O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:  
 
 
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
24. 
A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o último processo tarifário e a 
atual revisão: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
-1,45%
0,06%
1,32%
-0,36%
0,12%
-0,31%
-0,14%
0,67%
0,30%
-1,49%
0,00%
-2,33%
0,00%
0,71%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Ajuste - CCEAR
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
 Geração Própria
 Itaipu
 Montante de Reposição
 Proinfra

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
25. 
Com relação às Perdas na Distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas 
não técnicas é o da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O 
ponto de partida da trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no 
ciclo anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.  
  
26. 
O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora 
com outras distribuidoras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às 
perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores.  
 
27. 
No caso da BRAGANTINA, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, a média dos 
últimos 4 anos, de 0,36% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do ciclo, 
propõe-se que seja mantido o mesmo percentual de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, 
tendo em vista que a BRAGANTINA pratica um patamar de perdas não técnicas considerado baixo, e nestes 
casos a metodologia não prevê o estabelecimento de uma trajetória.    
 
28. 
No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia 
elétrica e tipo de transformadores. O referencial de perdas técnicas é calculado como percentual da energia 
injetada. O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela 
Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 0047/2016 – SRD/ANEEL, 
no percentual de 5,02% sobre a energia injetada. 
 
29. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela compreende os custos operacionais eficientes e 
o custo anual dos ativos.   
 
30. 
Desde a terceira revisão tarifária, o crescimento da Parcela B na concessionária foi de 36,6%, 
em decorrência da atualização dessa parcela de custos nos reajustes pelo IGP-M descontado do Fator X e do 
crescimento acumulado do mercado desde a última revisão.  
 
31. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionária para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas tarifas. 
Tipo de contrato
RTA 2015
Processo atual
Variação
RTA 2015
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
10.830,45
11.309,06
4,42%
300,62
313,45
4,27%
Existente - CCEAR-QTD
29.449,08
118.044,96
300,84%
215,86
248,28
15,02%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
125.594,42
134.794,34
7,33%
234,22
218,47
-6,72%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
38.859,82
40.850,94
5,12%
189,40
202,39
6,86%
Ajuste - CCEAR
7.144,77
0,00
-100,00%
388,18
0,00
-100,00%
Madeira e Belo Monte
46.315,07
58.392,27
26,08%
107,77
117,67
9,18%
Bilateral
215.435,15
200.616,00
-6,88%
173,06
186,35
7,68%
Cota Angra I e Angra II
30.194,47
29.489,91
-2,33%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
77.945,36
138.046,34
77,11%
33,34
60,83
82,45%
Itaipu
190.441,23
173.937,55
-8,67%
256,20
201,27
-21,44%
Proinfa
17.858,39
18.284,12
2,38%
382,09
502,35
31,48%
Sobra (-) / Exposição (+)
34.693,59
-129.854,67
-474,3%
191,29
181,47
-5,1%
TOTAL
824.761,81
793.910,82
-3,7%
195,43
188,86
-3,4%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  RTA 2015 Processo atual Variação  RTA 2015 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
Itaipu
Proinfa  10.830,45 11.309,06 4,42%
29.449,08 118.044,96 300,84%
125.594,42 134.794,34 7,33%
38.859,82 40.850,94 5,12%
7.144,77 0,00 -100,00%
46.315,07 58.392,27 26,08%
215.435,15 200.616,00 -6,88%
30.194,47 29.489,91 -2,33%
77.945,36 138.046,34 77,11%
190.441,23 173.937,55 -8,67%
17.858,39 18.284,12 2,38%  300,62 313,45 4,27%
215,86 248,28 15,02%
234,22 218,47 -6,72%
189,40 202,39 6,86%
388,18 0,00 -100,00%
107,77 117,67 9,18%
173,06 186,35 7,68%
162,09 206,29 27,27%
33,34 60,83 82,45%
256,20 201,27 -21,44%
382,09 502,35 31,48%
Sobra (-) / Exposição (+)  34.693,59 -129.854,67 -474,3% 191,29 181,47 -5,1%  
TOTAL  824.761,81 793.910,82 -3,7% 195,43 188,86 -3,4%  

A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores 
que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.   
 
32. 
No caso da BRAGANTINA, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas é maior do 
que o intervalo superior definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como resultado, foi 
estabelecida uma trajetória de diminuição desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final, os custos 
operacionais regulatórios alcance o limite superior do intervalo. Como a aplicação da metodologia resultou em 
uma diminuição dos custos operacionais da BRAGANTINA de -2,49% ao ano, não foi necessário ajustar a meta 
para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5%, estabelecido no regulamento.  
  
33. 
O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de reintegração 
regulatória. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela concessionária. A 
segunda considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados, e visa recompor os ativos 
afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil. 
 
34. 
A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 46,27% em relação aos valores 
hoje existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 1,72%. Essa situação é decorrente do 
efeito do aumento da Base Líquida, combinado com aumento do WACC regulatório e com o início da 
remuneração sobre Obrigações Especiais.   
 
35. 
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 3,41% em relação 
aos valores hoje existentes nas tarifas, principalmente decorrente do efeito do aumento base bruta ligeiramente 
superior ao aumento da parcela B, o que impactou as tarifas em 0,09%.  
 
36. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da 
BRAGANTINA:  
 
                                                    Tabela 4 – Componentes financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
37. 
O componente financeiro mais expressivo considerado foi a CVA de Compra de Energia. 
 
38. 
Os gráficos abaixo mostram mais detalhadamente o impacto da CVA de Compra de Energia:  
 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq. De financ. RTE)
1.262.569,06
               
0,37%
CVA em Processamento - Energia comprada  (Líq. De financ. RTE)
16.118.927,19
             
4,75%
CVA em Processamento - Transmissão  (Líq. De financ. RTE)
1.987.782,61
               
0,59%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(7.073.035,73)
              
-2,08%
Neutralidade dos Encargos
4.713.343,03
               
1,39%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(1.080.883,23)
              
-0,32%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
384.576,80
                  
0,11%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
24.952,49
                    
0,01%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
3.512.505,00
               
1,03%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
19,65
                           
0,00%
Conselho de Consumidores
(199.956,94)
                 
-0,06%
Total
19.650.799,92
             
5,79%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq. De financ. RTE) 1.262.569,06 0,37%
CVA em Processamento - Energia comprada (Líq. De financ. RTE) 16.118.927,19 4,75%
CVA em Processamento - Transmissão (Líq. De financ. RTE) 1.987.782,61 0,59%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (7.073.035,73) -2,08%
Neutralidade dos Encargos 4.713.343,03 1,39%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 (1.080.883,23) -0,32%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 384.576,80 0,11%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 24.952,49 0,01%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 3.512.505,00 1,03%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 19,65 0,00%
Conselho de Consumidores (199.956,94) -0,06%  
Total 1 9.650.799,92 5,79%  

Gráfico 3 – CVA energia por modalidade de aquisição de energia 
                       Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
39. 
O maior impacto na CVA energia se deve principalmente ao descasamento entre a despesa 
incorrida e a cobertura de ITAIPU, que teve a sua tarifa reajustada em janeiro de 2015, influenciada pelo 
aumento do dólar. Destaca-se ainda o impacto nas faturas de energia por disponibilidade e nos leilões de ajuste. 
 
40. 
Convém destacar que a EEB solicitou pleito de componente financeiro referente aos custos 
com inventários para fins de incorporação de redes particulares, porém o mesmo não foi acolhido. O artigo 10 
juntamente com seu § 1° da Resolução Normativa 229/2006 indicam que os custos decorrentes da 
incorporação das redes particulares serão considerados de acordo com metodologia e critérios adotados pela 
ANEEL e seguindo princípios de custos eficientes e investimentos prudentes. Neste sentido, como os custos 
dos inventários das redes tem características de custos operacionais sua consideração ocorre no âmbito do 
custo global de O&M por meio da comparação entre os custos eficientes e os custos reais contábeis, atendendo 
a metodologia do Submódulo 2.2 do PRORET. Cabe ainda frisar que as despesas operacionais da empresa 
não têm vinculação direta entre custo incorrido e repasse tarifário uma vez que o princípio de custos eficientes 
prevalece na consideração dos custos regulatórios.  
 
41. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários2, o montante mensal de recursos da 
CDE, a ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os 
valores mensais a serem repassados durante 2015, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo 
tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo. 
 
                                                          
2 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei   10.438/2002, com redação dada pela Lei   12.839/2013, e do Decreto   
7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos 
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de 
água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse 
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

42. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
BRAGANTINA, em relação às competências entre maio/2015 a abril/2016, é de R$ 1.144.394,05. Esse valor já 
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio/2014 e abril/2015. 
 
 
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
43. 
Dois componentes do Fator X são definidos no momento da revisão tarifária: o que trata dos 
Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência dos Custos 
Operacionais – T. 
 
44. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora 
em função da produtividade média do Setor, do crescimento do mercado e do número de unidades 
consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é 1,21%. 
 
45. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses custos 
ao longo do ciclo tarifário. O componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da BRAGANTINA é 
de 1,55%.  
 
46. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, a ser fixado nos reajustes subsequentes. 
Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir 
que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas praticadas. Na aferição do nível de qualidade do 
serviço prestado, serão considerados indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada 
distribuidora.  
 
47. 
Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da BRAGANTINA até a 
próxima revisão tarifária será de 2,76%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada 
processo de reajuste. 
 
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
 
48. 
A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública e 
o resultado da revisão tarifária.

Tabela 5 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
49. 
O item mais representativo que levou à alteração dos valores submetidos à audiência pública 
foram os componentes financeiros que contribuíram para uma variação de 1,63%. Neste caso, destaca-se o 
cálculo final da CVA Energia e Demais Itens e da Sobrecontratação/Exposição de Energia. 
 
50. 
Os Gráficos 4 e 5 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da 
receita da Distribuidora, com e sem tributos3: 
 
 
Gráfico 4 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
                                                          
3 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo 
Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, 
utilizadas as alíquotas médias de ICMS e PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento 
de Mercado da ANEEL.  
Audiência Pública - 
Participação na 
Revisão %
Final - Participação na 
Revisão %
Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-3,33%
-2,94%
0,40%
Encargos Setoriais
-1,65%
-1,67%
-0,01%
Custos de Transmissão
0,21%
0,18%
-0,03%
Custos de Aquisição de Energia
-1,89%
-1,45%
0,44%
PARCELA B
1,68%
1,12%
-0,55%
CO + Anuidades + RI
-0,62%
-0,80%
-0,18%
Remuneração
2,05%
1,72%
-0,33%
Depreciação
0,14%
0,09%
-0,05%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP
0,11%
0,11%
0,00%
RT considerando a varição tarifária da RTE
-1,66%
-1,81%
-0,16%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
4,16%
5,79%
1,63%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-2,14%
-2,14%
0,00%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE
0,05%
0,00%
-0,05%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
0,42%
1,84%
1,41%
Custo de       
Distribuição
17,1%
Custo de            
Energia
47,2%
Custo de     
Transmissão
4,4%
PROINFA 2,2%
CDE 26,0%
ESS/EER 2,3%
Outros 0,9%
Encargos     
Setorias
31,3%

Gráfico 5 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
51. 
O Gráfico 6 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, em relação à 
variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período: 
 
 
Gráfico 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Custo de       
Distribuição
18,5%
Custo de            
Energia
31,6%
Custo de     
Transmissão
4,9%
Encargos          
Setoriais
19,9%
ICMS 20,0%
PIS/COFINS 5,3%
Tributos
25,3%

DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
52. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi 
obtido pela aplicação da nova metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 
2014, após realizada a Audiência Pública 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do 
PRODIST4.  
 
53. 
Na Audiência Pública   006/2016 não houve contribuição relativa aos limites de DEC e FEC da 
Distribuidora. A EEB apresentou apenas um pedido de reconfiguração de conjuntos, em razão da inauguração 
de uma nova subestação. Assim, a Distribuidora passará de 6 para 7 conjuntos de unidades consumidoras.  
 
54. 
No Gráfico 7 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC 
e FEC para a EEB. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média 
anual é de 2,73% no DEC e 5,67% no FEC.  
 
 
Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da EEB 
Fonte: Nota Técnica no 52/2016-SRD/ANEEL. 
 
                                                          
4 “5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD 
conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades 
consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte 
procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho dos 
conjuntos; e 
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”  
11,60
11,23
11,43
12,32
14,43
13,36
11,36
14,96
11,55
8,80
10,67
8,92
11,40
10,30
7,98
9,26
14,27
14,11
13,20
12,33
11,46
11,25
10,94
10,63
9,91
20,21
17,92
16,84
15,78
14,70
14,29
13,22
12,07
11,10
9,78
9,35
9,10
8,68
8,55
10,38
9,69
8,96
8,81
7,96
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - EEB
DEC Apurado
FEC Apurado
DEC Limite
FEC Limite
DEC Limite Proposto
FEC Limite Proposto
20,21                                
17,92
16,84
15,78
14,70
14,27 14,11 14,29                                
13,20 13,22
12,33
11,46 11,25 10,94                            12
10  ,07
11,10
,63 10,38
9,91 9,69
8,96 8,81 8,55  
                11,                
                    11,            
                                
                                
11,60  11,55  11,23    11,43  10,67  12,32    14,43  11,40  13,36  10,30  11,36    14,96    9,78
9,35 9,10
8,68
7,96
      8,80        8,92            7,98    9,26  

55. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 8 e 9 apresentam 
uma comparação entre os limites da EEB e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte localizadas na 
Região Sudeste: 
 
 
Gráfico 8 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica no 52/2016-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 9 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste 
Fonte: Nota Técnica no 52/2016-SRD/ANEEL. 
 
56. 
Observa-se que os limites de DEC da EEB estão aderentes à realidade da região. Já o limite 
de FEC atualmente é o mais elevado dentre as distribuidoras comparáveis, razão pela qual está sendo reduzido 
mais intensamente que o DEC. 
 
57. 
Com respeito aos indicadores individuais DIC, FIC, DMIC e DICRI, os limites são definidos a 
partir dos indicadores coletivos DEC e FEC, como consta no Anexo I do Módulo 8 do PRODIST. A violação aos 
limites dos indicadores individuais resulta em compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 6 
apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela EEB entre 2013 e 2015: 
 
 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 1 
Milhão
EEB
CAIUÁ-D
CNEE
CPFL Jaguari
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
DMED
EDEVP
ELFSM
EMG
ENF
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 1 
Milhão
EEB
CAIUÁ-D
CNEE
CPFL Jaguari
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
DMED
EDEVP
ELFSM
EMG
ENF

Tabela 6 – Compensações efetuadas pela EEB 
Ano 
Nº de Compensações Compensação (R$) 
2013 
110.246  
247.289,08  
2014 
97.352  
264.479,15  
2015 
191.356  
1.339.964,11  
Fonte: site da ANEEL. 
 
 
 
III. DIREITO 
 
58. 
A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: 
 
a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei no 
10.848, de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 
1995, em especial ao inciso V;  
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995; 
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009; 
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – PRODIST; 
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no 12/1999. 
 
 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
59. 
Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 
48500.004452/2015-41 e 48500.000128/2016-34, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma 
das Resoluções anexas, a fim de:  
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da Empresa Elétrica Bragantina 
S.A. – EEB, a vigorar a partir de 10 de maio de 2016, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos  consumidores de 1,84%, sendo 2,06% para os consumidores em alta 
tensão e  1,68% para os consumidores em baixa tensão;  
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da EEB ; 
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas 
como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo; 
d) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de 
energia de reserva – EER; 
e) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à EEB, de modo a custear 
os descontos retirados da estrutura tarifária;
  Ano  Nº de Compensações  Compensação (R$)  
  2013  110.246  247.289,08  
    97.352  264.479,15  
    191.356  1.339.964,11  

f) fixar o componente Pd  do Fator X de 1,21%; 
g) fixar o componente T do Fator X de 1,55%; 
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem 
observados pela EEB; e 
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os processos tarifários de 2016 
a 2020: 
 
 
2016 
2017 
2018 
2019 
2020 
Perdas Técnicas (sobre Energia 
Injetada) (%) 
5,02% 
5,02% 
5,02% 
5,02% 
5,02% 
Perdas Não Técnicas (sobre 
Mercado BT) (%) 
0,36% 
0,36% 
0,36% 
0,36% 
0,36% 
 
Brasília, 3 de maio de 2016. 
 
 
 
JOSÉ JURHOSA JUNIOR 
Diretor
  2016  2017  2018  2019  2020
Perdas Técnicas (sobre Energia
Injetada) (%)  5,02%  5,02%  5,02%  5,02%  5,02%
Perdas Não Técnicas (sobre
Mercado BT) (%)  0,36%  0,36%  0,36%  0,36%  0,36%