VOTO 
 
PROCESSO: 48500.001070/2016-46 
 
INTERESSADO: Eletrobrás Distribuição Rondônia - CERON  
 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da Eletrobrás Distribuição Rondônia - CERON, a vigorar a partir 
de 30 de novembro de 2016. 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
 
A Centrais Elétricas de Rondônia S/A -  CERON é prestadora1 de serviço público de distribuição 
de energia elétrica e atende cerca de 600 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica 
representa faturamento anual na ordem de R$ 1,4 bilhões. 
 
2. 
No processo tarifário de 2015, as tarifas da CERON foram, em média, reajustadas em 13,41%, 
sendo este o efeito tarifário médio percebido pelos usuários da concessionária, conforme consta da Resolução 
Homologatória nº 1.987/2015. 
 
3. 
Em 29/02/2016, por meio de sorteio antecipado, fui designado como relator do processo de 
reajuste tarifário anual de 2016 da concessionária. 
 
4. 
Em 26/07/2016 expirou o prazo estabelecido para que a CERON assinasse o novo Contrato 
de Concessão a fim de formalizar suas intenções de se manter como agente prestador do serviço público de 
distribuição de energia elétrica em sua área de concessão. A CERON optou pela não assinatura do novo 
Contrato de Concessão e abdicou do seu direito de renovação da concessão. 
 
5. 
Em 05/08/2016, foi publicada a Portaria MME nº 422, a qual designou a CERON como 
Responsável pela Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, nos termos e condições 
estabelecidos na Portaria MME nº 388, de 26/07/2016, até a assunção de novo concessionário ou até 
31/12/2017, o que ocorrer primeiro. A Portaria de designação estabeleceu que o reajuste tarifário para CERON 
fosse realizado de modo ordinário e com periodicidade anual, a partir de 30/11/2016. 
 
6. 
No dia 17/11/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da CERON as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução 
Normativa nº 652/2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET – Procedimentos 
de Regulação Tarifária. 
 
7. 
Em 18/11/2016, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 380/2016, 
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da CERON. Na mesma data, foi consultado o Cadastro de 
Inadimplentes do Setor Elétrico, administrado por esta Agência, e identificou-se que constam inadimplências 
relativas às obrigações setoriais registradas em nome da CERON, conforme estabelecido na Resolução 
Normativa nº 538/2013. 
 
8. 
É o relatório. 
 
1 De acordo com a Portaria nº 422, de 03 de agosto de 2016.

II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
9. 
No que se refere às condições para aplicação do reajuste tarifário anual, a CERON encontra-
se inadimplente quanto a obrigações intrassetoriais de competências posteriores à designação como Prestação 
do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nos termos e condições da Portaria MME nº 388/2016. 
 
10. 
Neste caso, a inadimplência da Empresa não impede que o reajuste seja processado, já que, 
como veremos a seguir, o resultado do reajuste é no sentido de diminuir a tarifa dos consumidores da CERON.  
 
11. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CERON conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de -6,32%, sendo de -7,61%, em média, para os consumidores conectados na 
Alta Tensão e de -5,82%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 380/2016-SGT/ANEEL, de 18/11/20162. 
 
12. 
O efeito médio de -6,32% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada 
dos componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até 
a data do reajuste em processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
reajuste tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes.  
 
13. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -9,46 pontos 
percentuais (p.p.) ao se adotarem como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente 
contidos nas tarifas, sendo -10,68 p.p. referente à variação de custos de Parcela A e 1,22 p.p. à variação de 
custos da Parcela B. 
 
14. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -3,14 p.p.. Já o efeito da 
retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa um acréscimo de 6,27 
p.p. no índice de reajuste. 
 
15. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -6,32 [-6,32 = -
9,46 -3,14 + 6,27], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados: 
 
a) IRT de -9,46% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B; 
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de -
3,14%; e 
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de 6,27%.  
 
16. 
O Gráfico 1 e a Tabela 2 apresentam os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
 
2 As demais tabelas, gráficos e figuras tem origem na mesma fonte. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-7,61%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-5,82%
Efeito Médio AT+BT
-6,32%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio

17. 
Os custos da Parcela A representam 75,24% dos custos da Concessionária. A variação desses 
custos representou -10,68 p.p. na composição do índice de reajuste tarifário. 
 
18. 
O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -4,96% em comparação com os 
valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito médio de -1,00%. Destaca-se, 
principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, decorrente da aprovação das cotas anuais da CDE 
para o ano de 2016, conforme Resolução Homologatória nº 2.077/2016, que contribuiu para um efeito médio 
de -3,94% no atual reajuste da CERON. Já os custos com transmissão sofreram a variação de -0,68% em 
relação ao reajuste tarifário anterior, correspondendo ao efeito médio de -0,01%.   
 
19. 
O custo de compra de energia sofreu uma variação de -16,85% em relação ao processo 
anterior, contribuindo para um efeito médio de -9,67%. Contribuiu para esse efeito negativo a redução do custo 
de cobertura dos contratos bilaterais no sistema isolado da CERON, resultado da alteração da metodologia de 
cálculo do ACRmédio.  
 
20. 
O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia e a Tabela 3 demonstra 
a variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao RTA 2015. 
 
 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
-9,67%
0,01%
0,00%
-0,39%
-0,25%
-0,74%
-8,28%
0,23%
-0,64%
-0,05%
0,43%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
 Geração Própria
Proinfra
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
1.456,89
1.485,30
1,95%
248,83
371,03
49,11%
Existente - CCEAR-QTD
3.727,10
3.799,78
1,95%
292,94
320,12
9,28%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
476.802,85
353.610,24
-25,84%
214,02
186,41
-12,90%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
7.064,24
50.141,89
609,80%
152,40
116,57
-23,51%
Madeira e Belo Monte
346.296,97
509.627,54
47,16%
111,89
120,38
7,58%
Bilateral
3.123.068,20
3.530.251,88
13,04%
273,08
219,77
-19,52%
Cota Angra I e Angra II
114.277,28
114.099,39
-0,16%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
385.464,62
532.413,47
38,12%
35,82
65,04
81,59%
Geração Própria
17.789,18
18.185,80
2,23%
278,02
219,88
-20,91%
Proinfa
72.012,48
74.398,31
3,31%
240,68
324,19
34,70%
Sobra (-) / Exposição (+)
-985.078,89
-1.642.200,93
66,7%
230,89
190,26
-17,6%
TOTAL
3.562.880,93
3.545.812,68
-0,5%
231,09
193,07
-16,5%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
0,01% 0,00% 0,23% 0,43%
-0,39% -0,25% -0,74% -0,64% -0,05%
-8,28%
-9,67%
latoT PSD-RAECC DTQ-RAECC PSD-RAECC DTQ-RAECC etnoM laretaliB II 3102/387.21 airpórP arfniorP
argnA
oleB e oãçareG
I
- etnetsixE - etnetsixE -avitanretlA -avitanretlA e ariedaM argnA º n ieL
atoC
satoC
e e
avoN avoN  0,01% 0,00% 0,23% 0,43%
  -0,39% -0,25% -0,74% -0,64% -0,05%
-8,28%
-9,67%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Geração Própria
Proinfa  1.456,89 1.485,30 1,95%
3.727,10 3.799,78 1,95%
476.802,85 353.610,24 -25,84%
7.064,24 50.141,89 609,80%
346.296,97 509.627,54 47,16%
3.123.068,20 3.530.251,88 13,04%
114.277,28 114.099,39 -0,16%
385.464,62 532.413,47 38,12%
17.789,18 18.185,80 2,23%
72.012,48 74.398,31 3,31%  248,83 371,03 49,11%
292,94 320,12 9,28%
214,02 186,41 -12,90%
152,40 116,57 -23,51%
111,89 120,38 7,58%
273,08 219,77 -19,52%
162,09 206,29 27,27%
35,82 65,04 81,59%
278,02 219,88 -20,91%
240,68 324,19 34,70%
Sobra (-) / Exposição (+)  -985.078,89 -1.642.200,93 66,7%  230,89 190,26 -17,6%
TOTAL  3.562.880,93 3.545.812,68 -0,5%  231,09 193,07 -16,5%

21. 
Os custos da Parcela B representam 24,76% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 1,22% no efeito médio a ser percebido pelos consumidores. Para a atualização da Parcela B, 
considerou-se a variação acumulada, entre novembro de 2015 e outubro de 2016, do IGP-M, de 8,78%, 
descontado o Fator X, de 3,02%.  
 
22. 
A Resolução Homologatória nº 1.657/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os valores 
dos componentes Pd e T do Fator X em 2,02% e 0,00%, respectivamente, a serem aplicados na atualização 
da Parcela B nos reajustes tarifários da CERON. 
 
23. 
Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, o componente Q (qualidade 
do serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da variação dos 
indicadores de DEC e FEC apurados nos últimos dois anos disponíveis. No caso do atual reajuste da CERON 
a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos de 2014 e 2015 foi de 20,12% de modo que o 
valor de componente Q do Fator X a ser aplicado na atualização da Parcela B é de 1,00%.  
 
24. 
Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 
8,78%, subtraída do Fator X, de 3,02%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 5,76%. 
 
25. 
Quanto aos componentes financeiros a serem recuperados no próximo período tarifário, 
destaca-se a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA concernente aos 
encargos setoriais, que representou um impacto no atual reajuste de -2,35%, após reversão dos respectivos 
financeiros concedidos na RTE. 
 
26. 
Cabe destacar ainda que no último processo tarifário foi concedido componente financeiro 
devido a aplicação das tarifas com efeitos das liminares que contestavam os valores da Conta de 
Desenvolvimento Energético – CDE, denominado de Ajuste Liminar Abrace, e que será revertido neste 
processo tarifário com base no Despacho ANEEL nº 1.576/2016, que revogou o Despacho nº 2.792/2015. No 
caso da CERON, a reversão do Ajuste Liminar ABRACE foi de -R$ 1.325.187,55 (valor negativo de um milhão, 
trezentos e vinte e cinco, cento e oitenta e sete reais e cinquenta e cinco centavos). 
 
27. 
A SGT ressalta que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias 
Vermelha e Amarela e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVA Energia, 
contribuiu para que a tarifa da CERON não sofresse um aumento adicional médio de 6,58%. A Tabela 4 
apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
 
Tabela 4 – Componentes Financeiros

28. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da 
receita da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se 
destina ao ressarcimento dos custos incorridos no pagamento: 
 
a) Da geração (compra de energia); 
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), 
de depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e 
c) Dos encargos setoriais3 e dos tributos4. 
 
 
 
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos 
 
 
 
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos 
 
 
3  No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
4 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 17,3% para o ICMS e de 5,0% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a 
fatura, contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 28,71% 
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de       
Distribuição
24,8%
Custo 
de            
Energi
a
50,8%
Custo de     
Transmissão
1,3%
Encargos          
Setoriais
23,1%
Custo de       
Distribuição
19,2%
Custo de            
Energia
39,5%
Custo de     
Transmissão
1,0%
Encargos          
Setoriais
18,0%
ICMS 17,3%
PIS/COFINS 5,0%
Tributos
22,3%

29. 
A SGT destacou que o efeito médio a ser percebido pelos consumidores da CERON, de -6,32% 
contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse nos últimos 9 anos acima da variação 
do IGP-M (79,86%) e do IPCA (75,95%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
 
30. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da 
CDE a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os 
valores mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo 
processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.  
 
31. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
CERON, em relação às competências entre novembro/2016 a outubro/2017, é de R$ 4.578.114,99 (quatro 
milhões, quinhentos e setenta e oito mil, cento e quatorze reais e noventa e nove centavos). Esse valor já inclui 
o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre novembro/2015 e outubro/2016. 
 
 
III. DIREITO 
 
32. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: (a) Leis nº 
9.427/1996, 10.438/2002 e 12.111/2009; (b) Decretos nº 7.246/2010, 7.945/2013; (c) Portarias MME nº 388, de 
5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, 
a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte 
incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com 
mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
350,78
397,43
318,06
351,23
388,95
412,97
393,94
377,85
437,32
437,32
492,35
461,05
630,92 
617,19 
nov/07
nov/08
nov/09
nov/10
nov/11
nov/12
nov/13
nov/14
mar/15
mar/15
nov/15
nov/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
700,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA

26/07/2016 e nº 422, de 03/08/2016; e Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia 
Elétrica nº 05/2001-ANEEL. 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
33. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.001070/2016-46, voto pela emissão 
de resolução homologatória, como a minuta anexa, a fim de: 
 
a) homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CERON - Centrais Elétricas 
de Rondônia  S/A., a vigorar a partir de 30 de novembro de 2016, que conduz ao efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de -6,32%, sendo de -7,61% em média para 
os consumidores conectados em alta tensão e de -5,82% para os consumidores em baixa 
tensão; 
 
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da CERON; 
 
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas 
como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;  
 
d) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de 
energia de reserva – EER; 
 
e) homologar em R$ 4.578.114,99 (quatro milhões, quinhentos e setenta e oito mil, cento e 
quatorze reais e noventa e nove centavos) o valor mensal de recursos da Conta de 
Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras 
S.A. – Eletrobras à CERON, de modo a custear os descontos retirados da estrutura 
tarifária; 
 
Brasília, 29 de novembro de 2016. 
 
 
 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor