VOTO 
 
 
 
PROCESSO: 48500.004731/2015-12 
 
INTERESSADOS: Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores 
Livres – ABRACE, Light Serviços de Eletricidade S.A., Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS, Eletrobras 
Distribuição Amazonas, Eletrobras Distribuição Rondônia, Eletrobras Distribuição Acre, Eletrobras Distribuição 
Roraima e Eletrobras - Centrais Elétricas do Brasil S/A. 
 
RELATOR: Diretor José Jurhosa Junior. 
 
RESPONSÁVEL: Diretoria - DIR 
 
ASSUNTO: Pedidos de Reconsideração interpostos pela Associação Brasileira de Grandes Consumidores 
Industriais de Energia e de Consumidores Livres – ABRACE, Light Serviços de Eletricidade S.A., Petróleo 
Brasileiro S.A. – Petrobras, Eletrobras Distribuição Amazonas S.A., Eletrobras Distribuição Rondônia, 
Eletrobras Distribuição Acre S.A., Eletrobras Distribuição Roraima S.A. e Centrais Elétricas do Brasil S.A. – 
Eletrobras, em face da Resolução Homologatória 2.018/16, que homologou as quotas anuais definitivas da 
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE para o ano de 2016 e do Despacho 314/16, que fixou os valores 
de despesas a serem suportadas pela CDE. 
 
 
I. RELATÓRIO 
1. 
Em 2/2/2016, a Diretoria, ao apreciar o resultado da AP 83/15, homologou as cotas anuais da 
CDE para 2016, conforme a Tabela 1 a seguir. 
 
Tabela 1 – Orçamento CDE para 2016 - REH 2.018/2016 
DEFINIÇÃO DAS QUOTAS CDE 2016 (Em R$ milhões) 
DESPESAS 
(A) AP 083 
(B) NT 21/16-SGT 
(C) REH 2.018/16 
(C-B) 
Universalização – PLpT 
973 
973 
973 
0 
Baixa Renda 
2.200 
2.239 
2.239 
0 
CCC 
5.759 
6.339 
6.339 
0 
Indenização de Concessões 
1.242 
1.242 
1.242 
0 
Subvenção Carvão Mineral Nacional 
906 
1.005 
1.005 
0 
Descontos Tarifários 
5.926 
6.156 
6.156 
0 
Subvenção RTE 
310 
310 
310 
0 
Restos a pagar do ano anterior 
  
  
  
0 
Verba MME 
27 
27 
27 
0 
Financiamentos Concedidos - RGR 
1.094 
  
1.094 
1.094 
Total 
18.437 
18.291 
19.385 
1.094 
RECEITAS 
(A) AP 083 
(B) NT 21/16-SGT 
(C) REH 2.018/16 
(C-B) 
UBP 
612 
612 
612 
0 
Multas 
180 
180 
180 
0 
Recursos da União 
  
  
  
0 
RGR - Quotas 
908 
908 
908 
0 
RGR - Reposição de Financiamentos 
1.094 
1.094 
1.094 
0 
RGR e CDE - Parcelamentos a receber  
108 
108 
108 
0 
Saldo em Conta 
  
64 
64 
0 
Cotas CDE - Energia  
3.347 
3.472 
3.472 
0 
Cotas CDE - Uso 
12.187 
11.853 
12.947 
1.094 
Total 
18.437 
18.291 
19.385 
1.094
  DEFINIÇÃO DAS QUOTAS CDE 2016 (Em R$ milhões)                          
  DESPESAS      (A) AP 083      (B) NT 21/16-SGT      (C) REH 2.018/16      (C-B)  
  Universalização – PLpT      973      973      973      0  
  Baixa Renda      2.200      2.239      2.239      0  
  CCC      5.759      6.339      6.339      0  
  Indenização de Concessões      1.242      1.242      1.242      0  
  Subvenção Carvão Mineral Nacional      906      1.005      1.005      0  
  Descontos Tarifários      5.926      6.156      6.156      0  
  Subvenção RTE      310      310      310      0  
  Restos a pagar do ano anterior                        0  
  Verba MME      27      27      27      0  
  Financiamentos Concedidos - RGR      1.094            1.094      1.094  
  Total      18.437      18.291      19.385      1.094  
  RECEITAS      (A) AP 083      (B) NT 21/16-SGT      (C) REH 2.018/16      (C-B)  
  UBP      612      612      612      0  
  Multas      180      180      180      0  
  Recursos da União                        0  
  RGR - Quotas      908      908      908      0  
  RGR - Reposição de Financiamentos      1.094      1.094      1.094      0  
  RGR e CDE - Parcelamentos a receber      108      108      108      0  
  Saldo em Conta            64      64      0  
  Cotas CDE - Energia      3.347      3.472      3.472      0  
  Cotas CDE - Uso      12.187      11.853      12.947      1.094  
  Total      18.437      18.291      19.385      1.094  

2. 
A referida deliberação, consubstanciada na REH 2.018/16, homologou as quotas anuais da 
CDE para 2016 e fixou os valores de despesas suportadas pela Conta, nos termos do Despacho 314/2016. 
Asssim, o orçamento da CDE para 2016 resultou em R$ 19,385 bilhões, sendo o valor custeado pelos 
consumidores de energia, por meio de encargo tarifário, de R$ 12,947 bilhões. 
 
3. 
No período de 19/2 a 29/2/106, foram interpostos seis pedidos de reconsideração em face dos 
referidos atos, destacando-se, a seguir, os pontos atacados pelas partes nos respectivos pleitos. 
 
4. 
Em 19/2/2016, a Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de 
Consumidores Livres – ABRACE1 interpôs Pedido de Reconsideração em que questiona:  
• Programa Luz para Todos - PLPT, Baixa Renda e Descontos tarifários;  
• Indenização de concessões e subvenção RTE: indevida manutenção do subsidio cruzado 
entre consumidores do ACL e do ACR;  
• Critério de rateio dos custos da CDE;  
• Subvenção Carvão Mineral Nacional;  
• Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; 
• Obrigações pendentes da CCC; 
• Financiamentos concedidos – RGR; 
• Equacionamento de pendências. 
 
5. 
Em 19/2/2016, a Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras2 requereu a reconsideração da decisão 
que fixou “a quantidade de gás natural para reembolso pela Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, 
referente aos compromissos de "take-or-pay” (ToP) e "ship-or-pay” (SoP) do gasoduto Urucu-Manaus, de 
4.076.156 m3/dia”, de modo que os valores de ToP e SoP constantes no contrato de gás natural celebrados 
entre a Petrobras e a AmE sejam integralmente reembolsados pela CCC”. 
 
6. 
Em 22/2/2016, a Light - Serviços de Eletricidade S.A3 arguiu: 
• A inconstitucionalidade do critério de rateio das cotas anuais da CDE entre as regiões, com 
cota anual 4,53 vezes maior para o submercado S/SE/CO em relação ao N/NE; 
• A ilegalidade da inclusão de R$ 1,094 bilhão no orçamento da CDE de 2016, a título de 
financiamento da RGR, que representa R$ 74 milhões adicionais em sua cota anual. 
 
7. 
Em 29/2/2016, as Empresas de Distribuição da Eletrobras (Amazonas, Rondônia, Acre e 
Roraima)4 apresentaram Pedido de Reconsideração visando a reconsideração do item (ii) - "Rubrica 
Obrigações Pendentes", constante no Despacho 314/2016, e a não aplicação de glosa na referida rubrica.  
 
8. 
Em 29/2/2016, a Amazonas Distribuidora de Energia S.A.5 solicitou: 
• Provisionamento dos custos com gás natural no orçamento da CCC feito separando o 
faturamento do gás natural efetivamente fornecido das obrigações de ToP e SoP;  
1 Recurso Administrativo, com pedido de efeito suspensivo, em face da REH 2.018/2016, bem como contra o Despacho 314/2016, 
interposto pela ABRACE. SIC 48513.003800/2016-00. 
2 Recurso Administrativo em face da REH 2.018/2016, interposto pela Petrobras. SIC 48513.003797/2016-00. 
3 Pedido de Reconsideração em face a REH 2018/2016 ANEEL, interposto pela Light. SIC 48513.003817/2016-00. 
4 CTA DR-B 002/2016, de 29/2/2016. Pedido de Reconsideração em face ao Despacho 314/2016, interposto pelas Empresas de 
 Distribuição da Eletrobras. SIC 48513.004971/2016-00. 
5 CTA-PR 030/201, de 29/2/2016. Pedido de Reconsideração em face ao Despacho 314/2016 ANEEL, interposto pela Amazonas 
Distribuidora de Energia S.A. SIC 48513.004973/2016-00.

• Não aplicar limites no reembolso do gás natural, provisionando integralmente os 
compromissos de ToP e SoP e seus encargos, de forma a não tornar insustentável situação 
econômica da AmE; 
• No cálculo do orçamento do PAC 2016 da AmE seja considerado o preço atual praticado do 
gás natural, visto que há pedido de reconsideração quanto à fixação do preço regulatório 
da tarifa de transporte do GN no âmbito do processo 48500.000289/2014-66. 
 
9. 
Em 29/2/2016, a Centrais Elétricas do Brasil S/A – Eletrobras6 requereu a reconsideração do 
item (ii) do Despacho 314/16, com vistas à não aplicação de glosa para os valores relativos a "Rubrica 
Obrigações Pendentes”. 
 
10. 
Em 29/2/2016, o processo veio a minha relatoria. 
 
11. 
Em 8/4/2016, minha assessoria7 solicitou a coordenação da Superintendência de Gestão 
Tarifária - SGT quanto à avaliação técnica dos diferentes aspectos dos pedidos. 
 
12. 
Em 6/5/2016, a SGT8 solicitou a manifestação da Procuradoria Federal junto à ANEEL – 
PF/ANEEL quanto à inclusão no orçamento da CDE de valores a serem liberados para fins de quitação de 
contratos de financiamento da RGR 
 
13. 
Em 18/5/2016, em resposta à consulta formulada pela SGT, a PF/ANEEL expediu parecer9 
acerca da legalidade da REH 2.018/16. 
 
14. 
Em 7/6/2016, por tratar-se de matéria relevante, destaquei os Pedidos de Reconsideração 
interpostos pela ABRACE e Light quanto à despesa de R$ 1,094 bilhão, referente ao saldo a liberar de contratos 
de financiamento da RGR para custear programas de universalização. 
 
15. 
Em 26/8/2016, a SRG10 analisou os pedidos de reconsideração interpostos pela ABRACE, 
Eletrobrás e Empresas de Distribuição da Eletrobras (Amazonas, Rondônia, Acre e Roraima) no que tange às 
parcelas de carvão mineral e da CCC, que compõem o orçamento total da CDE de 201611. 
 
16. 
Em 4/10/2016, a SGT12 analisou os pedidos de reconsideração apresentados pela ABRACE e 
Light quanto ao critério de rateio do encargo tarifário e às previsões de gastos com Indenizações de 
Concessões, Programa Luz para Todos, Subvenção para Redução Tarifária Equilibrada, Subvenção da Tarifa 
Social de Energia Elétrica e dos demais descontos tarifários. 
 
17. 
É o relatório. 
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
18. 
De um lado, a ABRACE questionou a transparência, a devida motivação e a fiscalização, e até 
mesmo a legalidade de itens de despesa da CDE 2016, no que foi acompanhada pela Light. De outro lado, 
tem-se a Eletrobras e as distribuidoras do grupo, que reivindicam a revisão de glosa, bem como a Petrobras 
6 CTA-DR-00828/2016, de 29/2/2016. Pedido de Reconsideração em face ao Despacho 314/2016. SIC 48513.004964/2016-00 
7 Memorando 151/2016-ASD/ANEEL, de 8/4/2016. 
8 Memorando 176/2016 – SGT/ANEEL, de 6/5/2016. 
9 Parecer 00240/2016/PFANEEL/PGF/AGU, de 18/5/2016. SIC 48516.001578/2016-00. 
10 Nota Técnica 088/2016-SRG /ANEEL, de 26/8/2016. 
11 Despacho 314, de 2/2/2016. 
12 Nota Técnica 334/2016-SGT/ANEEL, de 4/10/2016.

que se apresenta como parte interessada na reforma da decisão atacada, em decorrência de contrato firmado 
com a AmE e diante do receio de que a distribuidora deixe de honrar o referido contrato. 
 
19. 
Registre-se que a ABRACE requereu a suspensão do item (iii) do Despacho 314/2016 e da 
autorização para concessão dos financiamentos de recursos da RGR, considerada no montante homologado 
na REH 2.018/16, até a decisão final quanto ao seu Pedido de Reconsideração. Todavia, o Despacho 493, de 
25/2/2016, negou efeito suspensivo ao pedido. 
 
20. 
Assim, do conjunto de questões arguidas, algumas têm natureza técnica, que envolvem a 
definição de valores ou de critérios, a compensação de custos incorridos arcados pelos consumidores com a 
compra mínima de gás em montante superior à capacidade máxima de geração do parque térmico em Manaus 
e a transferência para a conta dos custos com a conversão para o gás natural da geração de Manaus, que não 
reduziu os custos globais, e outras trazem aspectos jurídicos que ensejaram a apreciação da Procuradoria 
Federal, a exemplo da rubrica de despesa referente a financiamentos de RGR13. 
 
21. 
Passo à análise dos pleitos. 
 
II.1. ABRACE 
22. 
No seu pedido, a ABRACE14 tece considerações a respeito do Programa Luz para Todos – 
PLpT, Subvenção Baixa Renda e Descontos tarifários. 
 
II.1.1. 
PROGRAMA LUZ PARA TODOS – PLPT, BAIXA RENDA E DESCONTOS TARIFÁRIOS 
23. 
Quanto à previsão de gastos da CDE com o PLpT, a ABRACE questiona a falta de prestação de 
contas e de detalhamento quanto às despesas incorridas. 
 
24. 
A partir de tais argumentos, a ABRACE julga que a Diretoria deve emitir comando expresso às 
áreas técnicas e aos órgãos responsáveis com vistas à adoção de providências para que o orçamento da 
CDE/2016 seja transparente em todos os seus custos e devidamente motivado, nos termos do art. 2º, da Lei 
9.784/99 e do art. 16, inc. II e § 1º, da REN 273/07 (Item i do Pedido). 
 
25. 
Quanto à TRANSPARÊNCIA, vale destacar que as informações consideradas pela ANEEL na 
consolidação do orçamento da CDE, para fins de cálculo das cotas anuais, são divulgadas e amplamente 
discutidas no âmbito das audiências públicas.  
 
26. 
Em relação à MOTIVAÇÃO, a Nota Técnica da SGT15 relaciona, para cada item de receita e 
despesa da CDE, a base legal, os responsáveis pelas informações e os documentos oficiais que 
fundamentaram os valores utilizados na fixação das cotas de 2016 e disponibilizados na AP 83/15. 
 
I.1.1.1. PROGRAMA LUZ PARA TODOS – PLPT  
27. 
A governança do PLpT prevê o Comitê Gestor Nacional de Universalização e os Comitês 
Gestores Estaduais, que exercem a gestão compartilhada do Programa. Coordenado pelo MME, o Programa é 
operacionalizado pela Eletrobras, tendo como agentes executores as concessionárias e permissionárias de 
distribuição e cooperativas de eletrificação rural.  
 
28. 
Os recursos do Programa são provenientes da CDE, na forma de subvenção econômica, da 
RGR, na forma de financiamento, e de recursos próprios dos agentes executores, na forma de investimento.  
13 SIC 48516.001578/2016-00: Parecer 240/2016/PFANEEL/PGF/AGU, 18/5/2016. 
14 SIC 48513.003800/2016-00 
15 Item 40 da Nota Técnica 334/2016-SGT/ANEEL, de 04/10/2016, parágrafo 40, Tabela 3.

29. 
Por outro lado, as metas e os prazos, do Programa são definidos pelo MME, em cada Estado 
ou área de concessão ou permissão. As premisas para implantar o PLpT, fontes de recursos, custos de 
referência, especificações físicas e técnicas, são estabelecidas nos Termos de Compromisso firmados entre 
cada agente executor e a União, por intermédio do MME, com a interveniência da ANEEL e da Eletrobras. 
 
30. 
Atualmente, 101 distribuidoras atingiram 100% de universalização na área urbana, faltando 
apenas 14 distribuidoras na área rural. 
 
31. 
Para 2016, o MME informou a previsão de gastos no Programa16 de R$ 972.529.015,25. 
 
32. 
À Eletrobras cabe a análise dos Programas de Obras, a celebração dos contratos de 
financiamento da RGR e a concessão de subvenção da CDE. Cabe-lhe, ainda, gerenciar os contratos, 
realizando a liberação dos recursos financeiros e a comprovação de sua aplicação. Antes de firmar um contrato, 
a Eletrobras efetua a análise técnico-orçamentária do Programa de Obras, assistida pelo MME, interagindo com 
o agente executor até alcançar condição compatível com os recursos previstos. O Programa de Obras, contém 
o número de consumidores a serem atendidos e o detalhamento dos materiais, equipamentos e serviços 
necessários, com os respectivos custos. 
 
33. 
Na gestão dos contratos e acompanhamento da execução dos Programas de Obras, a 
Eletrobras utiliza a ferramenta computacional denominada Sistema de Gerenciamento de Projetos, no qual os 
agentes executores cadastram dados sobre as obras finalizadas, cuja comprovação se dá via inspeções físicas 
e financeiras.  
 
34. 
Nas inspeções físicas, a Eletrobras realiza visitas as obras para confrontar as informações 
físicas cadastradas pelos agentes executores no Sistema. Nas inspeções financeiras, é realizada a verificação 
de documentos, coleta de dados e confirmação das informações financeiras anteriormente enviadas à 
Eletrobras. 
 
35. 
Em conclusão, conforme destacado pela SGT, a legislação e regulamentação aplicáveis ao 
PLpT contemplam as condições necessárias à TRANSPARÊNCIA requerida pela ABRACE, bem como a 
fiscalização desta Agência, que é realizada periodicamente, conforme cronogramas de trabalho das áreas 
responsáveis. 
 
I.1.1.2. TARIFA SOCIAL DE ENERGIA ELÉTRICA – TSEE  
36. 
A partir de 2013, com as alterações introduzidas pela MP 579/12, convertida na Lei 12.783/13, 
a subvenção da TSEE, antes coberta parcialmente pela estrutura tarifária das distribuidoras, passou a ser 
integralmente compensada pela CDE. 
 
37. 
Em 2016, o montante de repasse da CDE para a subvenção à TSEE, calculada pela SRD17, 
foi de R$ 2,239 bilhões, que considera: (i) a quantidade de famílias beneficiadas em dez/2015 de 8.883.889, 
com desconto médio por família de R$ 19,99; (ii) o crescimento vegetativo médio de 0,31% a.m. na quantidade 
de famílias beneficiadas; (iii) e projeção do IGP-M de 6,59%18. 
 
16 a) encerramento de contratos com meta concluída: R$ 121.911.938,46; b) contratos em andamento para atender 76.526 domicílios: 
R$ 586.935.727,12; c) novos contratos para atender 8.500 domicílios em rede: R$ 136.192.524,00; d) novos contratos para atender 
4.594 domicílios em Regiões Remotas dos Sistemas isolados: R$ 127.488.825,67. 
17 Memorando 470/2015- SRD/ANEEL, de 23/11/2015. 
18 Boletim Focus de 22/01/2016.

38. 
Conforme destaca a SGT, o cálculo da subvenção da CDE para a Tarifa Social consta de 
planilha disponibilizada nos resultados da AP 83/2015 e os seus repasses mensais são homologados por meio 
de Despachos da Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, conforme metodologia 
estabelecida na REN 47/12. 
 
39. 
Para a concessão da subvenção da CDE, mensalmente as distribuidoras enviam à SRD 
informações relativas à diferença de receita decorrente da aplicação da TSEE, e todas as informações quanto 
ao mercado beneficiado são submetidas periodicamente à fiscalização da ANEEL pelas áreas responsáveis. 
 
40. 
Assim como no PLpT, a legislação e regulamentação acerca da TSEE contemplam os 
requisitos necessários à TRANSPARÊNCIA requerida pela Associação, bem como a fiscalização desta Agência, 
que é realizada periodicamente, conforme cronogramas de trabalho das áreas responsáveis. 
 
I.1.1.3. DEMAIS DESCONTOS TARIFÁRIOS 
41. 
A respeito dos descontos tarifários compensados pela CDE (Baixa Renda, Rural, Irrigação, 
Fontes Incentivas, etc.), a ABRACE argumenta que a ANEEL se limita a atualizar os valores do orçamento com 
base em previsão de variação de mercado e de preço, sem avaliar o universo de usuários beneficiados, por 
meio de um processo de fiscalização. 
 
42. 
Trata-se de função da CDE compensar descontos tarifários aplicados aos usuários do serviço 
público de distribuição de energia elétrica, além do consumidor da subclasse residencial baixa renda. 
 
43. 
Os descontos19 em questão são aplicados aos seguintes usuários: (i) gerador e consumidor de 
fonte incentivada; (ii) atividade de irrigação e aquicultura em horário especial; (iii) agente de distribuição com 
mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; (iv) serviço público de água, esgoto e saneamento; (v) classe rural; 
subclasse cooperativa de eletrificação rural; e (vi) subclasse serviço público de irrigação. 
 
44. 
Os descontos tarifários foram retirados da estrutura tarifária das 63 concessionárias de 
distribuição por ocasião da Revisão Tarifária Extraordinária – RTE, realizada pela ANEEL em 24/1/2013. Para 
12 permissionárias de distribuição, os mesmos descontos foram retirados da estrutura tarifária na RTE realizada 
em 2/4/2013; e para outras 26 permissionárias, em 16/7/2013. 
 
45. 
Até 2012 esses mesmos descontos eram compensados pelos consumidores das áreas de 
concessão onde estava localizado o mercado subsidiado, mediante ajuste na estrutura tarifária. 
 
46. 
Os repasses mensais da CDE às distribuidoras para compensar os descontos incidentes sobre 
as tarifas de energia e de uso do sistema de distribuição são fixados pela ANEEL nos processos tarifários de 
cada distribuidora, com base em informações de faturamento (mercado, tarifas e descontos) constantes do 
banco de dados da ANEEL20 e são periodicamente fiscalizados pelas áreas responsáveis. 
 
47. 
Os repasses mensais permanecem fixos nos próximos 12 meses e a diferença entre os 
descontos efetivamente praticados e os valores recebidos são apurados no processo tarifário subsequente, 
com atualização pelo IPCA, sendo incorporados aos repasses do próximo período. 
 
48. 
Em 2016, a SGT realizou a previsão de subvenção da CDE com descontos tarifários, de 
R$ 6,156 bilhões, com base nos valores dos repasses mensais vigentes, fixados nas resoluções homologatórias 
de cada distribuidora, cujo cálculo consta de planilha disponibilizada na AP 83/15. 
 
19 Inciso VII, art. 13, da Lei 10.438/2002, regulamentado pelos artigos 1º e 2º do Decreto 7.891/2013. 
20 Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP.

49. 
Do exposto, em relação às considerações da ABRACE relativas ao Programa Luz para Todos 
– PLpT, Subvenção Baixa Renda e Descontos tarifários, entendo que a Associação incorre em equívoco tanto 
nas alegações quanto na intenção de pautar as deliberações deste Colegiado. Ainda que o pedido não vise a 
reforma de decisão ou de ato emanado desta Agência, tratando-se de mero questionamento relacionado à 
gestão, à governança da Conta e à atuação desta Agência, encaminho pelo seu indeferimento.  
 
 
II.1.2. 
INDENIZAÇÃO DE CONCESSÕES E SUBVENÇÃO REDUÇÃO TARIFÁRIA EQUILIBRADA - RTE 
50. 
A ABRACE alega a indevida manutenção de subsídios cruzados entre os consumidores do 
ACL e os do ACR, em razão da consideração das rubricas “Indenizações de Concessões” e “Redução Tarifária 
Equilibrada” na composição do encargo da CDE incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e 
transmissão. 
 
51. 
Reconhece a base legal21 que deu origem a rubrica "Indenização de Concessões, porém, 
argumenta que esses custos não poderiam ser rateados entre os consumidores do ACL, uma vez que a captura 
da denominada “renda hidráulica” decorrente do regime de prorrogação de concessões foi alocada aos 
consumidores das distribuidoras, ou seja, ao ACR.  
 
52. 
Destaca ainda que: “(i) somente a lei pode estabelecer a política tarifaria; (ii) o encargo deve 
estar voltado a obrigação de manter serviço adequado; (iii) sujeito passivo deve ser aquele que se utiliza do 
serviço cuja adequada manutenção é propiciada pela política custeada pelo encargo; (iv) ninguém é obrigado 
a fazer ou deixar de fazer algo senão em virtude de lei; e (v) na ausência de lei, não se presume que terceiro 
arcará com o custo financeiro da política pública, mas sim o próprio beneficiário”. 
 
53. 
Assim, requer que as despesas "Indenização de Concessões" referente a parcela de geração 
e "Subvenção RTE" sejam alocadas apenas ao ACR, de modo a não instituir subsidio cruzado. (Item ii do 
Pedido). 
 
54. 
A destinação de recursos da CDE para a amortização de operações financeiras vinculadas à 
indenização por ocasião da reversão das concessões está prevista no inciso IV do art. 13 da Lei 10.438/02. 
 
55. 
Segundo a SGT, considerando que as concessões que não foram objeto de renovação 
antecipada nos termos da Lei 12.783/12 já passaram pelo processo de licitação e que as respectivas cotas de 
energia foram alocadas entre as distribuidoras, observando critérios definidos na REN 631/14, não se 
perpetuando a redução tarifária equilibrada de 2013, dado ainda o não aporte de recursos da União na CDE 
pelo segundo ano consecutivo e a falta de previsão legal para a correção monetária dessa subvenção e para o 
seu prazo de aplicação, na deliberação do orçamento da CDE de 2016 decidiu-se pelo seu encerramento a 
partir dos processos tarifários ordinários de 2016 das respectivas distribuidoras beneficiárias. 
 
56. 
Assim, considerando a data do aniversário contratual das concessionárias em 2016, o valor 
levado ao orçamento da CDE de 2016 foi de R$ 310,387 milhões. Com isso, no orçamento anual de 2017 não 
haverá previsão de despesa da CDE para o item Subvenção Redução Tarifária Equilibrada. 
 
57. 
Vale registrar que, uma vez que não há comando legal expresso que autorize excluir 
consumidores específicos do rateio de custos da CDE, a ANEEL não pode definir que os consumidores livres 
21 Lei 10.438/2002: Art. 13.  Fica criada a Conta de Desenvolvimento Energético - CDE visando ao desenvolvimento energético dos 
Estados, além dos seguintes objetivos: (Redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013) 
IV - 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; (Redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013)

não devem contribuir com o rateio das indenizações de concessões e com a redução tarifária equilibrada, ou 
que esses custos sejam cobertos exclusivamente com recursos do Tesouro Nacional.  
 
58. 
Assim, a ANEEL restringe-se a definir as cotas anuais da CDE, que decorrem da diferença de 
um rol de despesas e de receitas, restando sua alocação tarifária se realizar em função do consumo de energia, 
no caso uma componente da TUSD ou TUST definida em MWh, aplicável aos consumidores do ACR e do ACL. 
Por conseguinte, encaminho por negar provimento ao pedido para que a ANEEL aloque apenas aos 
consumidores do ACR as despesas "Indenização de Concessões" referente à parcela de geração e "Subvenção 
RTE", a fim de não instituir subsídio cruzado. 
 
II.1.3. 
CRITÉRIO DE RATEIO DOS CUSTOS DA CDE  
59. 
A ABRACE questiona o critério de rateio dos custos da CDE22. Pondera que, tendo a lei 
determinado a cobrança da CDE nas Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão ou Distribuição (TUST e 
TUSD), a alocação dos custos da CDE deve observar a mesma lógica aplicada na construção dessas tarifas, 
ou seja, o rateio de custos deve ser proporcional ao uso dos sistemas de T e D.  
 
60. 
Alega que a ANEEL recorreu ao art. 74 do Decreto 5.163/04 para justificar a interpretação de 
que a CDE deve ser cobrada com base no montante de energia comercializado, e não na proporção do uso 
dos sistemas de distribuição e transmissão. 
 
61. 
Argumenta ainda que a alteração da forma de rateio da CDE corrige distorção que foi ampliada 
quando os custos de políticas públicas deixaram de ser absorvidos pelo orçamento da União para serem 
transferidos à CDE, sem base legal para tanto, onerando os grandes consumidores de energia. 
 
62. 
Assim, requer a alteração da REH 2.018/16, de maneira a estabelecer tarifas que reflitam a 
alocação dos custos da CDE na proporção do uso dos sistemas de transmissão e distribuição da energia (TUSD 
ou TUST). (Item iii do Pedido). 
 
63. 
Conforme destacado pela SGT, desde 2002, o pagamento das cotas anuais da CDE sempre 
esteve associado ao consumo da energia elétrica e não ao uso das redes de T e D, e que a atual redação do 
§1º, art. 13, da Lei 10.438/02, mantém expressamente a forma de rateio e de cobrança do encargo da CDE que 
vinha sendo aplicada até o ano 2012. 
 
64. 
A alteração do veículo de cobrança da CDE em 200423, da Tarifa de Energia (TE) para as 
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição ou Transmissão (TUSD ou TUST), foi devida ao crescimento do 
mercado livre e da necessidade de abertura dos contratos de fornecimento em contratos distintos para a compra 
de energia e para a conexão e uso das redes. Isso porque como os consumidores livres não pagam a TE - 
atribuída apenas ao consumidor cativo, que compra energia exclusivamente da concessionária local - a 
cobrança da CDE na TUSD/TUST era a única forma de ser alcançar todos os consumidores de energia. 
Entretanto, apesar da alteração do veículo de cobrança da CDE, a sua incidência permaneceu a mesma, ou 
seja, aplicada ao consumo da energia elétrica e não ao uso da rede. 
 
65. 
A SRG destaca que a Lei 10.438/2002 determinou a recuperação dos custos da CDE via cotas, 
pagas por todos aqueles que comercializem energia elétrica com consumidor final, mediante encargo incluído 
nas tarifas de uso dos sistemas de T ou de D. Dessa forma, as cotas são determinadas pelo montante de 
energia, isto é, via um custo unitário para cada agente comercializador e através deste custo unitário determina-
22 Nota Técnica 21/2016-SGT/ANEEL. 
23 Lei 10.848/04.

se as cotas. Se na distribuição das quotas observa-se o mercado de energia elétrica, não há porque se observar 
a forma de uso quando da definição das tarifas aos consumidores finais. Assim, considera-se que a cobrança 
da CDE na TUSD/TUST, definida em R$/MWh, é a forma tecnicamente correta de cobrar um encargo setorial 
destinado ao custeio de políticas públicas, pois resulta na definição de um mesmo custo unitário para todos os 
consumidores, sem distinguir tipo de mercado (livre ou cativo), nível de tensão ou localização da conexão do 
consumidor às redes elétricas. Por derradeiro, inexistia comando legal estabelecendo a cobrança do encargo 
de forma proporcional ao uso da rede. 
 
66. 
Apenas uma política tarifária legalmente constituída com o objetivo de incentivar o consumidor 
conectado em alta tensão poderia definir a forma de rateio pleiteada. Nesse sentido, registre-se que a Lei 
13.360, de 17/11/2016, define nova regra de rateio da CDE a partir de 2017, com diferenciação de custo unitário 
entre os níveis de tensão (AT = 1/3 BT, MT = 2/3 BT). Portanto, a partir dessa regra nova será possível 
estabelecer critério de rateio diferente do vigente. Assim sendo, encaminho por negar provimento ao pedido 
para promover o rateio da CDE 2016 segundo a metodologia de rateio das tarifas que a veiculam - TUSD e 
TUST. 
 
II.1.4. 
SUBVENÇÃO AO CARVÃO MINERAL  
67. 
Quanto à despesa referente a subvenção do carvão mineral nacional, a ABRACE destaca que 
a ANEEL decidiu: aprovar a previsão de subvenção para o Carvão Mineral que compõe o orçamento da CDE 
de 2016 em R$ 1.005.404.297,19 e determinar a SFG realizar diligências para levantar o volume de estoque 
eventualmente acumulado pela CGTEE e reembolsado pela CDE, de modo que, tão logo seja concluída essa 
análise, se aplique a glosa no respectivo reembolso. 
 
I.1.4.1. DESPESAS DE CARVÃO DA CGTEE  
68. 
A ABRACE destaca que a Eletrobras informou à ANEEL que o estoque do Complexo Médici 
alcançou o nível de 3 milhões de toneladas no final de 2015, suficiente para suportar a geração por período 
superior a um ano. Ao apontar que a fiscalização pode constatar valores de estoque ainda maiores, requer a 
glosa de 100% dos custos estimados com carvão mineral do Complexo Presidente Médici. 
 
69. 
Assim, dos R$ 137,55 milhões de reembolso dos custos de combustível do Complexo, requer 
que seja considerado apenas R$ 16,86 milhões, mediante a glosa de R$ 120,69 milhões. (Item iv do Pedido). 
 
70. 
Segundo a SRG, o trabalho de contabilização do estoque ainda não foi concluído pela 
fiscalização da geração, não sendo possível, no momento, afirmar qual qual seria o montante reembolsado pela 
CDE e não utilizado nas usinas termelétricas do complexo Presidente Médici 
 
71. 
Na linha da redução de reembolso, cabe mencionar que a SRG, a partir de pleito da CGTEE, 
recomendou a redução da atual compra mínima, de 1.600.000 t/ano para 800.000 t/ano, bem como orientou a 
CGTEE a iniciar ações para consumir a quantidade de combustível pago e não utilizado, no sentido de recompor 
a capacidade produtiva da central geradora e de negociar com o supridor do combustível a redução da compra 
mínima contratada para o valor de 200.000 t/ano24. 
 
72. 
Outro ponto a destacar é o corte de reembolso já aplicado à CGTEE por não atingimento da 
geração de referência, conforme ocorreu nos exercícios anteriores25. Em 2013 o corte foi de 34,5%, em 2014 
de 40,6%, em 2015 de 62,4% e em 2016 de 61,8%. Como se vê, nos últimos dois anos a CGTEE recebeu o 
24 Nota Técnica nº 032/2016-SRG/ANEEL, de 12/4/2016. SIC 48550.000438/2016-00 
25 Ver “valores reembolsados por mês de referência”, no site www.eletrobras.com.br, programas e fundos setoriais, CDE.

reembolso médio de 38% do custo total com combustíveis, o que minimiza o efeito do estoque acumulado de 
carvão mineral sob reembolso da CDE. Na prática, o mecanismo de corte trazido pela REN 500/12 adequa o 
nível de reembolso ao real consumo de carvão pela usina. 
 
73. 
Nessa linha, concordo com a ponderação da SRG de que a hipótese de corte total do 
reembolso acarretaria instabilidade à cadeia produtora do carvão naquela região, com prejuízos à continuidade 
do suprimento às centrais geradoras nos próximos exercícios, o que torna esta opção inviável do ponto de vista 
regulatório.  
 
74. 
Assim, acompanho o entendimento da SRG de que o corte total do reembolso do custo de 
combustíveis destinados ao complexo Presidente Médici não é adequado, em razão da existência de processo 
que trata da redução da compra mínima de carvão mineral dessas usinas e de fiscalização em andamento 
sobre o estoque de carvão mineral. Por conseguinte, encaminho por negar provimento ao pedido da ABRACE 
para a glosa de R$ 120,69 milhões no valor proposto para fins de reembolso dos custos de combustível do 
Complexo Presidente Médici. 
 
II.1.5. 
CONTA DE CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS – CCC 
75. 
A ABRACE alega que, no orçamento de 2016, a estimativa do consumo de gás natural pelas 
usinas termelétricas que compoem o parque térmico a gás natural do Sistema Manaus se deu com base na 
capacidade de geração dessas usinas, no montante de 590 MWméd, enquanto que, no respectivo desconto do 
ACRméd foi considerado o montante de energia do último processo tarifário da Eletrobras Amazonas 
Distribuidora, equivalente a 548,91 MWméd. 
 
76. 
Ao acrescer 41,09 MWméd ao montante de energia considerado na apuração do chamado 
“desconto ACR”, chegou ao valor de R$ 106,22 milhões (valor unitário do ACRmédio 2016 é R$ 295,10/MWh). 
Assim, requer, em razão da correta valoração da contrapartida do ACRmédio da AmE, seja deduzido o referido 
montante do orçamento da CDE 2016. (Item v do Pedido). 
 
77. 
Conforme aponta a SRG, o contrato de gás natural se baseia em regime de ToP e SoP, de 
forma que não depende necessariamente da produção de energia, mas sim da capacidade de geração das 
usinas. Observa ainda que as estimativas feitas para a definição do corte de quantidade de gás natural para o 
orçamento da CCC de 2016 levou em conta o menor valor entre o contrato de gás e a capacidade de geração 
de cada usina (montante estimado de 590 MWméd) a qual pode perfeitamente diferir do mercado considerado 
no tratamento tarifário. 
 
78. 
Portanto, não cabe aumento do desconto no valor do ACRméd em função da diferença entre o 
mercado considerado na tarifa da Eletrobras Amazonas e a capacidade de geração estimada das usinas a gás 
natural de Manaus, uma vez que o valor foi estimado para fins de dimensionamento dos montantes contratuais 
de gás natural em regime de ToP e SoP. Assim, encaminho por negar provimento ao pedido de reconsideração 
para o aumento do desconto do ACRmed em função da diferença entre o mercado considerado na tarifa da 
Eletrobras Amazonas Distribuidora e a estimativa da capacidade de geração das usinas a gás natural. 
 
II.1.6. 
OBRIGAÇÕES PENDENTES DA CCC 
79. 
No âmbito da AP 83/15, as Distribuidoras da Eletrobras (Amazonas, Ceron, Boa Vista e 
Eletroacre), a Petrobras Gás e Energia, a Petrobras Distribuidora e a Eletrobras encaminharam contribuições 
visando incluir no orçamento da CDE 2016 os valores referentes às “obrigações pendentes”.

80. 
A Eletrobras, enquanto gestora da CDE, apresentou contribuição informando a firmatura de 
Contratos de Confissão de Dívidas - CCDs, no total de R$ 9,4 bi26, em função da falta de repasse aos 
beneficiários da CCC por carência de recursos financeiros no caixa da Conta. Com vistas à comprovação das 
despesas referentes às “obrigações pendentes”, a Eletrobras encaminhou planilha resumo contendo o custo 
para 2016 dos valores devidos pelas distribuidoras Amazonas, Ceron, Boa Vista e Eletroacre em função de três 
CCDs firmados e de montante pendente relativo à Termonorte II. 
 
81. 
Segundo a SRG, os valores “pendentes de reembolso”, obtidos junto ao sítio da Eletrobras na 
Internet27, somavam R$ 5,2 bi28. Tendo em vista que a Eletrobras requereu R$ 9,4 bi, a título de “obrigações 
pendentes”, a SRG29 recomendou a inclusão da despesa de R$ 2,4 bi30, equivalente ao repasse de 55%31 dos 
R$ 4,4 bi32 solicitados para 2016.  
 
82. 
Assim, nos termos do Despacho 314, de 2/2/2016, foi aprovada a previsão de custos da CCC 
no orçamento da CDE 2016 no valor de R$ 6,3 bi33, sendo R$ 4,1 bi34 referente a gastos correntes, R$ 2,4 bi 
relativo a “obrigações pendentes” e R$ 301 mi35 de crédito referente a devolução de receita excedente da AmE, 
bem como foi determinado à Eletrobras só repassar aos beneficiários da CCC os valores relativos às 
“obrigações pendentes” para os quais haja comprovação de materialidade e memórias de cálculos dos custos 
incorridos e não pagos, com vistas a posterior demonstração às áreas de fiscalização da ANEEL. 
 
83. 
Diante da aprovação dos valores supramencionados, a ABRACE requereu a não inclusão de 
qualquer valor referente às ''obrigações pendentes da CCC" (Item vi do Pedido) no orçamento da CDE/2016. 
Por outras palavras, solicita a glosa de 100% da rubrica. 
 
84. 
Argui ainda que, nos termos da Nota Técnica 10/2016-SRG/ANEEL, de 29/1/2016, fixou-se um 
teto no valor de R$ 2.449.842.920,46, que não foi devidamente explicitado no item (iii) do Despacho 314/16, 
ensejando que a decisão deixou esse valor em aberto, gerando incerteza aos consumidores pagantes da CDE 
quanto ao vulto de "restos a pagar". Tomando por empréstimo a figura dos embargos de declaração, acolho a 
manifestação por tratar-se de mera omissão, pois não faria sentido a decisão deixar esse limite em aberto, 
diante da existência de devida motivação em sentido contrário. 
 
85. 
De outro lado, a Eletrobras e as Empresas de Distribuição do grupo solicitaram a não aplicação 
da glosa. Para tanto, com vistas à comprovar as despesas incorridas na rubrica “obrigações pendentes”, a 
empresa encaminhou um total de 100 arquivos em Excel e 2 arquivos em PDF. 
 
86. 
Para o devido processamento do pedido de reconsideração, a SRG36 solicitou à Eletrobras o 
envio das planilhas correspondentes ao arquivo “Cálculo do Reembolso – Distribuidoras”, em base mensal, 
desde julho de 2009.  
26 R$ 9.460.344.202,05. 
27 Planilhas disponíveis no sítio da Eletrobras na Internet relativos ao período 2011-2015, apontam um montante passível de 
reembolso igual a R$ 5.265.988.055,27. 
28 R$ 5.265.988.055,27. 
29 Nota Técnica 010/2016-SRG/ANEEL, de 29/1/2016. 
30 R$ 2.449.842.920,46. 
31 R$ 5.265.988.055,27 / R$ 9.460.344.202,05 = 0,55. 
32 O montante de R$ 4.454.259.855,39 resulta da soma das parcelas de três CCDs que seriam pagas em 2016 (1º CCD: 
R$  740.851.590,83; 2º CCD: R$ 408.269.787,33, e 3º CCD: R$ 1.906.110.580,22), conforme planilhas enviadas pela Eletrobras, 
mais os outros itens das “obrigações pendentes” constantes no PAC 2016 (R$ 1.399.027.897,01). 
33 R$ 6.338.933.288,99. 
34 R$ 4.190.568.727,01. 
35 R$ 301.478.358,48. 
36 Ofício 058/2016-SRG/ANEEL, de 15/3/2016. SIC 48550.000307/2016-00.

87. 
Em resposta, a Eletrobras37 encaminhou novo conjunto de planilhas. Assim, foram entregues 
279 arquivos relativos a planilhas em Excel intituladas “Cálculo do Reembolso – Distribuidoras”, com dados 
mensais desde julho de 2009 até junho de 2015, relativos aos custos que compõem o Custo Total de Geração 
– CTG e o valor reembolsado para as distribuidoras envolvidas nos CCDs (Amazonas Energia, CERON, 
Eletroacre e Boa Vista), mais a Termonorte II, o que representa 98% das planilhas necessárias para a SRG 
proceder a análise do CTG. 
 
88. 
Desse modo, o que se discute é a manutenção da glosa no patamar de 45%, tal como previsto 
no Despacho 314/16, a aplicação da glosa de 100%, conforme propõe a ABRACE, ou a não aplicação de glosa 
na rubrica “obrigações pendentes”, como desejam a Eletrobras e as suas distribuidoras.  
 
89. 
A partir das informações enviadas, tanto no primeiro quanto no segundo conjunto de planilhas, 
a SRG constatou divergências entre o firmado nos CCDs e os valores relativos a “restos a pagar”. No caso da 
AmE, cerca de 70% dos valores “restos a pagar” da memória de cálculo não coincidem com a correspondente 
soma dos três CCDs. Tal percentual é maior no caso das demais distribuidoras: 75% na Ceron, 100% na 
Eletroacre, e 83% na Boa Vista. 
 
90. 
A despeito das informações complementares, a SRG constatou persistir a divergência entre a 
memória de cálculo e o firmado nos CCDs. No caso da AmE, 62% dos valores “restos a pagar” da memória de 
cálculo não coincidem com o total mensal dos CCDs; na Ceron, esse valor é de 94%, na Eletroacre, 91%, e na 
Boa Vista, 55%. 
 
91. 
Portanto, a partir das constatações da SRG e diante da qualidade dos dados disponíveis, bem 
como da realocação de valores entre uma memória de cálculo e outra, sem a devida justificativa por parte da 
Eletrobras, encaminho por negar provimento ao pedido de reconsideração da Eletrobras e de suas Empresas 
de Distribuição. 
 
92. 
Resta, portanto, apreciar a solicitação da ABRACE, que propõe atribuir valor zero à rubrica  
“obrigações pendentes”. Por opostuno, registro, que a proposta da SRG, assim como a da ABRACE, resulta de 
análises prévias com base em dados globais, que exigem exame mais aprofundado, a partir de auditoria das 
despesas incorridas e dos pagamentos efetuados, para o levantamento dos valores efetivamente devidos.  
 
93. 
Para tanto, é indispensável avaliar, mês a mês, distribuidora a distribuidora, os valores de CTG 
incorridos e os reembolsos realizados, considerando-se o combustível consumido, conforme o Sistema de 
Coleta de Dados – SCD, e de acordo com os limites de consumo específico da REN 427/11; a geração 
produzida, conforme dados do SCD; a valoração do combustível, de acordo com os limites de preço 
estabelecidos na REN 427/11; os valores pactuados nos contratos de compra de energia e aluguel de 
máquinas; e os comprovantes dos reembolsos realizados pela Eletrobras a favor das distribuidoras. 
 
94. 
Neste cenário, cabe mencionar as recentes alterações na legislação setorial, a Lei 13.299, de 
21/6/2016, e a Lei 13.360, de 17/11/2016. Esta última, dentre outros temas, visa melhorar a gestão da CDE e 
reduzir estruturalmente as suas despesas, de modo a diminuir o seu impacto na tarifa do consumidor final. 
 
95. 
Somente após o recálculo dos valores e o reprocessamento dos custos incorridos e dos 
pagamentos realizados e à luz da recente alteração na legislação, será possível definir os valores de 
“obrigações pendentes” pleiteados pela Eletrobras para repasse via CCC. Porém, até que tal ocorra, entendo 
prudente manter a glosa atual, nos termos do Despacho 314/16.  
37 Carta CTA-DFT-0971/2016, de 15/3/2016.

96. 
Assim sendo, encaminho por negar provimento ao pedido da ABRACE para se efetivar a glosa 
de 100% da rubrica “obrigações pendentes”, assim como ao pedido da Eletrobras e das Empresas de 
Distribuição do grupo para assegurar a totalidade dos valores de “obrigações pendentes” para repasse via CCC  
ficando, portanto, mantida a glosa da rubrica, nos termos do Despacho 314/16. 
 
 
II.2. LIGHT38  
97. 
Em síntese, a Light requer: (i) recálculo das cotas de CDE, refazendo-se o rateio entre os 
consumidores das diferentes regiões do país de forma condizente com princípios constitucionais; e (ii) exclusão 
do valor de R$ 1,094 bilhão, a título de financiamento da RGR no orçamento da CDE. 
 
98. 
O item (ii) resulta prejudicado, posto que foi apreciado em 7/6/2016, quando da deliberação 
parcial dos pedidos de reconsideração interpostos pela Light, bem como pela ABRACE, conforme decisão 
consubstanciada no Despacho 1.531/16 e na REH 2.077/16. 
 
99. 
Quanto ao item (i) a SGT registra que o tema tem sido recorrente nas audiências públicas 
realizadas pela ANEEL, quando da fixação das cotas anuais. Nesse sentido, a ANEEL reafirma seu 
posicionamento vinculado à legalidade do critério, tanto quanto à definição das cotas anuais da CDE, como à 
repercussão dessas nas tarifas, inexistindo dispositivo legal ou regulatório alterando a forma de rateio das cotas 
entre os subsistemas ou que retire a proporcionalidade do encargo com a energia comercializada. 
 
100. 
Conforme aponta a SGT, em atendimento à redação original do art. 13 da Lei 10.438/02, as 
cotas iniciais da CDE para o ano de 2003 foram fixadas em valores idênticos àquelas estipuladas para o rateio 
da CCC dos Sistemas Elétricos Interligados do ano de 2001 - mecanismo previsto no §1º, art. 11, da Lei 
9.648/1998 – que continha uma relação de 4,53 entre as cotas dos subsistemas S/SE/CO e N/NE. Nos anos 
subsequentes, até 2012, esses mesmos valores sofreram atualização pelo crescimento do mercado e pelo 
Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA. 
 
101. 
A partir de 2013, embora o cálculo da cota anual da CDE deixou de resultar da mera atualização 
do valor inicial pela inflação e o crescimento do mercado, passando a corresponder à diferença entre o total 
das necessidades de recursos da Conta e suas demais fontes de receita39, manteve-se, de forma expressa, a 
proporcionalidade com relação aos valores fixados em 2012, ou seja, preservou-se a diferenciação regional 
entre cotas dos subsistemas S/SE/CO e N/NE40. 
 
102. 
O novo marco legal da CDE altera não só a formação e a destinação dos recursos dos Fundos 
Setoriais, mas também a forma de rateio das políticas públicas do setor entre os consumidores, uma vez que 
todos os custos atualmente cobertos pela CDE, inclusive aqueles que no antigo regime eram custeados por 
outros encargos - como a CCC e a RGR, rateados conforme o mercado e a receita, respectivamente - passaram 
a refletir nas tarifas considerando essa mesma diferenciação regional. No entanto, uma vez inseridos na CDE, 
retira-se do regulador a competência de alocação de custos. 
 
103. 
Outro aspecto relevante quanto ao rateio das cotas da CDE é que o Decreto 7.891/13 concedeu 
isenção às distribuidoras dos sistemas isolados, cuja comercialização de energia é regida pela Lei 12.111/09. 
Essas concessionárias recolherão recursos à CDE apenas a partir do reajuste tarifário subsequente à sua 
38 Pedido de Reconsideração, de 19/2/2016. SIC 48513.003817/2016-00. 
39 Lei 10.438/2002, art. 13, § 2º. 
40 Lei 10.438/2002, art. 13, § 3º.

interligação ao SIN, conforme regulamentação da ANEEL. Ressalta-se que no regime anterior, as 
concessionárias dos sistemas isolados já não pagavam as cotas da CDE, em função daquelas terem sido 
estabelecidas em valores idênticos à antiga CCC dos Sistemas Interligados. Todavia, pagavam o extinto 
encargo da CCC, que no novo regime foi incorporado à CDE. Com isso, promoveu-se também uma alteração 
no universo de agentes/consumidores que contribuem com o custeio das políticas setoriais da CDE. 
 
104. 
Vale mencionar que, recentemente, a Lei 13.299/16 e a Lei 13.360/16 introduziram alterações 
na CDE, afetando a sua gestão, seus usos e fundos e o critério de rateio das cotas. Com relação a esse último 
ponto, a nova regra, constante nas disposições da Lei 13.360/16, estabelece período de transição, de 2017 a 
2030, para a equalização do custo unitário no SIN, eliminando a relação de 4,53 entre os subsistemas S/SE/CO 
e N/NE, mas, por outro lado, define diferenciação de custo unitário entre os níveis de tensão (AT = 1/3 BT, MT 
= 2/3 BT). 
 
105. 
Em conclusão, encaminho por negar provimento ao pedido formulado pela Light para o 
recálculo das cotas de CDE, posto que as referidas alterações legais na CDE ratificam a atual metodologia de 
rateio das cotas, em vigor desde a origem desse encargo, devendo perdurar até 2016, e reforça o argumento 
de que qualquer alteração de critério deve decorrer de disposição legal expressa.  
 
 
II.3. REEMBOLSO INTEGRAL DAS QUANTIDADES E PREÇOS CONTRATADOS DE GÁS NATURAL 
II.3.1. PETROBRAS41 
106. 
A Petrobras alega que a decisão da ANEEL de fixar a quantidade de gás natural para 
reembolso pela CCC, referente aos compromissos de ToP e SoP do gasoduto Urucu-Manaus afetou a esfera 
jurídica de seus interesses, restando evidente a sua legitimidade e interesse na reforma da decisão atacada, 
consubstanciada na REH 2.018/2016. 
 
107. 
Nesse sentido, requer a reconsideração do item (iv) do Despacho 314/16, que fixou em 
4.076.156 m3/dia a quantidade de gás natural para reembolso pela CCC, referente aos compromissos de ToP 
e SoP do gasoduto Urucu-Manaus. Alega que, desde 2006, data do contrato firmado, a AmE faz jus ao valor 
correspondente à quantidade contratada de gás e não ao limite máximo de consumo do gás natural atrelado à 
potência instalada. 
 
108. 
A Petrobras também pleiteia que a ANEEL use o valor da parcela do transporte praticada antes 
da publicação da REH 2.005/15 (R$ 21,94/MMBtu) até a decisão de seu Pedido de Reconsideração no âmbito 
do Processo 48500.000289/2014-66, e do processo da Transportadora Associada de Gás S.A - TAG junto à 
Agência Nacional do Petróleo - ANP (Processo ANP 48610.013611/2009-11). 
 
109. 
No referido pedido de reconsideração, além de solicitar a não aplicação de qualquer limite ao 
preço da parcela transporte, a Petrobras também requereu a suspensão dos efeitos da REH 2.005/15 até a 
decisão final da ANP sobre a tarifa de transporte no âmbito do GTA (Gas Transport Agreement), e, caso a tarifa 
decidida pela ANP seja diversa do valor constante do GSA (Gas Supply Agreement), a ANEEL considere os 
demais custos de comercialização. 
 
110. 
Todavia, em 18/10/2016, a ANEEL negou provimento ao recurso interposto pela Petrobras em 
face da REH 2.005/15. 
 
41 Pedido de Reconsideração, de 19/2/016. SIC 48513.003797/2016-00

II.3.2. AMAZONAS DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A42 
111. 
Por sua vez, a Amazonas Distribuidora requer: 
i) o provisionamento dos custos com gás natural no orçamento da CCC seja feito de forma 
correta, separando o faturamento do gás natural efetivamente fornecido das obrigações de "ToP" e "SoP";  
ii) não se apliquem limites no reembolso do gás natural diferentes daqueles estabelecidos nos 
Anexos I, II e III da REN 427/11, provisionando integralmente os compromissos de ToP e SoP e seus encargos, 
de forma a não causar a insustentabilidade econômica da Amazonas Energia; e  
iii) no cálculo do orçamento do PAC 2016 da Amazonas Energia seja considerado o preço atual 
praticado do gás natural, visto que está em análise pela ANEEL os pedidos de reconsideração quanto a fixação 
do preço regulatório da tarifa de transporte do GN no âmbito do processo 48500.000289/2014-66. 
 
112. 
A Eletrobras Distribuição Amazonas e a Petrobras requerem o provisionamento integral dos 
custos com gás natural no orçamento da CCC, considerando o faturamento do gás natural efetivamente 
fornecido e tendo em vista suas obrigações de "take-or-pay” (ToP) e de "ship-or-pay” (SoP) 
 
113. 
Como se vê, os recursos interpostos pela Eletrobras Distribuição Amazonas e a Petrobras 
contestam a decisão da ANEEL de fixar a quantidade de gás natural para reembolso pela CCC, referente aos 
compromissos ToP e SoP do gasoduto Urucu-Manaus, e visam a provisão integral desses compromissos. 
 
114. 
A SRG pondera que houve aumento dos dispêndios, na medida em que o gás natural não foi 
consumido, no entanto, foi pago. Por outro lado, foi necessário manter a geração a óleo combustível por 
determinado período, fato que onerou duplamente o consumidor final de energia elétrica. 
 
115. 
Conforme destaca a SRG, a redução da quantidade de gás natural, para fins de reembolso da 
CCC, mira a eficiência da gestão, de modo a evitar desperdícios e promover o melhor uso dos recursos públicos 
por parte dos agentes beneficiários da CCC. Portanto, não se questiona o pagamento do ToP e SoP do gás 
natural do gasoduto Urucu-Manaus, mas sim a possibilidade de reembolsar um montante contratado 
incompatível com o consumido pelas UTEs instaladas. 
 
116. 
Por outras palavras, o que se examina é a gestão da empresa para viabilizar a instalação de 
potência elétrica capaz de dar sustentação ao contrato firmado, ou a sua motivação quando da assinatura do 
contrato, tendo em vista que a cláusula relativa ao volume de gás mostrava-se incompatível com a potência 
instalada do parque térmico. 
 
117. 
Assim, diante da contratação de um volume (5.500.000 m3/dia) 37,5% superior à capacidade 
máxima de consumo das UTEs instaladas (4.076.156 m3/dia), é imperativo concluir que a diferença entre o 
volume contratado e a capacidade máxima de consumo (1.423.844 m3/dia) não constitui custo eficiente e, 
portanto, não pode ter cobertura de reembolso pela CCC, em respeito ao disposto no § 9º do art. 11 do Decreto 
7.246/201043. 
 
42 CTA - PR 030/2016, de 29/2/2016.SIC 48513.004973/2016-00. 
43 Art. 11. .................................................................... 
................................................................................. 
§9º Para incentivar a eficiência econômica e energética, a ANEEL poderá estabelecer limites para o reembolso dos custos de que 
trata o § 2º, incisos II e V, e § 3º, caso a contratação seja direta, por meio de metas que assegurem a sustentabilidade econômica 
dos agentes.

118. 
Ademais, é conveniente lembrar que a quantidade de combustível contratada a maior, sem a 
respectiva capacidade de consumo por usinas termelétricas, não tem como destinação a geração de energia 
elétrica e, portanto, não pode ter seus custos cobertos pela CCC. 
 
119. 
Em 15/12/2015, a ANEEL fixou o preço regulatório da parcela de transporte do gás natural, 
para fins de reembolso da CCC, tendo por base a tarifa de transporte entre o carregador do gás (Petrobras) e 
a empresa transportadora pelo gasoduto (Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG), no âmbito do contrato 
de transporte GTA (Gas Transport Agreement). 
 
120. 
A SRG destaca que a Petrobras, na condição de carregador, não firmou contrato GTA com os 
compradores de gás (Companhia de Gás do Amazonas - Cigás à Amazonas Distribuidora de Energia S.A - 
AmE), mas um contrato de suprimento de gás – GSA (Gas Supply Agreement), que, além do transporte, envolve 
o gás natural propriamente dito (molécula), o gás natural consumido para operar o sistema (GUS), as 
flexibilidades operacionais e eventuais penalidades por falha no suprimento (indisponibilidade termelétrica). 
 
121. 
Assim, uma vez que o GTA e o GSA são contrato distintos, não é correto considerar que a 
tarifa de transporte definida pela ANP no âmbito do GTA deve ser idêntica à parcela de transporte do preço do 
GSA.  
 
122. 
Por outro lado, em 18/10/2016, a ANEEL, além de negar provimento ao recurso interposto pela 
Petrobras em face da REH 2.005/15, decidiu homologar o preço da parcela do transporte referente ao gás 
natural fornecido pela Cigás à AmE, no valor de 12,0371 R$/MMBtu (valor de dez/2009)44. 
 
123. 
Por fim, a ANEEL, adstrita à sua competência legal, ratifica o entendimento de que cabe à ANP 
a análise do preço do gás natural. Ademais, o Acórdão TCU 336/2014 determinou à ANEEL que, em articulação 
com a ANP, fixasse preço regulatório para o reembolso do combustível pela CCC, à vista da impossibilidade 
de se considerar o preço indicado pelos agentes envolvidos na operação. Portanto, não há motivação para não 
se utilizar o preço regulatório da tarifa de transporte definido pela ANEEL. 
 
 
II.4. CONCLUSÃO  
124. 
Passo ao resumo da análise dos pleitos arguidos pela ABRACE e demais agentes. 
 
125. 
Em relação ao critério de rateio e de cobrança das cotas anuais da CDE desde a sua 
origem, em 2003, o pagamento das cotas anuais da CDE sempre esteve associado ao consumo da energia 
elétrica e não ao uso da rede. Apesar da alteração do veículo de cobrança da CDE, da TE para a TUSD, a 
partir de 2004, a sua incidência nunca foi alterada, ou seja, aplica-se sobre o consumo da energia elétrica e 
não ao uso da rede. A análise técnica da SGT evidencia que com base na natureza dos gastos da CDE, não 
se justifica o rateio e a cobrança do encargo tarifário proporcional ao uso da rede. A legislação vigente mantém 
expressamente, até 2016, a proporcionalidade das cotas em relação aos valores de 2012, ou seja, preserva a 
diferenciação regional de 4,53 entre os subsistemas S/SE/CO e N/NE. Todavia, uma política tarifária expressa 
em lei, com o objetivo de retirar a diferenciação regional das cotas da CDE e incentivar o consumidor conectado 
em alta tensão poderia estabelecer tal forma de rateio. Essa política foi instituída pela Lei 13.299/16 e pela Lei 
13.360/16, devendo ser aplicada apenas a partir de 2017. 
 
126. 
Quanto ao PLpT, Baixa Renda e descontos tarifários, a legislação e a regulamentação 
vigentes contemplam os requisitos necessários para garantir a transparência dos gastos da CDE, sendo a 
44 Resolução Homologatória 2.159, de 18/10/2016.

fiscalização desta Agência realizada periodicamente conforme cronogramas de trabalho das áreas 
responsáveis. 
 
127. 
No que diz respeito às Indenizações de Concessões e Redução Tarifária Equilibrada, uma 
vez que não há comando legal excluindo os consumidores livres do rateio de custos da CDE, a ANEEL não 
pode definir que os consumidores livres não devem contribuir com o rateio das indenizações de concessões e 
com a redução tarifária equilibrada, ou que esses custos sejam cobertos exclusivamente com recursos do 
Tesouro Nacional. A ANEEL restringe-se a definir as cotas anuais da CDE, restando sua alocação tarifária se 
realizar em função do consumo de energia, no caso uma componente da TUSD ou TUST definida em MWh, 
aplicável aos consumidores do mercado cativo e livre. 
 
128. 
Assim, encaminho por negar provimento aos pedidos de reconsideração interpostos pela 
ABRACE e LIGHT em face da REH 2.018/16, em relação ao critério do encargo tarifário da CDE e às previsões 
de gastos com Indenizações de Concessões, Programa Luz para Todos, Subvenção para Redução Tarifária 
Equilibrada, Subvenção da Tarifa Social de Energia Elétrica e dos demais descontos tarifários, consideradas 
no orçamento da Conta para 2016. 
 
129. 
Em face do Despacho 314/16, que aprovou na rubrica “obrigações pendentes” da CCC o valor 
R$ 2,4 bi, a ABRACE requereu a não inclusão no orçamento da CDE/2016 de qualquer valor nessa rubrica, 
enquanto a Eletrobras e as Empresas de Distribuição do grupo solicitaram a não aplicação de glosa. Conforme 
já mencionado, encaminho pelo não provimento dos pedidos. 
 
130. 
Ainda em face do Despacho 314/16, no que se refere às despesas de carvão da CGTEE e 
às pendências da CCC, no que concerne ao pedido de reconsideração apresentado pela ABRACE, também 
encaminho pelo não provimento. Não se mostra razoável o corte total do reembolso do custo de combustíveis 
destinados ao complexo termoelétrico Presidente Médici, em função da existência de processo que trata da 
redução da compra mínima de carvão mineral dessas usinas e de fiscalização em andamento sobre o estoque 
de carvão mineral. Da mesma forma, não cabe aumento do desconto no valor do ACRméd em função da 
diferença entre o mercado considerado na tarifa da Eletrobras Amazonas Distribuidora e a capacidade de 
geração estimada das usinas a gás natural de Manaus, uma vez que o valor foi estimado para fins de 
dimensionamento dos montantes contratuais de gás natural em regime de take-or-pay e ship-or-pay. 
 
131. 
Também não merece ser provido pedido para reembolso integral das quantidades e preços 
contratados de gás natural, formulado pela ELETROBRAS AMAZONAS ENERGIA e pela PETROBRAS. A diferença 
entre o volume contratado e a capacidade máxima de consumo (1.423.844 m³/dia), sem a respectiva 
capacidade de consumo por usinas termelétricas, não tem como destinação a geração. Portanto, não pode ter 
seus custos cobertos pela CCC. Quanto ao preço, não há razão para deixar de se utilizar o preço regulatório 
da tarifa de transporte, definido por meio da REH 2005/2015, sendo que as contestações a respeito desse preço 
devem ser tratadas em processo específico, independente do orçamento da CCC. 
 
 
III. DIREITO 
132. 
A presente análise encontra amparo nos seguintes dispositivos legais e regulamentares: (i) Lei 
10.438, de 2002; (ii) Lei 12.111, de 2009; (iii) Lei 12.212, de 2010; (iv) Lei 12.783, de 2013; (v) Lei 13.360, de 
2016; (vi) Decreto 4.541, de 2002; (vii) Decreto 7.246, de 2010; (viii) Decreto 7.583, de 2011; (ix) Decreto 7.891, 
de 2013; (x) REN 427, de 2011; (xi) REN 472, de 2012, e (xii) REN 500, de 2012.  
 
 
IV. DISPOSITIVO

133. 
Diante do exposto e com base no que consta do Processo nº 48500.004731/2015-12, voto por: 
(i) conhecer dos pedidos de reconsideração interpostos pela Associação Brasileira de Grandes Consumidores 
Industriais de Energia e de Consumidores Livres – ABRACE e Light Serviços de Eletricidade S.A em face da 
Resolução Homologatória 2.018/2016, que homologou as quotas anuais definitivas da Conta de 
Desenvolvimento Energético – CDE para o ano de 2016, em relação ao critério do encargo tarifário da CDE e 
às previsões de gastos com Indenizações de Concessões, Programa Luz para Todos, Subvenção para 
Redução Tarifária Equilibrada, Subvenção da Tarifa Social de Energia Elétrica e dos demais descontos 
tarifários, consideradas no orçamento da Conta para 2016, e, no mérito, negar-lhe provimento; (ii) conhecer 
dos pedidos de reconsideração interpostos pelas empresas Eletrobras Distribuição Amazonas, Eletrobras 
Distribuição Rondônia, Eletrobras Distribuição Acre, Eletrobras Distribuição Roraima, Centrais Elétricas do 
Brasil S/A – Eletrobras e Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de 
Consumidores Livres – ABRACE em face do Despacho 314/16, que fixou os valores de despesas a serem 
suportadas pela CDE, em que solicitam alteração da glosa aplicada na rubrica “obrigações pendentes” do 
orçamento CDE 2016, e, no mérito, negar-lhes provimento; (iii) determinar à Eletrobras para apenas repassar 
aos beneficiários da CCC os valores relativos às “obrigações pendentes", no total de R$ 2.449.842.920,46, para 
os quais haja comprovação de materialidade e memórias de cálculo dos custos incorridos e não pagos, com 
vistas a posterior demonstração às áreas de fiscalização da ANEEL; (iv) conhecer das demais informações 
apresentadas pela ABRACE em face do Despacho 314/2016, para, no mérito, negar provimento ao pedido de 
reconsideração para o corte total do reembolso do custo de combustíveis destinados ao complexo termoelétrico 
Presidente Médici, bem como ao pedido de reconsideração para o aumento do desconto do ACRmed em função 
da diferença entre o mercado considerado na tarifa da Eletrobras Amazonas Distribuidora e a estimativa da 
capacidade de geração das usinas a gás natural; e (v) conhecer dos pedidos de reconsideração apresentados 
pela Eletrobras Amazonas Distribuidora e pela Petrobras para o reembolso integral dos custos do gás natural 
com base no faturamento. Voto ainda por: (i) determinar à Superintendência de Fiscalização dos Serviços de 
Geração – SFG e à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, com base em 
documentos comprobatórios e considerando a recente alteração na legislação setorial (Lei 13.299/16 e Lei 
13.360/16), fiscalizem o reprocessamento, mês a mês, distribuidora a distribuidora, dos valores envolvidos 
relativos tanto ao "Custo Total de Geração" - CTG, e aos tributos efetivamente incorridos como aos reembolsos 
de fato já realizados; e (ii) determinar à SFF e à SFG, após a realização das atividades de que trata o item (i), 
encaminhe o processo para a homologação, em definitivo, do passivo da CCC por parte da Diretoria da ANEEL. 
 
 
Brasília, 22 de novembro de 2016. 
 
 
 
JOSÉ JURHOSA JUNIOR 
Diretor