48581.002145/2016-00 
Nota Técnica n° 232/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 14 de julho de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.001479/2016-62 
 
 
Assunto: Cálculo do Reajuste de Receita Anual de 
Geração – RAG, em regime de cotas, nos termos da Lei 
n° 12.783/2013, para o período de julho de 2016 a junho 
de 2017. 
 
 
 
 
 
I. DO OBJETIVO 
 
 
1. 
 Apresentar o cálculo do Reajuste da Receita Anual de Geração – RAG, a ser faturada pelos 
geradores que aderiram ao regime de cotas para prorrogação das concessões de usinas hidrelétricas – 
UHEs, pelos geradores que estão na condição de prestação temporária, nos termos da Portaria MME nº 
117/2013, e pelos geradores que celebraram novos contratos de concessão oriundos do leilão n° 12/2015, 
nos termos da Lei nº 12.783/13, para o período que compreende as competências de julho de 2016 a junho 
de 2017.  
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
Em 11 de setembro de 2012, foi publicada a Medida Provisória n° 579, que dispõe sobre as 
concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos 
setoriais, sobre a modicidade tarifária, e dá outras providências. Essa Medida Provisória foi convertida na 
Lei 12.783, de 12 de janeiro de 2013.  
 
3. 
Em 14 de setembro de 2012, foi editado o Decreto nº 7.805, regulamentando as condições 
para prorrogação do prazo das concessões de energia elétrica e a antecipação dos efeitos dessa 
prorrogação às tarifas dos consumidores finais. 
 
4. 
A Resolução Normativa n° 541, de 12 de março de 2013, estabeleceu as disposições 
relativas ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica prestado por concessionárias de 
usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei nº 12.783/2013. 
 
5. 
Em 5 de abril de 2013, o Ministério de Minas e Energia - MME editou a Portaria nº 117, 
estabelecendo as condições para prestação temporária do serviço de geração em regime de cotas de usinas 
hidrelétricas com concessão encerrada e ainda não licitadas.

Fl. 2 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
 
6. 
Em 25 de março de 2014, por meio da Resolução Normativa n° 608, foi aprovado o 
submódulo 12.3 do PRORET, o qual estabelece a metodologia e os procedimentos aplicáveis para a 
definição do custo de capital a ser utilizado na remuneração das instalações de geração de energia elétrica 
em regime de cotas, nos termos da Lei n° 12.783/2013.  
 
7. 
Em 16 de dezembro de 2014, por meio da Resolução Normativa n° 642, foi aprovado o 
submódulo 12.4 do PRORET, o qual estabelece critérios e procedimentos para a realização de 
investimentos que serão considerados nas RAG de usinas que tiveram os contratos de concessão 
renovados sob o regime de cotas, nos termos da Lei n° 12.783/2013. 
 
8. 
Foi publicada no Diário Oficial da União, de 04 de novembro de 2015, a Lei n° 13.182/2015. 
Essa lei alterou a redação do art. 5° da lei n° 11.943, de 28 de maio de 2009. Com a nova redação, houve 
alteração das cotas de garantia física e de potência das usinas da Chesf a ser considerada no cálculo das 
receitas de suas usinas.  
 
9. 
Por meio da Resolução Homologatória n° 1.924, de 28 de julho de 2015, foram 
homologadas as Receitas Anuais de Geração das usinas hidrelétricas em regime de cotas nos termos da 
Lei nº 12.783/2013, para o período de 1º de julho de 2015 a 30 de junho de 2016, e fixada a tarifa associada 
às cotas de garantia física de energia e de potência. 
 
10. 
Em 18 de agosto de 2015, foi homologada a REH n° 1.936/2015, com a retificação da 
Resolução n° 1.924, de 28 de julho de 2015, para contemplar suspensão da operação comercial da UHE 
Rio dos Patos. 
 
11. 
A REH n° 1.968/2015, de 29 de setembro de 2015, homologou a receita anual de geração 
da usina hidrelétrica São Simão, com a prestação temporária de serviço de geração de energia elétrica 
delegada à Cemig Geração e Transmissão S.A.. 
 
12. 
A REH n° 2014/2016, de 19 de janeiro de 2016, homologou as receitas anuais de geração 
das usinas hidrelétricas licitadas no Leilão n° 12/2015. 
 
13. 
Na carta CE-SCE-002/2016, de 13 de abril de 2016, a CHESF solicitou a inclusão da 
contribuição da CCEE na RAG, item analisado na Nota Técnica n° 53/2016-SRG-SFF/ANEEL. 
 
14. 
Em 20 de maio de 2016, a SGT emitiu o Ofício Circular n° 18 com a solicitação para que as 
concessionárias de geração, no regime de cotas, informassem os CUSD em vigor. 
 
15. 
No dia 14 de junho de 2015, a SRG encaminhou à SGT, por meio do Memorando 
n° 061/2016-SRG/ANEEL, a análise de investimentos que serão considerados no estabelecimento da RAG 
para o ciclo 2016-2017 para as usinas que tiveram os contratos de concessão renovados nos termos da lei 
12.783/2013. A referida análise foi consubstanciada nas Notas Técnicas 49, 50, 53, 54 e 55/2016-SRG-
SFF/ANEEL.

Fl. 3 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
16. 
Por meio do mesmo Memorando, a SRG encaminhou à SGT as informações sobre o índice 
de desempenho para aferição do padrão de qualidade das usinas com contratos renovados. A análise da 
SRG foi apresentada nas Notas Técnicas 47 e 48/2016-SRG/ANEEL. 
 
17. 
O Despacho nº 1.817, de 05 de julho de 2016, apresentou o resultado dos recursos 
administrativos interpostos pelas concessionárias de geração contra as Resoluções Homologatórias nº 
1.924/2015, n° 1.936/2015 e n° 1.968/2015. 
 
 
III. DA ANÁLISE 
 
18. 
O Termo Aditivo ao Contrato de Concessão de Geração estabeleceu o regime de tarifa 
regulada para as usinas hidrelétricas que aceitaram a prorrogação da concessão nos termos da Lei nº 
12.783/2013. Esse regime foi estendido para os prestadores temporários do serviço de geração. O formato 
estipulado para a contraprestação econômica pela execução da atividade foi a fixação da RAG, nos termos 
da Cláusula Sexta.  
 
19. 
Conforme o regime instituído, a RAG deve ser calculada considerando-se os valores da 
GAG, acrescidos dos encargos de uso e conexão, do ajuste por indisponibilidade, da taxa de fiscalização 
dos serviços de energia elétrica – TFSEE e dos custos associados aos programas de Pesquisa e 
Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D/PEE. Com a aprovação do submódulo 12.4 do Proret, 
usinas passaram a fazer jus, desde o último processo tarifário, ao recebimento de adicionais de receita para 
remuneração de seus investimentos em melhorias e bens não reversíveis. 
 
20. 
Para as usinas com novos contratos de concessão, celebrados nos termos do leilão 
n°12/2015 de 25 de novembro de 2015, a RAG é composta pelos mesmos itens. No entanto, as 
remunerações dos investimentos foram incorporadas às respectivas propostas apresentadas no processo 
licitatório. Além disso, os novos contratos de concessão preveem que as RAG dessas usinas sejam 
reduzidas em 30% a partir de 1° de janeiro de 2017, em obediência à Resolução n° 2, de 18 de setembro 
de 2015, do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE. 
 
21. 
Ainda, outros custos devem ter sua cobrança autorizada pela ANEEL, sem, todavia, 
integrarem a RAG calculada pela ANEEL. São eles: as contribuições ao sistema PIS/Cofins e a 
Compensação Financeira pelo Uso dos Recursos Hídricos (CFURH). 
 
III.1. Procedimentos de Cálculo 
  
22. 
Abaixo são descritos os procedimentos de cálculo para cada um dos itens considerados na 
RAG. Os valores desses itens são apresentados na tabela 02 por usina.  
 
a)  GAG e RBO 
 
23. 
Para as usinas com contratos de concessão renovados, a GAG1 inicialmente estabelecida 
pelo MME foi chamada de GAGO&M para que pudesse ser diferenciada dos adicionais de receita devidos a 
                                                   
1 Custo da Gestão dos Ativos de Geração – GAG

Fl. 4 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
investimentos (melhorias e bens não reversíveis) realizados nessas usinas após a entrada no regime de 
cotas.  
 
24. 
A GAGO&M do último processo tarifário foi atualizada pelo IPCA, Índice de Preços ao 
Consumidor Amplo, até o mês de julho de 2016, para as usinas que tiveram os contratos de concessão 
renovados. Mesmo procedimento foi adotado para as usinas com prestação temporária de serviços de 
geração de energia elétrica desde o último processo tarifário e que continuam nessa situação.  
 
25. 
Para as usinas licitadas, além da GAG, foi estabelecida a RBO2. Em 2016, GAG e a RBO 
são as mesmas definidas nas propostas apresentadas pelas concessionárias vencedoras no leilão n° 
12/2015, sem atualização monetária, pois os contratos estabelecem que deve ser observado o prazo mínimo 
legal de 12 meses da data de realização do leilão para que sejam reajustadas. Destaca-se, ainda, que essas 
usinas terão as suas GAG e suas RBO reduzidas para 70% a partir de 01 de janeiro de 2017, conforme 
previsto em contrato. 
 
26. 
Para as usinas licitadas e com operação assistida, o prazo de 180 dias de assistência 
terminaria no dia 02/07/2016. No entanto, para as usinas de Jupiá e Ilha Solteira, a nova concessionária 
assumiu a operação das usinas em 01/07/2016, conforme documentação enviada à ANEEL, iniciando sua 
operação junto com o novo ciclo tarifário. Assim, apenas Furnas, que operava temporariamente as usinas 
de Ervália, Neblina, Sinceridade, Dona Rita e Coronel Domiciano, terá direito a receber 2 dias das 
respectivas GAGO&M definidas no último processo tarifário, atualizadas pelo IPCA. Nesse caso, a nova 
concessionária, CEMIG GT, receberá a GAGO&M definida nas propostas apresentas no leilão n° 12/2015, 
proporcionais ao período de 03/07/2016 a 30/06/2017. 
 
27. 
Para as usinas licitadas e com previsão de entrada no regime de cotas em 08 de novembro 
de 2016 (usinas de Bracinho, de Cedros, de Palmeiras e de Salto  Weissbach), a GAG e a RBO ofertadas 
no leilão serão proporcionais ao tempo de permanência no ciclo 2016/2017. 
 
28. 
Ressalta-se que a RBO é de recebimento exclusivo das usinas licitadas, inclusive para 
aquelas optaram pela operação assistida no prazo de 180 dias. 
 
b) Bens não reversíveis  
 
29. 
Conforme dispõe o submódulo 12.4 do PRORET, para a remuneração dos bens não 
reversíveis, tais como hardware, software, veículos e infraestrutura de edifícios de uso administrativo, foi 
considerado um adicional de receita no valor de 5% da GAGO&M, observado o limite mínimo de R$ 50.000,00. 
 
30. 
A remuneração dos bens não reversíveis aplicar-se apenas às usinas com as concessões 
renovadas e às usinas com prestação temporária de serviços de geração de energia elétrica desde o último 
processo tarifário e que continuam nessa situação.  
 
31. 
Para as usinas licitadas, essa remuneração já compõe o valor ofertado no leilão n° 12/2015. 
Assim, não cabe o seu cálculo nos processos de reajuste tarifário da RAG dessas usinas. 
 
                                                   
2 Receita de Bonificação de Outorga – RBO

Fl. 5 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
c) TFSEE  
 
32. 
Para a apuração do valor da TFSEE das concessionárias de geração foi considerada a 
metodologia estabelecida no Submódulo 5.5 do PRORET, aprovado pela Resolução Normativa nº 723, de 
31 de maio de 2016, conforme fórmula abaixo: 
 
TF g = 0,4%  x  (Pa g – dec – dat)     (2) 
 
Onde: 
 
TF g = valor anual da TFSEE dos concessionários de serviço público de geração de energia 
elétrica, expresso em R$; 
Pa g  = receita anual com a venda da energia elétrica gerada, expresso em R$ 
dec = valor anual da despesa com energia elétrica comprada para revenda alocada ao fluxo 
comercial da geração, expresso em R$e 
dat = valor anual da despesa de acesso aos sistemas de transmissão e distribuição, 
expresso em R$. 
          
33. 
Conforme itens 27 e 28 do Voto do Diretor-Relator que estabeleceu a REH 2.014/2016, que 
aprovou as receitas anuais de geração para as usinas licitadas, foram realizados, nesse processo tarifário, 
os ajustes necessários para inclusão da parcela de RBO, no período de 5 de janeiro de 2016 a 30 de junho 
de 2016, na receita-base para cálculo da TFSEE. 
 
34. 
Ainda, foi considerado o disposto no Despacho nº 1.467/2016, acrescendo-se, à TFSEE 
calculada para a UHE Paranapanema, o valor anual de R$ 72.848,41. 
                           
d) P&D/PEE 
 
35. 
No cálculo da cobertura tarifária concedida para P&D/PEE, considerou-se a RAG 
descontada do PIS/Cofins, e uma alíquota de 1%, por dentro.  
 
36. 
Ainda, adotou-se procedimento semelhante àquele descrito na seção anterior para as 
usinas licitadas, em relação à cobertura tarifária para P&D referente à RBO no período de 5 de janeiro de 
2016 a 30 de junho de 2016. 
 
e) Encargo de Uso  
 
37. 
Os encargos de uso foram diferenciados conforme o sistema acessado, distribuição ou 
transmissão. Foi utilizado o montante de uso do sistema de transmissão ou distribuição (MUST ou MUSD) 
contratado multiplicado pela tarifa de uso correspondente (TUST ou TUSD). 
 
38. 
Os MUSD foram retirados dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) 
correspondentes ou do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação 
Econômica (SAMP). Salienta-se que, conforme consta no submódulo 3.1 do PRORET, aprovado pela 
Resolução Normativa n° 703/2016, as distribuidoras têm a obrigação de preencher o SAMP com os 
montantes de uso contratados vigentes.

Fl. 6 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
 
39. 
Os MUST foram retirados dos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) 
constantes do Sistema de Administração de Contratos de Transmissão (SACT) do Operador Nacional do 
Sistema (ONS). 
 
40. 
Para as usinas licitadas e com operação assistida, o novo concessionário já será 
responsável pelo pagamento dos custos de transmissão e distribuição a partir de 1º de julho de 2016. No 
entanto, para as usinas licitadas que estão em fase de celebração de novos contratos, foram mantidos os 
montantes de uso que constavam dos processos anteriores da RAG. A diferença entre a cobertura 
concedida e os custos efetivamente realizados serão apuradas no processo tarifário subsequente da RAG. 
 
41. 
Para as geradoras com uso do sistema de distribuição foram utilizadas as tarifas vigentes 
da data do reajuste tarifário, considerando o respectivo nível de tensão do gerador na distribuidora acessada. 
 
42. 
Para as geradoras que acessam a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional – SIN foram 
aplicadas as tarifas resultantes da Resolução Homologatória nº 2.099/2016. 
 
43. 
Para as usinas licitadas e com previsão de entrada no regime de cotas em 08 de novembro 
de 2016 (usinas de Bracinho, de Cedros, de Palmeiras e de Salto  Weissbach), a cobertura de encargos de 
uso será proporcional ao tempo de permanência no ciclo 2016/2017. 
 
f) Encargo de Conexão  
 
44. 
Apenas a UHE Herval possui custo de conexão associado ao sistema de distribuição, o qual 
foi definido pelo contrato de conexão ao sistema de distribuição da AES SUL CCD/GATM-42/2012, 
atualizado anualmente pelo IGP-M, conforme procedimento adotados nos processos tarifários anteriores. 
 
45. 
No caso de acesso ao sistema por meio de instalações de conexão sob responsabilidade 
de concessionárias de transmissão, foram considerados os dados constantes dos Contratos de Conexão ao 
Sistema de Transmissão – CCT, registrados no ONS, as instalações de conexão de uso exclusivo dos 
geradores e suas parcelas de RAP correspondentes, conforme dados da Resolução Homologatória nº 
2.098/2016. 
 
46. 
Além disso, também foram consideradas, no cálculo da RAG, as parcelas de ajuste 
homologadas por meio da REH n° 2.098/2016, a serem pagas pelos geradores às concessionárias de 
transmissão ao longo do ciclo 2016-2017. 
 
47. 
Para as usinas licitadas e com operação assistida, bem como para as usinas licitadas cuja 
previsão de entrada no regime de cotas é 08 de novembro de 2016, adotou-se procedimento semelhante 
àquele descrito na seção anterior para essas usinas.  
 
g) Ajuste por Indisponibilidade 
 
48. 
O padrão de qualidade dos serviços de geração de energia elétrica, prestado por 
concessionárias de usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei n° 12.783/2013 e Decreto n° 7.805/2012, é 
aferido por indicadores de indisponibilidade, sendo que a forma de mensuração é diferenciada entre usinas

Fl. 7 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e usinas não 
despachadas centralizadamente pelo ONS, conforme procedimentos estabelecidos na Resolução 
Normativa n° 541, de março de 2013. 
 
49. 
A cada reajuste ou revisão da receita das geradoras em regime de cotas, a norma em vigor 
prevê o acréscimo de uma parcela de ajuste pela indisponibilidade apurada (desempenho apurado) à RAG 
de cada usina como forma de verificar o atendimento ao padrão de qualidade exigido.   
 
50. 
Conforme estabelecido no art. 9° da REN n° 541/2013, a parcela de ajuste pela 
indisponibilidade apurada (AjI) será considerada igual a zero até 31 de dezembro do terceiro ano de vigência 
do contrato. Assim, para as usinas que tiveram os contratos renovados, a SRG emitiu as Notas Técnicas n° 
048/2016-SRG/ANEEL, que trata do índice de desempenho das usinas despachadas centralizadamente 
pelo ONS, e n° 047/2016-SRG/ANEEL, que trata do índice de desempenho das usinas não despachadas 
centralizadamente pelo ONS. Com base nessas Notas Técnicas, a SGT apurou a parcela de ajuste por 
indisponibilidade de cada uma das usinas com contratos renovados. 
 
51. 
Para as usinas que celebraram novo contrato de concessão em 05 de janeiro de 2016, após 
o leilão n° 12/2015, a parcela de ajuste pela indisponibilidade apurada (AjI) será considerada igual a zero, 
conforme estabelecido no art. 9° da REN n° 541/2013. O mesmo procedimento se aplica às usinas em 
serviço temporário de geração de energia elétrica. 
 
52. 
Para as usinas com despacho centralizado pelo ONS, a SRG informou na Nota Técnica n° 
48/2016-SRG/ANEEL o fator que multiplicará a GAGO&M para mensuração da parcela de ajuste pela 
indisponibilidade apurada (AjI), totalizando 14 usinas. A SRG ressaltou na nota técnica que a AjI estará 
limitada a 10% do valor da GAGO&M vigente para o reajuste ou revisão da receita no quarto e no quinto ano 
de vigência do termo aditivo ao contrato de concessão. Assim, para este ciclo, a usina Furnas terá a variação 
do AjI limitada a 10%. 
 
53. 
Para as usinas com despacho não centralizado pelo ONS, a SRG informou na Nota Técnica 
n° 47/2016-SRG/ANEEL os limites inferiores e os indicadores de desempenho para apuração da parcela de 
ajuste pela indisponibilidade apurada (AjI), totalizando a análise para 19 usinas. A análise dessa nota técnica 
é destacada a seguir: 
 
a) As usinas hidrelétricas Pedra, Herval, Rio do Peixe (Casa de Força I e II), Funil, Macaco 
Branco e Capigui se enquadram no inciso I do art. 6º da REN 541, ou seja, como IndDesemp < Liminf, AjI = 
GAGO&M x (IndDesemp - Liminf). Para essas usinas o AjI está limitado a 10% do valor do GAGO&M, conforme 
parágrafo único do art. 6º da REN 541. 
 
b) As usinas hidrelétricas Cachoeira do Lavrinha (Antiga São Patrício), Pedro Affonso 
Junqueira (Antiga Antas I), Rasgão, Ernestina, Canastra e Forquilha se enquadram no inciso II do art. 6º da 
REN 541, ou seja, como Liminf ≤ IndDesemp ≤ 100%, AjI = 0. 
 
c) As usinas hidrelétricas Bugres, Passo do Inferno, Ijuizinho, Porto Góes, Santa Rosa e 
Guarita se enquadram no inciso III do art. 6º da REN 541, ou seja, como o IndDesemp > 100%, AjI = GAGO&M 
x (IndDesemp – 100%). O AjI das usinas Santa Rosa e Guarita está limitado a 10% do valor do GAGO&M, 
conforme parágrafo único do art. 6º da REN 541.

Fl. 8 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
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54. 
No caso da usina Passo de Ajuricaba, a SRG informou que a transferência de sua 
concessão para a DEMEI Geração foi formalizada pelo terceiro termo aditivo ao contrato de concessão n° 
107/2000, de 5 de abril de 2016. Em virtude disso, a usina não possui dados de medição registrados na 
CCEE anteriormente a essa data. Desse modo, como os cálculos da nota técnica foram realizados com 
base nos valores de energia gerada em 31 de dezembro de 2015, o AjI da usina Passo de Ajuricaba 
permanecerá igual a zero nesta aferição de padrão de qualidade. 
 
h) Adicional de receitas para remuneração de investimento – GAG adl  
 
55. 
Em 16/12/2014 foi publicada a Resolução Normativa n° 642, que aprovou o submódulo 12.4 
do PRORET, destacando que, sob determinadas condições, a remuneração de investimentos 
caracterizados como ampliações e melhorias poderia ser considerada no cálculo de adicional de receita no 
âmbito dos reajustes anuais da geração a partir do processo de 2015.  
 
56. 
Conforme disposto no submódulo 12.4 do PRORET, cabe à SRG e SFF a análise dos 
investimentos em melhorias realizados, que deverão ser considerados pela SGT no cálculo dos processos 
de reajuste tarifário da RAG. Conforme destacado no início da seção, essa análise aplica-se apenas às 
usinas que aceitaram a prorrogação da concessão nos termos da Lei nº 12.783/2013 e é estendido às 
geradoras na condição de prestadores temporários do serviço de geração de energia elétrica. 
 
57. 
Em 14/6/2016, a SRG informou à SGT, por meio das Notas Técnicas 49, 50, 53, 54 e 
55/2016-SRG-SFF/ANEEL, os investimentos realizados pelas concessionárias de geração que deveriam 
ser considerados no processo de reajuste tarifário da RAG do ciclo 2016/2017.  
 
58. 
Com a informação dos investimentos realizados, foi apurada a parcela adicional de receita, 
denominada GAGADL, calculada como uma anuidade para o próximo período tarifário, obtida pela soma das 
parcelas de depreciação e remuneração associadas às melhorias realizadas entre o último processo tarifário 
e o primeiro semestre de 2016. Foi calculado, também, um componente financeiro devido desde a entrada 
em operação comercial dos investimentos até o presente momento, conforme dispõe o Submódulo 12.4 do 
PRORET. Ressalte-se que os investimentos foram informados pela SRG pelos seus valores contábeis e 
históricos. Assim, estes foram atualizados para julho de 2016, pelo IPCA, a partir da data de contabilização 
de cada registro.  
 
59. 
Os investimentos apresentados pelas concessionárias de geração serão posteriormente 
fiscalizados e validados, conforme previsto no Proret 12.4. Na tabela 1, a coluna “Total (ciclo 2016/2017)” 
resume o valor considerado no reajuste anual das RAG para o ciclo 2016/2017. 
 
Tabela 1 – Adicional de receita para remuneração de investimentos 
USINA 
GAGADL  2015 
GAGADL  2016 
Passivo 2016
(desde operação 
comercial) 
TOTAL 
(ciclo 2016/2017) 
Antas I  
-
-
-
-
Boa Esperança  
4.198.527,68
4.121.551,73
3.281.678,73
11.601.758,14
Bugres  
35.311,19
-
-
35.311,19
Cachoeira do Lavrinha  
-
103.544,26
308.983,38
412.527,64
USINA    GAG 2015
ADL    GAG 2016
ADL        Passivo 2016  TOTAL
(ciclo 2016/2017)
                (desde operação  
                comercial)  
  Antas I    -    -      -  -
  Boa Esperança    4.198.527,68    4.121.551,73      3.281.678,73  11.601.758,14
  Bugres    35.311,19    -      -  35.311,19
  Cachoeira do Lavrinha    -    103.544,26      308.983,38  412.527,64
TOTAL
(ciclo 2016/2017)

Fl. 9 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
USINA 
GAGADL  2015 
GAGADL  2016 
Passivo 2016
(desde operação 
comercial) 
TOTAL 
(ciclo 2016/2017) 
Canastra  
554.527,94
-
-
554.527,94
Capigui  
16.504,91
-
-
16.504,91
Coaracy Nunes  
25.950,41
-
-
25.950,41
Complexo Paulo Afonso  
19.394.281,27
10.420.015,12
11.434.482,87
41.248.779,27
Corumbá I  
213.283,88
-
-
213.283,88
Ernestina  
1.412,50
-
-
1.412,50
Estreito (L. C. Barreto)  
361.796,75
-
-
361.796,75
Forquilha  
1.412,50
-
-
1.412,50
Funil - BA  
127.713,31
-
-
127.713,31
Funil - RJ  
232.285,16
-
-
232.285,16
Furnas  
61.603.583,25
-
-
61.603.583,25
Guarita  
1.412,50
-
-
1.412,50
Henry Borden  
1.622.326,06
2.794.823,92
2.129.620,99
6.546.770,98
Herval  
351.399,30
-
-
351.399,30
Ijuizinho  
1.778,21
-
-
1.778,21
Itaparica (Luiz Gonzaga)  
3.455.931,84
555.891,08
641.128,46
4.652.951,37
Jacuí  
226.067,47
-
-
226.067,47
Jaguara   
-
-
-
-
Macaco Branco  
-
-
-
-
Marimbondo  
283.618,76
-
-
283.618,76
Passo de Ajuricaba  
-
-
-
-
Passo do Inferno  
12.487,72
-
-
12.487,72
Passo Real  
45.874,73
-
-
45.874,73
Pedra  
104.595,59
37.242,46
33.643,39
175.481,44
Porto Colômbia  
161.473,60
-
-
161.473,60
Porto Góes  
154.963,15
-
-
154.963,15
Rasgão  
429.315,46
-
-
429.315,46
Rio do Peixe  
-
-
-
-
Rio dos Patos  
-
-
-
-
Santa Rosa  
1.412,50
-
-
1.412,50
São Domingos  
-
-
-
-
São Simão  
-
-
-
-
Três Irmãos  
279.714,92
-
-
279.714,92
Xingó  
2.356.732,92
478.567,39
731.019,15
3.566.319,46
TOTAL  
96.255.695,50
18.511.635,97
18.560.556,97
133.327.888,44
USINA    GAG 2015
ADL    GAG 2016
ADL        Passivo 2016  TOTAL
(ciclo 2016/2017)  
                (desde operação    
                comercial)    
  Canastra    554.527,94    -      -  554.527,94  
  Capigui    16.504,91    -      -  16.504,91  
  Coaracy Nunes    25.950,41    -      -  25.950,41  
  Complexo Paulo Afonso    19.394.281,27    10.420.015,12      11.434.482,87  41.248.779,27  
  Corumbá I    213.283,88    -      -  213.283,88  
  Ernestina    1.412,50    -      -  1.412,50  
  Estreito (L. C. Barreto)    361.796,75    -      -  361.796,75  
  Forquilha    1.412,50    -      -  1.412,50  
  Funil - BA    127.713,31    -      -  127.713,31  
  Funil - RJ    232.285,16    -      -  232.285,16  
  Furnas    61.603.583,25    -      -  61.603.583,25  
  Guarita    1.412,50    -      -  1.412,50  
  Henry Borden    1.622.326,06    2.794.823,92      2.129.620,99  6.546.770,98  
  Herval    351.399,30    -      -  351.399,30  
  Ijuizinho    1.778,21    -      -  1.778,21  
  Itaparica (Luiz Gonzaga)    3.455.931,84    555.891,08      641.128,46  4.652.951,37  
  Jacuí    226.067,47    -      -  226.067,47  
  Jaguara    -    -      -  -  
  Macaco Branco    -    -      -  -  
  Marimbondo    283.618,76    -      -  283.618,76  
  Passo de Ajuricaba    -    -      -  -  
  Passo do Inferno    12.487,72    -      -  12.487,72  
  Passo Real    45.874,73    -      -  45.874,73  
  Pedra    104.595,59    37.242,46      33.643,39  175.481,44  
  Porto Colômbia    161.473,60    -      -  161.473,60  
  Porto Góes    154.963,15    -      -  154.963,15  
  Rasgão    429.315,46    -      -  429.315,46  
  Rio do Peixe    -    -      -  -  
  Rio dos Patos    -    -      -  -  
  Santa Rosa    1.412,50    -      -  1.412,50  
  São Domingos    -    -      -  -  
  São Simão    -    -      -  -  
  Três Irmãos    279.714,92    -      -  279.714,92  
  Xingó    2.356.732,92    478.567,39      731.019,15  3.566.319,46  
  TOTAL    96.255.695,50    18.511.635,97      18.560.556,97    133.327.888,44

Fl. 10 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
i) Ajustes decorrentes da lei n° 13.182/2015 
 
60. 
A Medida Provisória n° 667, de 22 de junho de 2015, foi convertida na Lei n° 13.182, de 03 
de novembro de 2015. Essa lei promoveu alteração na Lei nº 11.943/2009, o que acarretou efeito na 
alocação de cotas de garantia física de energia e de potência das usinas hidrelétricas da Chesf para 
distribuidoras do SIN, bem como no reajuste anual da RAG. 
 
61. 
 Em seu art. 5º, a citada lei prevê a alteração da Lei nº 11.943/2009, que passa a vigorar 
com a seguinte redação: 
 
“Art. 22. Os contratos de fornecimento de energia elétrica celebrados entre concessionárias 
geradoras de serviço público, inclusive aquelas sob controle federal, com consumidores 
finais, vigentes à data de publicação desta Lei e que tenham atendido o disposto no art. 3º 
da Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002, serão aditados a partir de 1º de julho de 
2015, desde que atendidas as condições estabelecidas neste artigo, mantidas as demais 
condições contratuais. 
 
§ 1º Os contratos de que trata o caput terão seu término em 8 de fevereiro de 2037. 
 
§ 2º As reservas de potência a serem contratadas de 1º de julho de 2015 a 8 de fevereiro 
de 2032 corresponderão a montante de energia igual à soma das parcelas a seguir: 
 
I - totalidade da parcela da garantia física vinculada ao atendimento dos contratos de 
fornecimento alcançados pelo caput, a qual não foi destinada à alocação de cotas de 
garantia física de energia e de potência, nos termos do art. 1º, § 10, § 11 e § 12, da Lei nº 
12.783, de 11 de janeiro de 2013; e 
 
II - parcela vinculada a noventa por cento da garantia física da Usina Hidrelétrica 
Sobradinho, no centro de gravidade do submercado da usina, deduzidas as perdas elétricas 
e o consumo interno. 
 
[...]”. 
 
62. 
Assim, em atendimento à legislação superveniente, para o ciclo 2016/2017 não serão 
considerados ao regime de alocação de cotas os 121,1 MWm da garantia física total da Chesf que já são 
atualmente destinados aos consumidores alcançados pelo art. 22 da Lei nº 11.943/2009, cujos contratos 
foram prorrogados mediante os termos da Lei n° 13.182/2015. 
 
63. 
Na prática, o percentual da garantia física que não será destinado ao regime de cotas, 
2,21%, será deduzido da RAG calculada para a Chesf para o próximo ciclo tarifário (julho de 2016 a junho 
de 2017). 
 
j) Ajustes decorrentes dos recursos apresentados contra a RAG do ciclo 2015/2016  
 
64. 
A RAG do ciclo 2015/2016 foi homologada pela REH n° 1.924/2015, alterada pela REH 
n° 1.936/2015 para contemplar a suspensão da operação comercial da UHE Rio do Patos e, por fim,

Fl. 11 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
modificada pela REH n° 1.968/2015 para fixar a RAG da usina de São Simão, que entrou no regime de 
cotas em setembro de 2015. 
 
65. 
O Despacho nº 1.817, de 05 de julho de 2016, conheceu os Pedidos de Reconsideração 
interpostos pelas empresas DME Energética S.A. - DMEE, Companhia Energética de São Paulo - Cesp, 
Furnas Centrais Elétricas S.A., Companhia Hidroelétrica do São Francisco - Chesf, Centrais Elétricas do 
Norte do Brasil S.A. – Eletronorte, Companhia Paranaense de Energia - Copel e Cemig Geração e 
Transmissão S.A. - Cemig-GT em face das Resoluções Homologatórias nº 1.924/2015, n° 1.936/2015 e n° 
1.968/2015, definindo provimento parcial, de modo a alterar as receitas anuais de geração das usinas 
hidrelétricas, com vigência de 1º de julho de 2015 a 30 de junho de 2016. 
 
66. 
De ofício, em virtude das alterações acima mencionadas, definiu, ainda, alterar as receitas 
anuais de geração das usinas hidrelétricas da Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia 
Elétrica – CEEE, Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. - EMAE, Tijoá Participações e 
Investimentos S.A. - Tijoá, Companhia Hidroelétrica São Patrício - CHESP, Departamento Municipal de 
Energia Elétrica - DEMEI e CPFL Centrais Geradoras Ltda, no mesmo período. 
 
67. 
Diante disso, faz-se necessário considerar no presente processo tarifário a diferença entre 
a RAG de cada usina, considerando o disposto do mencionado Despacho. Essa diferença foi atualizada 
pelo IPCA e incluída ao processo tarifário atual da RAG. 
 
68. 
No caso específico de Jupiá, cuja operação temporária era de responsabilidade da CESP 
até 30 de junho de 2016, a diferença apurada caberá ao antigo concessionário. 
 
k) Ajuste – Usina de Ervália 
 
69. 
A concessão da usina Ervália foi licitada no leilão n° 12/2015 e o vencedor no processo 
licitatório, a Cemig Geração e Transmissão S.A, solicitou operação assistida por 180 dias a contar da 
assinatura do novo contrato de concessão. Com isso, o antigo concessionário fez jus ao recebimento mensal 
da RAG definida na Resolução Homologatória n° 1.924/2015 para o ciclo 2015/2016.  
 
70. 
Ocorre que na Resolução Homologatória 2.014/2016, que homologou as receitas das usinas 
licitadas, o valor mensal fixado não considerou o fato de que a usina entrou no regime de cotas, sob a 
condição de prestador temporário de serviço geração de geração de energia elétrica, em 08 de julho de 
2015. Com isso, esta resolução fixou um valor mensal de R$ 181.494,11 em vez de R$ 185.219,80, 
inicialmente definido na REH 1.924/2015. 
 
71. 
Trata-se de erro material. Diante disso, foi considerado um ajuste neste processo tarifário 
para contemplar a diferença da RAG não recebida pela usina de Ervália no período de janeiro a junho de 
2016. O valor foi atualizado pelo IPCA. 
 
l) Ajuste – Usina de Passo de Ajuricaba 
 
72. 
Em dezembro de 2012, a DEMEI firmou o 2º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 
107/2000, que prorrogou a concessão da UHE Passo de Ajuricaba nos termos da Medida Provisória nº 
579/2012. A energia associada à usina passaria, então, a ser destinada integralmente ao regime de cotas

Fl. 12 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
alocadas às distribuidoras do Sistema Interligado Nacional. Diante disso, a distribuidora aditou seu contrato 
de suprimento com a RGE, aumentando os montantes contratados, de modo a atender a totalidade de seu 
mercado, já que a UHE deixou de integrar o suprimento da DEMEI. 
 
73. 
Ocorre que, apesar da assinatura do Contrato em dezembro de 2012, apenas em março de 
2016, após finalizado o processo de desverticalização, a transferência de titularidade da usina, bem como 
os trâmites processuais devidos, a UHE Passo de Ajuricaba foi efetivamente incluída no processo de 
contabilização realizado pela CCEE. Até essa data a usina não recebeu qualquer parcela de RAG 
estabelecida nas Resoluções Homologatórias 1.410/2013, 1.572/2013, 1.767/2014. A concessionária 
somente percebeu valores da RAG estabelecida na REH 1.924/2015 a partir de março de 2016. 
 
74. 
Por outro lado, como consequência do processo de desverticalização das concessionárias, 
e por se tratar de geração distribuída, o faturamento entre RGE e DEMEI deveria ter considerado a injeção 
da energia dessa UHE na rede da suprida, o que não foi realizado pela supridora, reduzindo sobremaneira 
a relação entre os montantes efetivamente medidos e aqueles contratados e ocasionando penalidades, nos 
termos da regulamentação vigente. De modo a corrigir essa distorção, a SGT enviou à DEMEI o Ofício nº 
097/2015-SGT/ANEEL, de 06 de julho de 2015, o qual concluiu pelo “refaturamento dos valores de energia 
contratada da DEMEI com a RGE, desde 1º de janeiro de 2013, passando a considerar a energia efetiva 
consumida e não a energia medida”. Os efeitos decorrentes desse ajuste deveriam ser tratados nos 
processos tarifários subsequentes ao refaturamento. 
 
75. 
No entanto, após reunião com o Diretor Geral da ANEEL em 01 de abril de 2016, foi definido 
que as duas questões trazidas pela DEMEI deveriam ser tratadas na mesma ocasião, a saber: (i) 
recebimento da RAG devida à DEMEI-Geração entre 2013 e 2016; e (ii) definição do refaturamento entre 
RGE e DEMEI-Distribuição e consequente tratamento tarifário decorrente desses ajustes. 
 
76. 
Desse modo, considerando que a determinação do Ofício nº 097/2015 foi temporariamente 
suspensa até decisão da Diretoria da ANEEL, propõe-se, a seguir, o tratamento a ser dispensado no 
presente caso: 
 
77. 
Quanto ao pagamento da RAG, considerando a dificuldade na recontabilização da energia 
associada à UHE Passo de Ajuricaba entre janeiro de 2013 e fevereiro de 2016, já que essa usina ainda 
não estava modelada junto à CCEE, e, ainda, que a sua energia foi, de fato, atribuída à distribuidora nesse 
período, propõe-se que a DEMEI-D efetue o pagamento de R$ 2.941.791,94 diretamente à geradora, 
referente aos valores não recebidos no período acima citado. Ressalte-se que desde março de 2016 a 
energia da UHE Passo de Ajuricaba tem sido liquidada no regime de cotas, nos termos da legislação vigente, 
regularizando o pagamento da RAG. 
 
78. 
Finalmente, quanto ao tratamento do suprimento da RGE à DEMEI, propõe-se, inicialmente, 
o aditamento do contrato de suprimento, pela redução dos montantes entre janeiro de 2013 e fevereiro de 
2016, de modo a se considerar, nesse período, que parte da energia consumida foi entregue pela UHE 
Passo de Ajuricaba. Sugere-se que essa alteração seja realizada no prazo de até 180 dias e enviada à 
ANEEL uma cópia do novo contrato. Adicionalmente, a RGE também deverá apresentar o cálculo resultante 
da alteração desses montantes, que deverá ter os seus efeitos incorporados aos processos tarifários 
subsequentes ao aditamento do contrato, após avaliação da ANEEL.

48581.002145/2016-00 
III.3. Resultados 
 
79. 
A seguir são demonstrados os valores que compõem as RAG por usina hidrelétrica, considerando a cobertura tarifária para o período entre 
1º julho de 2016 e 30 de junho de 2017. 
 
 
 
Tabela 2: Resultado da RAG por Usina 
Usina 
Concessionária 
RBO 
GAG - O&M 
Adicionais de 
Receita 
Bens não 
reversíveis 
(5%) 
Uso dos 
sistemas de T e 
D 
Indisponibili-
dade 
Resumo 
TFSEE 
P&D/PEE 
Ajustes - 
Recurso RAG 
2015 e outros 
RAG (R$) TOTAL
 Cajurú  
 CEMIG-GT  
2.781.000,00
3.088.000,00
-
-
513.366,00
-
5.425.011,10
25.364,63
55.054,30
13.525,08
5.518.955,12
 Camargos  
 CEMIG-GT  
17.043.000,00
13.132.000,00
-
-
832.238,40
-
26.356.152,64
135.749,69
267.594,97
82.886,72
26.842.384,02
 Gafanhoto  
 CEMIG-GT  
6.112.000,00
5.526.000,00
-
-
998.172,00
-
10.740.746,20
51.459,21
109.012,18
29.725,03
10.930.942,61
 Garcia  
 CELESC-GT  
6.236.200,71
5.463.585,43
-
-
349.236,00
-
10.241.668,82
51.910,90
103.975,55
30.329,06
10.427.884,33
 Governador 
Parigot de Souza 
 COPEL-GT  
84.904.463,18
45.961.331,11
-
-
14.820.329,21
-
123.833.204,98
610.113,04
1.257.003,21
412.923,35
126.113.244,57
 Itutinga  
 CEMIG-GT  
22.894.000,00
17.503.000,00
-
-
1.531.768,55
-
35.639.453,27
181.886,76
361.831,72
111.342,40
36.294.514,15
 Joasal  
 CEMIG-GT  
4.632.000,00
4.160.000,00
-
-
586.264,80
-
7.971.525,08
38.903,69
80.913,42
22.527,21
8.113.869,40
 Marmelos  
 CEMIG-GT  
2.514.000,00
2.490.000,00
-
-
276.342,00
-
4.488.290,70
21.904,22
45.557,52
12.226,56
4.567.979,00
 Martins  
 CEMIG-GT  
2.176.000,00
2.758.000,00
-
-
521.202,00
-
4.636.921,70
21.008,69
47.049,80
10.582,73
4.715.562,93
 Mourão I  
 ENEL GREEN 
POWER 
MOURÃO  
4.892.373,00
4.710.726,00
-
-
391.632,00
-
8.495.521,35
42.167,94
86.239,29
23.793,51
8.647.722,08
 Paciência  
 CEMIG-GT  
2.382.000,00
2.723.000,00
-
-
281.239,20
-
4.578.303,32
21.990,84
46.467,62
11.584,59
4.658.346,36
 Paranapanema  
 ENEL GREEN 
POWER 
PARANAPANEM
A   
19.857.625,00
13.799.103,00
-
-
926.280,00
-
29.395.556,80
225.911,42
299.206,75
96.575,33
30.017.250,30
 Peti  
 CEMIG-GT  
5.383.000,00
4.622.000,00
-
-
654.126,00
-
9.060.257,10
44.488,85
91.967,13
26.179,62
9.222.892,70
Usina  Concessionária  RBO  GAG - O&M  Adicionais de
Receita  Bens não
reversíveis
(5%)  Uso dos
sistemas de T e
D  Indisponibili-
dade  Resumo  TFSEE  P&D/PEE  Ajustes -
Recurso RAG
2015 e outros  RAG (R$) TOTAL
Cajurú  CEMIG-GT  2.781.000,00  3.088.000,00  -  -  513.366,00  -  5.425.011,10  25.364,63  55.054,30  13.525,08  5.518.955,12
Camargos  CEMIG-GT  17.043.000,00  13.132.000,00  -  -  832.238,40  -  26.356.152,64  135.749,69  267.594,97  82.886,72  26.842.384,02
Gafanhoto  CEMIG-GT  6.112.000,00  5.526.000,00  -  -  998.172,00  -  10.740.746,20  51.459,21  109.012,18  29.725,03  10.930.942,61
Garcia  CELESC-GT  6.236.200,71  5.463.585,43  -  -  349.236,00  -  10.241.668,82  51.910,90  103.975,55  30.329,06  10.427.884,33
Governador
Parigot de Souza  COPEL-GT  84.904.463,18  45.961.331,11  -  -  14.820.329,21  -  123.833.204,98  610.113,04  1.257.003,21  412.923,35  126.113.244,57
Itutinga  CEMIG-GT  22.894.000,00  17.503.000,00  -  -  1.531.768,55  -  35.639.453,27  181.886,76  361.831,72  111.342,40  36.294.514,15
Joasal  CEMIG-GT  4.632.000,00  4.160.000,00  -  -  586.264,80  -  7.971.525,08  38.903,69  80.913,42  22.527,21  8.113.869,40
Marmelos  CEMIG-GT  2.514.000,00  2.490.000,00  -  -  276.342,00  -  4.488.290,70  21.904,22  45.557,52  12.226,56  4.567.979,00
Martins  CEMIG-GT  2.176.000,00  2.758.000,00  -  -  521.202,00  -  4.636.921,70  21.008,69  47.049,80  10.582,73  4.715.562,93
Mourão I  ENEL GREEN
POWER
MOURÃO  4.892.373,00  4.710.726,00  -  -  391.632,00  -  8.495.521,35  42.167,94  86.239,29  23.793,51  8.647.722,08
Paciência  CEMIG-GT  2.382.000,00  2.723.000,00  -  -  281.239,20  -  4.578.303,32  21.990,84  46.467,62  11.584,59  4.658.346,36
Paranapanema  ENEL GREEN
POWER
PARANAPANEM
A  19.857.625,00  13.799.103,00  -  -  926.280,00  -  29.395.556,80  225.911,42  299.206,75  96.575,33  30.017.250,30
Peti  CEMIG-GT  5.383.000,00  4.622.000,00  -  -  654.126,00  -  9.060.257,10  44.488,85  91.967,13  26.179,62  9.222.892,70
Uso dos
sistemas de T e
D

Fl. 14 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
Usina 
Concessionária 
RBO 
GAG - O&M 
Adicionais de 
Receita 
Bens não 
reversíveis 
(5%) 
Uso dos 
sistemas de T e 
D 
Indisponibili-
dade 
Resumo 
TFSEE 
P&D/PEE 
Ajustes - 
Recurso RAG 
2015 e outros 
RAG (R$) TOTAL
 Piau  
 CEMIG-GT  
10.968.000,00
7.857.000,00
-
-
1.257.880,80
-
17.070.448,68
85.341,66
173.290,81
53.341,64
17.382.422,79
 Rochedo  
 CELG-GT  
2.842.349,95
2.163.650,05
-
-
133.920,00
-
4.368.932,00
22.549,78
44.358,40
13.823,45
4.449.663,63
 Salto Grande  
 CEMIG-GT  
53.849.000,00
28.187.000,00
-
-
2.521.059,84
-
71.873.500,86
383.677,83
729.870,49
261.888,58
73.248.937,77
 Três Marias  
 CEMIG-GT  
170.750.000,00
71.689.000,00
-
-
24.922.851,23
-
227.257.573,55
1.156.462,00
2.307.212,48
830.423,50
231.551.671,53
 Tronqueiras  
 CEMIG-GT  
3.384.000,00
3.576.000,00
-
-
590.462,40
-
6.417.893,04
30.247,08
65.132,73
16.457,70
6.529.730,56
 Coronel 
Domiciano   
 CEMIG-GT  
3.484.000,00
3.417.172,60
-
-
544.320,00
-
6.325.183,53
30.229,58
64.196,09
16.944,04
6.436.553,24
 Coronel 
Domiciano 
(Temporária)  
 FURNAS  
-
6.944,99
-
-
0
-
6.966,41
27,86565223
70,64927989
0
7.064,93
 Dona Rita  
 CEMIG-GT  
1.119.000,00
1.432.109,59
-
-
168.603,60
-
2.310.347,96
10.845,59
23.446,40
5.442,13
2.350.082,07
 Dona Rita 
(Temporária)  
 FURNAS  
-
3.339,02
-
-
0
-
3.349,32
13,39727679
33,96683307
0
3.396,68
 Eng° Souza Dias 
(antiga Jupiá)  
 CTG Brasil (Rio 
Paraná Energia 
S.A)  
606.151.422,00
165.062.953,00
-
-
103.663.546,81
-
743.646.233,54
3.801.308,69
7.549.975,17
2.947.949,54
757.945.466,94
 Eng° Souza Dias 
(antiga Jupiá) 
(Temporária)   
 CESP  
-
-
-
-
0
-
0
-120,5632768
-1,217810877
4.862.226,26
4.862.104,48
 Ervália  
 CEMIG-GT  
3.330.000,00
3.630.000,00
-
-
905.821,20
-
6.681.957,56
30.129,26
67.798,86
16.195,08
6.796.080,76
 Ervália 
(Temporária)  
 FURNAS  
-
7.377,85
-
-
0
-
7.400,60
120,2895305
75,96859335
22.671,78
30.268,64
Usina  Concessionária  RBO  GAG - O&M  Adicionais de
Receita  Bens não
reversíveis
(5%)  Uso dos
sistemas de T e
D  Indisponibili-
dade  Resumo  TFSEE  P&D/PEE  Ajustes -
Recurso RAG
2015 e outros  RAG (R$) TOTAL
Piau  CEMIG-GT  10.968.000,00  7.857.000,00  -  -  1.257.880,80  -  17.070.448,68  85.341,66  173.290,81  53.341,64  17.382.422,79
Rochedo  CELG-GT  2.842.349,95  2.163.650,05  -  -  133.920,00  -  4.368.932,00  22.549,78  44.358,40  13.823,45  4.449.663,63
Salto Grande  CEMIG-GT  53.849.000,00  28.187.000,00  -  -  2.521.059,84  -  71.873.500,86  383.677,83  729.870,49  261.888,58  73.248.937,77
Três Marias  CEMIG-GT  170.750.000,00  71.689.000,00  -  -  24.922.851,23  -  227.257.573,55  1.156.462,00  2.307.212,48  830.423,50  231.551.671,53
Tronqueiras  CEMIG-GT  3.384.000,00  3.576.000,00  -  -  590.462,40  -  6.417.893,04  30.247,08  65.132,73  16.457,70  6.529.730,56
Coronel
Domiciano  CEMIG-GT  3.484.000,00  3.417.172,60  -  -  544.320,00  -  6.325.183,53  30.229,58  64.196,09  16.944,04  6.436.553,24
Coronel
Domiciano
(Temporária)  FURNAS  -  6.944,99  -  -  0  -  6.966,41  27,86565223  70,64927989  0  7.064,93
Dona Rita  CEMIG-GT  1.119.000,00  1.432.109,59  -  -  168.603,60  -  2.310.347,96  10.845,59  23.446,40  5.442,13  2.350.082,07
Dona Rita
(Temporária)  FURNAS  -  3.339,02  -  -  0  -  3.349,32  13,39727679  33,96683307  0  3.396,68
Eng° Souza Dias
(antiga Jupiá)  CTG Brasil (Rio
Paraná Energia
S.A)  606.151.422,00  165.062.953,00  -  -  103.663.546,81  -  743.646.233,54  3.801.308,69  7.549.975,17  2.947.949,54  757.945.466,94
Eng° Souza Dias
(antiga Jupiá)
(Temporária)  CESP  -  -  -  -  0  -  0  -120,5632768  -1,217810877  4.862.226,26  4.862.104,48
Ervália  CEMIG-GT  3.330.000,00  3.630.000,00  -  -  905.821,20  -  6.681.957,56  30.129,26  67.798,86  16.195,08  6.796.080,76
Ervália
(Temporária)  FURNAS  -  7.377,85  -  -  0  -  7.400,60  120,2895305  75,96859335  22.671,78  30.268,64
Uso dos
sistemas de T e
D

Fl. 15 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
Usina 
Concessionária 
RBO 
GAG - O&M 
Adicionais de 
Receita 
Bens não 
reversíveis 
(5%) 
Uso dos 
sistemas de T e 
D 
Indisponibili-
dade 
Resumo 
TFSEE 
P&D/PEE 
Ajustes - 
Recurso RAG 
2015 e outros 
RAG (R$) TOTAL
 Ilha Solteira  
 CTG Brasil (Rio 
Paraná Energia 
S.A)  
1.227.862.556,00
381.960.486,00
-
-
257.427.952,65
-
1.587.163.345,46
7.862.027,14
16.111.367,40
5.971.571,99
1.617.108.311,99
 Neblina  
 CEMIG-GT  
4.428.000,00
4.128.254,79
-
-
697.680,00
-
7.861.598,88
37.690,77
79.790,80
21.535,08
8.000.615,54
 Neblina 
(Temporária)   
 FURNAS  
-
8.392,83
-
-
0
-
8.418,72
33,67487807
85,37772116
0
8.537,77
 Sinceridade  
 CEMIG-GT  
565.000,00
907.002,74
-
-
152.928,00
-
1.380.258,64
6.100,74
14.003,63
2.747,81
1.403.110,83
 Sinceridade 
(Temporária)   
 FURNAS  
-
1.886,34
-
-
0
-
1.892,16
7,568640924
19,18918053
0
1.918,92
 Bracinho  
 CELESC-GT  
5.798.183,19
3.979.775,25
-
-
378.961,64
-
7.795.436,17
41.297,86
79.158,93
0
7.915.892,95
 Cedros (Rio dos 
Cedros)  
 CELESC-GT  
4.302.195,50
2.899.457,81
-
-
212.218,52
-
5.690.146,63
30.478,37
57.784,09
0
5.778.409,10
 Palmeiras  
 CELESC-GT  
9.612.046,04
5.165.381,24
-
-
616.444,27
-
11.814.796,42
64.065,55
119.988,50
0
11.998.850,47
 Salto (Salto 
Weissbach)  
 CELESC-GT  
2.951.129,96
2.159.985,59
-
-
159.163,89
-
4.044.939,47
21.432,12
41.074,46
0
4.107.446,05
 Antas I  
 DMEE  
-
1.784.991,37
-
89.249,57
342.420,00
-
2.216.660,94
8.392,59
22.475,29
237.276,72
2.484.805,54
 Boa Esperança  
 CHESF  
-
20.912.317,26
11.601.758,14
1.045.615,86
13.254.306,78
-345.053,23
45.442.340,44
151.714,96
460.546,01
4.369.048,53
50.423.649,95
 Bugres  
 CEEE-GT  
-
2.503.501,72
35.311,19
125.175,09
502.320,00
25.035,02
3.191.343,02
11.912,56
32.356,12
314.151,29
3.549.762,98
 Cachoeira do 
Lavrinha  
 Cia São Patricio 
de G. e T. de 
Energia Elétrica - 
CSP-G&T  
-
820.154,48
412.527,64
50.000,00
98.246,40
-
1.380.928,53
5.677,06
14.006,12
136.582,30
1.537.194,00
 Canastra  
 CEEE-GT  
-
5.708.635,69
554.527,94
285.431,78
1.009.280,16
-
7.557.875,58
29.270,43
76.637,84
769.011,17
8.432.795,02
Usina  Concessionária  RBO  GAG - O&M  Adicionais de
Receita  Bens não
reversíveis
(5%)  Uso dos
sistemas de T e
D  Indisponibili-
dade  Resumo  TFSEE  P&D/PEE  Ajustes -
Recurso RAG
2015 e outros  RAG (R$) TOTAL
Ilha Solteira  CTG Brasil (Rio
Paraná Energia
S.A)  1.227.862.556,00  381.960.486,00  -  -  257.427.952,65  -  1.587.163.345,46  7.862.027,14  16.111.367,40  5.971.571,99  1.617.108.311,99
Neblina  CEMIG-GT  4.428.000,00  4.128.254,79  -  -  697.680,00  -  7.861.598,88  37.690,77  79.790,80  21.535,08  8.000.615,54
Neblina
(Temporária)  FURNAS  -  8.392,83  -  -  0  -  8.418,72  33,67487807  85,37772116  0  8.537,77
Sinceridade  CEMIG-GT  565.000,00  907.002,74  -  -  152.928,00  -  1.380.258,64  6.100,74  14.003,63  2.747,81  1.403.110,83
Sinceridade
(Temporária)  FURNAS  -  1.886,34  -  -  0  -  1.892,16  7,568640924  19,18918053  0  1.918,92
Bracinho  CELESC-GT  5.798.183,19  3.979.775,25  -  -  378.961,64  -  7.795.436,17  41.297,86  79.158,93  0  7.915.892,95
Cedros (Rio dos
Cedros)  CELESC-GT  4.302.195,50  2.899.457,81  -  -  212.218,52  -  5.690.146,63  30.478,37  57.784,09  0  5.778.409,10
Palmeiras  CELESC-GT  9.612.046,04  5.165.381,24  -  -  616.444,27  -  11.814.796,42  64.065,55  119.988,50  0  11.998.850,47
Salto (Salto
Weissbach)  CELESC-GT  2.951.129,96  2.159.985,59  -  -  159.163,89  -  4.044.939,47  21.432,12  41.074,46  0  4.107.446,05
Antas I  DMEE  -  1.784.991,37  -  89.249,57  342.420,00  -  2.216.660,94  8.392,59  22.475,29  237.276,72  2.484.805,54
Boa Esperança  CHESF  -  20.912.317,26  11.601.758,14  1.045.615,86  13.254.306,78  -345.053,23  45.442.340,44  151.714,96  460.546,01  4.369.048,53  50.423.649,95
Bugres  CEEE-GT  -  2.503.501,72  35.311,19  125.175,09  502.320,00  25.035,02  3.191.343,02  11.912,56  32.356,12  314.151,29  3.549.762,98
Cachoeira do
Lavrinha  Cia São Patricio
de G. e T. de
Energia Elétrica -
CSP-G&T  -  820.154,48  412.527,64  50.000,00  98.246,40  -  1.380.928,53  5.677,06  14.006,12  136.582,30  1.537.194,00
Canastra  CEEE-GT  -  5.708.635,69  554.527,94  285.431,78  1.009.280,16  -  7.557.875,58  29.270,43  76.637,84  769.011,17  8.432.795,02
Uso dos
sistemas de T e
D

Fl. 16 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
Usina 
Concessionária 
RBO 
GAG - O&M 
Adicionais de 
Receita 
Bens não 
reversíveis 
(5%) 
Uso dos 
sistemas de T e 
D 
Indisponibili-
dade 
Resumo 
TFSEE 
P&D/PEE 
Ajustes - 
Recurso RAG 
2015 e outros 
RAG (R$) TOTAL
 Capigui  
 CEEE-GT  
-
782.313,56
16.504,91
50.000,00
164.236,80
-78.231,36
934.823,91
3.941,60
9.482,48
136.582,30
1.084.830,30
 Coaracy Nunes  
 ELETRONORTE 
-
10.187.382,43
25.950,41
509.369,12
0
-83.536,54
10.639.165,43
48.004,25
107.951,21
1.278.361,13
12.073.482,02
 Complexo Paulo 
Afonso  
 CHESF  
-
169.064.965,85
41.248.779,27
8.453.248,29
314.105.443,76
-9.822.674,52
511.494.407,30
966.887,62
5.176.376,72
22.954.912,34
540.592.583,98
 Corumbá I  
 FURNAS  
-
28.541.443,21
213.283,88
1.427.072,16
24.233.206,17
1.107.408,00
55.522.413,42
135.395,10
562.200,09
3.666.976,81
59.886.985,42
 Ernestina  
 CEEE-GT  
-
1.209.882,99
1.412,50
60.494,15
209.664,00
-
1.481.453,64
5.694,45
15.021,70
151.821,86
1.653.991,65
 Estreito (L. C. 
Barreto)  
 FURNAS  
-
57.541.487,14
361.796,75
2.877.074,36
64.203.300,18
-719.268,59
124.264.389,84
272.197,63
1.257.945,33
7.269.049,62
133.063.582,42
 Forquilha  
 CEEE-GT  
-
428.424,22
1.412,50
50.000,00
48.048,00
-
527.884,72
2.465,68
5.357,07
136.582,30
672.289,77
 Funil - BA  
 CHESF  
-
4.108.556,66
127.713,31
205.427,83
1.645.216,33
-410.855,67
5.550.661,46
19.822,18
56.267,51
513.847,90
6.140.599,05
 Funil - RJ  
 FURNAS  
-
18.992.502,02
232.285,16
949.625,10
6.022.080,00
-94.962,51
26.101.529,77
90.716,68
264.568,15
2.504.757,20
28.961.571,79
 Furnas  
 FURNAS  
-
65.196.277,27
61.603.583,25
3.259.813,86
67.372.684,08
-6.519.627,73
190.912.730,73
656.021,35
1.935.037,90
33.945.664,36
227.449.454,35
 Guarita  
 CEEE-GT  
-
538.211,60
1.412,50
50.000,00
76.876,80
53.821,16
720.322,06
2.904,83
7.305,32
136.582,30
867.114,52
 Henry Borden  
 EMAE  
-
119.926.037,94
6.546.770,98
5.996.301,90
3.158.994,78
995.386,11
136.623.491,70
590.151,41
1.385.996,40
15.068.742,91
153.668.382,42
 Herval  
 CEEE-GT  
-
334.453,33
351.399,30
50.000,00
79.139,89
-33.445,33
781.547,18
4.094,79
7.935,78
287.843,96
1.081.421,71
 Ijuizinho  
 CEEE-GT  
-
383.330,26
1.778,21
50.000,00
43.680,00
3.833,30
482.621,77
2.286,76
4.898,07
136.582,30
626.388,90
 Itaparica (Luiz 
Gonzaga)  
 CHESF  
-
83.377.356,92
4.652.951,37
4.168.867,85
104.807.465,85
4.068.815,02
196.633.244,19
409.638,89
1.990.332,15
10.210.547,54
209.243.762,78
 Jacuí  
 CEEE-GT  
-
17.837.113,92
226.067,47
891.855,70
5.765.478,16
317.500,63
25.038.015,87
84.774,83
253.765,56
2.238.669,58
27.615.225,84
Usina  Concessionária  RBO  GAG - O&M  Adicionais de
Receita  Bens não
reversíveis
(5%)  Uso dos
sistemas de T e
D  Indisponibili-
dade  Resumo  TFSEE  P&D/PEE  Ajustes -
Recurso RAG
2015 e outros  RAG (R$) TOTAL
Capigui  CEEE-GT  -  782.313,56  16.504,91  50.000,00  164.236,80  -78.231,36  934.823,91  3.941,60  9.482,48  136.582,30  1.084.830,30
Coaracy Nunes  ELETRONORTE  -  10.187.382,43  25.950,41  509.369,12  0  -83.536,54  10.639.165,43  48.004,25  107.951,21  1.278.361,13  12.073.482,02
Complexo Paulo
Afonso  CHESF  -  169.064.965,85  41.248.779,27  8.453.248,29  314.105.443,76  -9.822.674,52  511.494.407,30  966.887,62  5.176.376,72  22.954.912,34  540.592.583,98
Corumbá I  FURNAS  -  28.541.443,21  213.283,88  1.427.072,16  24.233.206,17  1.107.408,00  55.522.413,42  135.395,10  562.200,09  3.666.976,81  59.886.985,42
Ernestina  CEEE-GT  -  1.209.882,99  1.412,50  60.494,15  209.664,00  -  1.481.453,64  5.694,45  15.021,70  151.821,86  1.653.991,65
Estreito (L. C.
Barreto)  FURNAS  -  57.541.487,14  361.796,75  2.877.074,36  64.203.300,18  -719.268,59  124.264.389,84  272.197,63  1.257.945,33  7.269.049,62  133.063.582,42
Forquilha  CEEE-GT  -  428.424,22  1.412,50  50.000,00  48.048,00  -  527.884,72  2.465,68  5.357,07  136.582,30  672.289,77
Funil - BA  CHESF  -  4.108.556,66  127.713,31  205.427,83  1.645.216,33  -410.855,67  5.550.661,46  19.822,18  56.267,51  513.847,90  6.140.599,05
Funil - RJ  FURNAS  -  18.992.502,02  232.285,16  949.625,10  6.022.080,00  -94.962,51  26.101.529,77  90.716,68  264.568,15  2.504.757,20  28.961.571,79
Furnas  FURNAS  -  65.196.277,27  61.603.583,25  3.259.813,86  67.372.684,08  -6.519.627,73  190.912.730,73  656.021,35  1.935.037,90  33.945.664,36  227.449.454,35
Guarita  CEEE-GT  -  538.211,60  1.412,50  50.000,00  76.876,80  53.821,16  720.322,06  2.904,83  7.305,32  136.582,30  867.114,52
Henry Borden  EMAE  -  119.926.037,94  6.546.770,98  5.996.301,90  3.158.994,78  995.386,11  136.623.491,70  590.151,41  1.385.996,40  15.068.742,91  153.668.382,42
Herval  CEEE-GT  -  334.453,33  351.399,30  50.000,00  79.139,89  -33.445,33  781.547,18  4.094,79  7.935,78  287.843,96  1.081.421,71
Ijuizinho  CEEE-GT  -  383.330,26  1.778,21  50.000,00  43.680,00  3.833,30  482.621,77  2.286,76  4.898,07  136.582,30  626.388,90
Itaparica (Luiz
Gonzaga)  CHESF  -  83.377.356,92  4.652.951,37  4.168.867,85  104.807.465,85  4.068.815,02  196.633.244,19  409.638,89  1.990.332,15  10.210.547,54  209.243.762,78
Jacuí  CEEE-GT  -  17.837.113,92  226.067,47  891.855,70  5.765.478,16  317.500,63  25.038.015,87  84.774,83  253.765,56  2.238.669,58  27.615.225,84
Uso dos
sistemas de T e
D

Fl. 17 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
Usina 
Concessionária 
RBO 
GAG - O&M 
Adicionais de 
Receita 
Bens não 
reversíveis 
(5%) 
Uso dos 
sistemas de T e 
D 
Indisponibili-
dade 
Resumo 
TFSEE 
P&D/PEE 
Ajustes - 
Recurso RAG 
2015 e outros 
RAG (R$) TOTAL
 Macaco Branco  
 CPFL 
CENTRAIS 
GERADORAS  
-
726.005,82
-
50.000,00
64.671,48
-72.600,58
768.076,71
3.650,35
7.795,22
136.582,30
916.104,59
 Marimbondo  
 FURNAS  
-
74.573.148,09
283.618,76
3.728.657,40
98.851.355,97
-1.312.487,41
176.124.292,83
351.772,87
1.782.586,52
9.357.792,80
187.616.445,02
 Passo de 
Ajuricaba  
 DEMEI-G  
-
883.032,69
-
50.000,00
171.768,00
-
1.104.800,69
4.278,46
11.202,82
136.582,30
1.256.864,27
 Passo do Inferno 
 CEEE-GT  
-
383.261,29
12.487,72
50.000,00
48.048,00
3.832,61
497.629,63
2.329,33
5.050,09
136.582,30
641.591,35
 Passo Real  
 CEEE-GT  
-
13.684.849,26
45.874,73
684.242,46
10.034.415,45
619.923,67
25.069.305,58
64.528,83
253.877,12
1.717.239,88
27.104.951,41
 Pedra  
 CHESF  
-
2.183.501,85
175.481,44
109.175,09
1.306.236,00
-218.350,19
3.477.483,12
11.160,42
35.238,82
321.945,54
3.845.827,91
 Porto Colômbia  
 FURNAS  
-
25.684.716,14
161.473,60
1.284.235,81
14.409.446,32
66.780,26
41.606.652,13
121.456,41
421.496,05
3.233.677,92
45.383.282,51
 Porto Góes  
 EMAE  
-
4.188.379,95
154.963,15
209.419,00
498.240,00
293.186,60
5.344.188,70
20.343,02
54.187,19
532.993,82
5.951.712,73
 Rasgão  
 EMAE  
-
3.443.267,19
429.315,46
172.163,36
382.800,00
-
4.427.546,01
18.147,45
44.905,99
492.116,24
4.982.715,69
 Rio do Peixe  
 CPFL 
CENTRAIS 
GERADORAS  
-
2.463.296,96
-
123.164,85
918.650,64
-246.329,70
3.258.782,75
11.582,27
33.033,99
309.106,20
3.612.505,22
 Rio dos Patos  
 COPEL-GT  
-
162.721,94
-
50.000,00
112.488,00
-
325.209,94
1.851,73
3.303,65
259.609,38
589.974,70
 Santa Rosa  
 CEEE-GT  
-
472.995,27
1.412,50
50.000,00
61.152,00
47.299,53
632.859,29
2.643,96
6.419,22
136.582,30
778.504,78
 São Domingos  
 CELG-GT  
-
2.445.128,69
-
122.256,43
401.760,00
-
2.969.145,13
10.269,54
30.095,10
0
3.009.509,76
 São Simão  
 CEMIG-GT  
-
99.061.332,47
-
4.953.066,62
119.057.349,77
-
223.071.748,86
412.227,88
2.257.413,91
69.092.423,85
294.833.814,50
 Três Irmãos  
 Tijoa  
-
38.730.311,19
279.714,92
1.936.515,56
58.767.376,86
-
99.713.918,53
170.028,35
1.008.928,76
1.560.546,38
102.453.422,03
Usina  Concessionária  RBO  GAG - O&M  Adicionais de
Receita  Bens não
reversíveis
(5%)  Uso dos
sistemas de T e
D  Indisponibili-
dade  Resumo  TFSEE  P&D/PEE  Ajustes -
Recurso RAG
2015 e outros  RAG (R$) TOTAL
Macaco Branco  CPFL
CENTRAIS
GERADORAS  -  726.005,82  -  50.000,00  64.671,48  -72.600,58  768.076,71  3.650,35  7.795,22  136.582,30  916.104,59
Marimbondo  FURNAS  -  74.573.148,09  283.618,76  3.728.657,40  98.851.355,97  -1.312.487,41  176.124.292,83  351.772,87  1.782.586,52  9.357.792,80  187.616.445,02
Passo de
Ajuricaba  DEMEI-G  -  883.032,69  -  50.000,00  171.768,00  -  1.104.800,69  4.278,46  11.202,82  136.582,30  1.256.864,27
Passo do Inferno  CEEE-GT  -  383.261,29  12.487,72  50.000,00  48.048,00  3.832,61  497.629,63  2.329,33  5.050,09  136.582,30  641.591,35
Passo Real  CEEE-GT  -  13.684.849,26  45.874,73  684.242,46  10.034.415,45  619.923,67  25.069.305,58  64.528,83  253.877,12  1.717.239,88  27.104.951,41
Pedra  CHESF  -  2.183.501,85  175.481,44  109.175,09  1.306.236,00  -218.350,19  3.477.483,12  11.160,42  35.238,82  321.945,54  3.845.827,91
Porto Colômbia  FURNAS  -  25.684.716,14  161.473,60  1.284.235,81  14.409.446,32  66.780,26  41.606.652,13  121.456,41  421.496,05  3.233.677,92  45.383.282,51
Porto Góes  EMAE  -  4.188.379,95  154.963,15  209.419,00  498.240,00  293.186,60  5.344.188,70  20.343,02  54.187,19  532.993,82  5.951.712,73
Rasgão  EMAE  -  3.443.267,19  429.315,46  172.163,36  382.800,00  -  4.427.546,01  18.147,45  44.905,99  492.116,24  4.982.715,69
Rio do Peixe  CPFL
CENTRAIS
GERADORAS  -  2.463.296,96  -  123.164,85  918.650,64  -246.329,70  3.258.782,75  11.582,27  33.033,99  309.106,20  3.612.505,22
Rio dos Patos  COPEL-GT  -  162.721,94  -  50.000,00  112.488,00  -  325.209,94  1.851,73  3.303,65  259.609,38  589.974,70
Santa Rosa  CEEE-GT  -  472.995,27  1.412,50  50.000,00  61.152,00  47.299,53  632.859,29  2.643,96  6.419,22  136.582,30  778.504,78
São Domingos  CELG-GT  -  2.445.128,69  -  122.256,43  401.760,00  -  2.969.145,13  10.269,54  30.095,10  0  3.009.509,76
São Simão  CEMIG-GT  -  99.061.332,47  -  4.953.066,62  119.057.349,77  -  223.071.748,86  412.227,88  2.257.413,91  69.092.423,85  294.833.814,50
Três Irmãos  Tijoa  -  38.730.311,19  279.714,92  1.936.515,56  58.767.376,86  -  99.713.918,53  170.028,35  1.008.928,76  1.560.546,38  102.453.422,03
Uso dos
sistemas de T e
D

Fl. 18 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
Usina 
Concessionária 
RBO 
GAG - O&M 
Adicionais de 
Receita 
Bens não 
reversíveis 
(5%) 
Uso dos 
sistemas de T e 
D 
Indisponibili-
dade 
Resumo 
TFSEE 
P&D/PEE 
Ajustes - 
Recurso RAG 
2015 e outros 
RAG (R$) TOTAL
 Xingó  
 CHESF  
-
148.684.913,49
3.566.319,46
7.434.245,67
225.649.930,38
-505.528,71
376.328.115,57
710.364,97
3.808.469,50
17.905.762,83
398.752.712,87
  
TOTAL 
2.293.204.544,53
1.842.130.117,37
133.327.888,44
51.651.764,88
1.554.913.788,03
-12.860.130,14
5.304.810.839,63
20.505.427,61
53.791.073,41
227.720.558,32
5.606.827.898,97
Usina  Concessionária  RBO  GAG - O&M  Adicionais de
Receita  Bens não
reversíveis
(5%)  Uso dos
sistemas de T e
D  Indisponibili-
dade  Resumo  TFSEE  P&D/PEE    RAG (R$) TOTAL
                      Ajustes -  
                      Recurso RAG  
                      2015 e outros  
                        
Xingó  CHESF  -  148.684.913,49  3.566.319,46  7.434.245,67  225.649.930,38  -505.528,71  376.328.115,57  710.364,97  3.808.469,50  17.905.762,83  398.752.712,87
  TOTAL  2.293.204.544,53  1.842.130.117,37  133.327.888,44  51.651.764,88  1.554.913.788,03  -12.860.130,14  5.304.810.839,63  20.505.427,61  53.791.073,41    5.606.827.898,97
                      227.720.558,32  
                        
Uso dos
sistemas de T e
D
Indisponibili-
dade

48581.002145/2016-00 
80. 
Do valor final da RAG, cerca de 34,7% decorre da RBO, 30,5% da GAGO&M, 3,3% decorre 
da remuneração de investimentos em melhorias e bens não reversíveis, 26,3% dos encargos de uso do 
sistema de distribuição e transmissão, 1,3% dos encargos setoriais, -0,2% de ajuste por indisponibilidade e, 
finalmente, 4% decorre dos ajustes definidos no Despacho nº 1.817/2016, após avaliação dos recursos 
interpostos contra a RAG 2015. 
 
81. 
As RAG calculadas para as usinas hidrelétricas em prestação temporária, que serão pagas 
em parcela duodecimais, vigerão até que assuma o vencedor da licitação correspondente ou até 30 de junho 
de 2017, data em que serão reajustadas conforme a Portaria MME nº 117/2013. 
 
82. 
A partir do somatório das RAG calculadas, faz-se a conversão em tarifa (R$/MWh), a fim de 
se estipular o preço de cobertura para compra de energia nos processos das distribuidoras beneficiárias de 
energia em regime de cotas. Essa conversão observa a expectativa de CFURH a ser paga no próximo 
período, considerando o total da garantia física e a Tarifa Atualizada de Referência – TAR, fixada pela 
Resolução Homologatória 1.990, de 2015.  
 
Tabela 3 – Comparação entre a RAG 2015 e 2016 
Cotas (Lei 12.783/2013) 
RAG 2015
(após Leilão) 
RAG 2016 
% 
1 – Usinas 
62
66
6,45%
2 - RAG (R$) 
5.147.795.529,75
5.606.827.898,97
8,92%
3 - CFURH (R$) 
625.863.777,61
684.581.261,91
9,38%
4 - RAG + CFURH (R$)  
5.773.659.307,36
6.291.409.160,88
8,97%
5 - Garantia Física (MWmed) 
12.414,43
12.402,32
-0,10%
6 - Garantia Física Considerada (MWh) 
103.312.845,02
103.212.077,02
-0,10%
7 - Tarifa (R$/MWh) sem tributos 
55,89
60,96
9,07%
8 - Tarifa (R$/MWh) com tributos 
61,58
67,17
9,07%
 
83. 
Somando-se a expectativa de CFURH e o valor total das RAG apuradas nesta Nota Técnica, 
e dividindo-se pela Garantia Física contratadas em cotas, chega-se a R$ 60,96 por MWh, ou seja, 9,07% de 
aumento em relação ao valor estabelecido no ciclo anterior (REH 2.014/2016). Ao preço de repasse das 
usinas no regime de cotas nos processos tarifários das concessionárias de distribuição incluem-se os 
tributos PIS/PASEP e COFINS, conforme o Submódulo 3.2 do PRORET, chegando-se ao preço de R$ 67,17 
por MWh. 
 
 
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
84. 
O art. 3º da Lei nº 9.427, com redação dada Lei 12.783, de 12 de janeiro de 2013, que 
estabelece a competência da ANEEL para definição da tarifa das concessionárias de geração que 
entregarem sua energia em regime de cotas. 
 
 
V. DA CONCLUSÃO 
 
85. 
Nesta Nota Técnica são apresentados procedimentos de cálculo e os resultados das tarifas 
a serem praticadas pelos geradores alcançados pela Lei nº 12.783/2013, no período compreendido entre 1º 
de julho de 2016 e 30 de junho de 2017.
Cotas (Lei 12.783/2013)    RAG 2015    RAG 2016  %
    (após Leilão)      
1 – Usinas  62      66  6,45%
2 - RAG (R$)  5.147.795.529,75      5.606.827.898,97  8,92%
3 - CFURH (R$)  625.863.777,61      684.581.261,91  9,38%
4 - RAG + CFURH (R$)  5.773.659.307,36      6.291.409.160,88  8,97%
5 - Garantia Física (MWmed)  12.414,43      12.402,32  -0,10%
6 - Garantia Física Considerada (MWh)  103.312.845,02      103.212.077,02  -0,10%
7 - Tarifa (R$/MWh) sem tributos  55,89      60,96  9,07%
8 - Tarifa (R$/MWh) com tributos  61,58      67,17  9,07%

Fl. 20 Nota Técnica nº 232/2016-SGT/ANEEL, 14/07/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001479/2016-62 
 
VI. 
DA RECOMENDAÇÃO 
 
86. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se submeter à Diretoria 
Colegiada da ANEEL para homologação das receitas de geração para o ciclo 2016/2017. 
 
87. 
Recomenda-se, também, o pagamento em parcela única dos valores de GAGO&M de 
Furnas referente a operação temporária das usinas de Ervália, Neblina, Sinceridade, Dona Rita e Coronel 
Domiciano, em 02 dias no mês de julho de 2016. Ainda, em relação ao valor do recurso administrativo 
interposto pela CESP, definido no Despacho nº 1.817/2016, também se recomenda o pagamento em única 
parcela mensal no ciclo 2016/2017. 
 
 
 
ANDRÉ LÚCIO NEVES
Especialista em Regulação 
MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL 
Especialista em Regulação 
 
 
De acordo: 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária