48581.001896/2016-00 
 
 
 
S U P E R I N T E N D Ê N C I A  D E  
G E S T Ã O  T A R I F Á R I A   
 
Nota Técnica nº 185/2016-SGT/ANEEL 
Brasília, 15 de junho de 2016 
 
 
 
 
 
 
 
Q U A R T A  R E V I S Ã O  T A R I F Á R I A  
P E R I Ó D I C A  
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .  . . . . . . 
E M G  -  E n e r g i s a  M i n a s  G e r a i s  -  D i s t r i b u i d o r a  
d e  E n e r g i a  S .A. 
 
 
 
 
 
FINAL 
 
 
 
 
 
 
Agência Nacional de Energia Elétrica 
Superintendência de Gestão Tarifária 
SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar 
CEP: 70830-030 – Brasília – DF 
Tel: + 55 61 2192-8695 
Fax: + 55 61 2192-8679

ÍNDICE 
 
 
I. OBJETIVO .................................................................................................................................................................. 2 
III. ANÁLISE ................................................................................................................................................................. 4 
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO ............................................................................................................. 6 
III.2  RECEITA VERIFICADA................................................................................................................................ 7 
III.3 PARCELA B .................................................................................................................................................... 7 
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO).................................................................................................................. 7 
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI) ......................................................................................................... 10 
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR) ......... 11 
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI). .................................................. 16 
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO 
DE INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE ............................................................................................. 18 
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR)......................................................................................................................... 19 
III.4 PARCELA A ................................................................................................................................................. 21 
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE)................................................................... 21 
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT) . 28 
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) ................................................................................................................... 29 
III.5 FATOR X ...................................................................................................................................................... 32 
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS ......................................................................................... 36 
Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT...................................................................................................... 39 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários ........................................................................................................................... 40 
III.7. RESULTADO DA REVISÃO ....................................................................................................................... 41 
IV. CONCLUSÃO ................................................................................................................................................. 43

(Fls. 2 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Nota Técnica no 185/2016–SGT/ANEEL 
 
Em 15 de junho de 2016. 
 
 
 
 
Processo n.º 48500.000013/2016-40 
 
Assunto: Quarta Revisão Tarifária Periódica da EMG 
- Energisa Minas Gerais - Distribuidora de Energia 
S.A..  
 
 
 
 
I. OBJETIVO 
 
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da quarta revisão tarifária periódica da EMG - 
Energisa Minas Gerais - Distribuidora de Energia S.A. consolidada após análise das contribuições trazidas no 
âmbito da Audiência Pública (AP) 17/2016. 
 
2. 
O Módulo 2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabeleceu as 
metodologias aplicáveis a quarta revisão tarifária periódica da EMG. Uma revisão conceitual  
das metodologias aplicáveis, que vai além do escopo da presente Nota Técnica, pode ser feita a partir das 
seguintes referências:  
 
 Submódulo 2.1 e Nota Técnica 065/2015-SRM/SGT/ANEEL: Procedimentos Gerais; 
 Submódulo 2.2 e Nota Técnica 066/2015-SRM/SGT/ANEEL: Custos Operacionais; 
 Submódulo 2.3 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Base de Remuneração Regulatória; 
 Submódulo 2.4 e Nota Técnica 022/2015-SRE/ANEEL: Custo de Capital; 
 Submódulo 2.5 e Nota Técnica 067/2015-SRM/SGT/ANEEL: Fator X; 
 Submódulo 2.6 e Nota Técnica 106/2015-SRM/SGT/ANEEL: Perdas de Energia; 
 Submódulo 2.7 e Nota Técnica 105/2015-SRM/SGT/ANEEL: Outras Receitas; 
 Submódulo 2.8 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Geração Própria de Energia. 
 
 
3. 
A Seção II apresenta uma breve descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da EMG. A 
Seção III descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo do Reposicionamento 
Tarifário, Receita Verificada, Parcela B, Parcela A, Outras Receitas, Componentes Financeiros e Fator X. A 
seção IV traz as conclusões.

(Fls. 3 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
II. DOS FATOS 
 
4. 
Em 18 de junho de 1999 foi assinado o Contrato de Concessão n°040/1999, entre a União e a 
empresa EMG, por intermédio da ANEEL, para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica 
na área da concessionária.  
 
5. 
No referido contrato, a Sétima Subcláusula da Cláusula Sétima - Tarifas Aplicáveis na 
Prestação dos Serviços estabeleceu que a primeira revisão tarifária periódica dos valores das tarifas de energia 
elétrica da concessionária ocorreria um ano após o quarto reajuste anual concedido. A partir desta primeira 
revisão, efetivada em 18 de junho de 2004, as subsequentes seriam realizadas a cada quatro anos. 
 
6. 
Em dezembro de 2015, em processo conduzido pelo Ministério de Minas e Energia, foram 
assinados Termos Aditivos aos Contratos de Concessão citados, tendo por objeto formalizar a prorrogação das 
concessões pelo período de 30 anos.   
 
7. 
A assinatura dos Termos Aditivos implicou na alteração da data contratual prevista para a 
realização da quarta revisão tarifária ordinária de 18 de junho para 22 de junho de 2016, conforme Subcláusula 
Décima Terceira da Cláusula Sexta: 
 
“Subcláusula Décima Terceira – As revisões tarifárias ordinárias obedecerão ao seguinte 
cronograma: a primeira revisão será procedida em 22 de junho de 2016 e as subsequentes 
serão realizadas a cada 5 (cinco) anos a partir desta data”. 
 
8. 
As metodologias aplicáveis a quarta revisão da concessionária são definidas nos Módulos  
2 e 7 do PRORET que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária aplicável. 
As alterações no Módulo 2 foram aprovadas em abril de 2015 por meio da Resolução n° 660/2015. 
 
9. 
A Resolução Homologatória n° 1.895, de 16 de junho de 2015, homologou o resultado do 
Reajuste Tarifário Anual - RTA da EMG. 
 
10. 
Por meio do Ofício nº 05/2016-SGT/ANEEL, de 05/01/2016, foram solicitadas as informações 
iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, que foram encaminhadas pela Carta ENERGISAMG/VPR-
ANEEL/Nº014/2016, de 15 de fevereiro de 2016. 
 
11. 
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela 
SRD, por meio do Memorando n° 208/2016-SRD/ANEEL, de 06/06/2016. 
 
12. 
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 316/2016-SFF/ANEEL, de 09/06/2016. 
 
13. 
Em 05/04/2016, na 11° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a 
AP n° 17/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de 
contribuições se estendeu de 06 de abril a 09 de maio de 2016.  
 
14. 
No dia 25/05/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das 
contribuições trazidas na AP n° 17, foi encaminhada à EMG e ao Conselho de Consumidores.

(Fls. 4 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
15. 
Em 01 de junho, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da EMG, 
para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária apresentou as suas 
contribuições finais. O conselho optou por não participar da reunião. 
 
 
III. ANÁLISE 
 
16. 
Na Revisão Tarifária Periódica – RTP as tarifas são reposicionadas levando-se  
em consideração os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e as 
alterações na estrutura de custos.   
 
17. 
No momento da RTP também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos reajustes 
tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de produtividade obtidos pela 
concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de incentivos que foram estabelecidos  
pela ANEEL nos processos tarifários.    
 
18. 
O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a Receita 
Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos 12 (doze) meses 
imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.  
 
19. 
A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada dos 
investimentos necessários para a prestação dos serviços dos serviços de distribuição de energia elétrica. O 
cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos relacionados às atividades de 
geração e transmissão e aos encargos setoriais.  
 
20. 
A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem alteradas as 
tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O resultado da razão entre 
essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em média.  
 
21. 
O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte fórmula:  
 
 
𝑹𝑻= (
 𝐑𝐑
𝐑𝐕−𝟏) × 𝟏𝟎𝟎          (1)  
onde:  
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);RR: Receita Requerida; e 
RV: Receita Verificada. 
 
22. 
A Receita Requerida é dividida em duas parcelas: a primeira, denominada de Parcela A, 
envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos clientes, uso dos sistemas 
de transmissão e encargos setoriais. Em geral, a distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de 
custos, e em razão disso estes valores são repassados para os clientes da empresa.  
 
23. 
A segunda parcela, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a prestação do 
serviço de distribuição de energia. São custos inerentes da atividade de distribuição, que estão sujeitos ao

(Fls. 5 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e, por definição, são repassados por 
meio de valores regulatórios.   
 
24. 
Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte forma:  
 
𝑹𝑹= 𝑽𝑷𝑨+ 𝑽𝑷𝑩     (2) 
 
              onde: 
              RR: Receita requerida; 
              VPA: Valor da Parcela A; 
              VPB: Valor da Parcela B; 
 
 
25. 
No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita da 
concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos necessários para 
a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com gestão de pessoas, 
infraestrutura física e materiais e serviços.  
 
26. 
Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não 
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa de retorno 
para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No cálculo dos custos de capital 
também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa a recomposição dos investimentos 
realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo da vida útil dos bens e direitos. 
 
27. 
Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de forma a 
assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente para o pagamento 
do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL. 
 
28. 
No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B também se faz necessário a atualização dos 
valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da vigência das tarifas 
estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do utilizado como referência para o 
cálculo da revisão.  
 
29. 
Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação dos 
mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão tarifária. Por fim, 
são descontadas as Outras Receitas auferidas pela concessionária, que são revertidas em parte para a 
modicidade tarifária.   
 
30. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É 
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao nível de 
preços.   
 
 
𝑽𝑷𝑩= (𝑪𝑨𝑶𝑴+ 𝑪𝑨𝑨) ∙(𝟏−𝑷𝒎− 𝑴𝑰𝑸) −𝑶𝑹           (3) 
 
onde: 
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;  
                       CAA: Custo Anual dos Ativos;

(Fls. 6 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
𝑃𝑚: Fator de Ajuste de Mercado; e 
𝑀𝐼𝑄: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade; 
𝑂𝑅: Outras Receitas 
 
 
 
 
31. 
Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é dado pela soma 
dos componentes abaixo: 
 
𝑪𝑨𝑶𝑴= 𝑪𝑶+ 𝑹𝑰      (4) 
 
onde: 
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
CO3: Custos Operacionais e 
RI: Receitas Irrecuperáveis. 
 
32. 
Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo: 
 
𝑪𝑨𝑨= 𝑹𝑪+ 𝑸𝑹𝑹+ 𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰     (5) 
 
onde: 
CAA: Custo Anual dos Ativos; 
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades). 
 
33. 
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A: 
 
𝑽𝑷𝑨= 𝑪𝑬+ 𝑪𝑻+ 𝑬𝑺   (6) 
onde: 
VPA: Valor de Parcela A; 
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria; 
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e 
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica. 
 
34. 
Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é semelhante ao 
adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos componentes de Parcela A estão 
descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. 
 
 
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO 
 
35. 
O reposicionamento tarifário calculado para a EMG, para aplicação a partir  
de 22 de junho de 2016, resultou no percentual total médio de 2,20%, ao se ter como comparação, além dos 
custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos que foram acrescidos no processo de 
Revisão Tarifária Extraordinária - RTE mediante componente financeiro.

(Fls. 7 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Tabela 1. Reposicionamento Tarifário Médio 
 
 
36. 
Quando a base de comparação da Parcela A não é ajustada para se considerar os custos 
acrescidos na RTE, o reposicionamento tarifário é de 2,20%. Isso ocorre porque na RTE a cobertura tarifária 
de Parcela A que foi acrescida às tarifas se deu mediante componente financeiro.  
 
37. 
Como consequência, é necessário acrescentar na base de comparação os custos acrescidos 
na RTE mediante componente financeiro para se calcular o reposicionamento tarifário médio que reflete a 
atualização dos custos de Parcela A e B.  
 
 
III.2  RECEITA VERIFICADA 
 
 
38. 
No cálculo da Receita Verificada foram considerados os dados de mercado disponíveis  
no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP para o 
período de junho de 2015 a maio de 2016 e as tarifas de base econômica homologadas no processo de reajuste 
de 2015, resultando em faturamento anual de R$ 624.990.809,05.  
 
39. 
O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo tarifário e 
nível de tensão, sem o acréscimo dos financeiros considerados no reajuste de 2015.   
 
Tabela 2 – Receita Verificada 
  
 
 
III.3 PARCELA B 
 
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO) 
 
Descrição
Valores (R$)
VPA+VPB
638.743.116,83
Receita Verificada
624.990.809,05
Reposicionamento Tarifário Médio
2,20%
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
1.218.018
                 
564.580.507,99
             
A3   (69 kV)
6.643
                        
2.180.365,87
                 
A4   (2,3 kV a 25 kV)
208.051
                    
83.628.650,42
               
BT  (menor que 2,3 kV)
1.003.324
                 
478.771.491,69
             
Demais Livres
294.887
                    
42.202.767,35
               
Distribuição
5.451
                        
745.004,67
                    
Geração
-
                            
17.462.529,04
               
Total
1.518.356
                 
624.990.809,05
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 1 .218.018 5 64.580.507,99
A3 (69 kV) 6 .643 2 .180.365,87
A4 (2,3 kV a 25 kV) 2 08.051 8 3.628.650,42
BT (menor que 2,3 kV) 1 .003.324 4 78.771.491,69
Demais Livres 2 94.887 4 2.202.767,35
Distribuição 5 .451 7 45.004,67
Geração - 1 7.462.529,04
Total 1 .518.356 6 24.990.809,05

(Fls. 8 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
40. 
A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Sumódulo 2.2 do PRORET, 
estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente dos custos 
operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.  
 
41. 
A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras levando-se 
em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo 
de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos ao longo 
do ciclo tarifário.   
 
42. 
No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data  
da revisão observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado, perdas não 
técnicas ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.   
 
43. 
Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com  
a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos operacionais 
presente na tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking, parte da diferença é 
incorporada no momento da revisão e a parcela remanescente é considerada para fins de cálculo do 
Componente T do Fator X.   
 
44. 
Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite superior 
do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator T são calculados de 
forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite superior. 
Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do intervalo, o valor de custos operacionais 
reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma criar uma trajetória de aumento da Parcela B ao 
longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim, se os valores estiverem contidos no intervalo de custos 
eficientes, o custo reconhecido na revisão corresponderá o custo já contido nas tarifas e o Fator T será igual a 
zero.  
 
45. 
Um passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior é 
compatível com a restrição de variação de ±5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação anual  
de ±5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir: 
 
∆𝑪𝑶= 𝐦𝐢𝐧(  | √𝑪𝑶𝒆𝒇
𝑪𝑶𝑨𝒕
𝑵
−𝟏| ; 𝟓%) 
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
 
=  𝑪𝑶𝑨𝒕(𝟏± ∆𝑪𝑶)𝑵 
 
(7) 
onde: 
∆𝐶𝑂,        é a trajetória dos custos operacionais regulatórios; 
±5%,       é a variação máxima admissível; 
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
 
,   é a meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual; 
 
46. 
Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a aplicação 
da metodologia conforme descrita nos passos anteriores resultar em uma meta de custo operacional superior 
a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado em 50% com o consumidor.

(Fls. 9 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
47. 
Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a levar em 
consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir: 
 
 
𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
′ 
= 𝟏, 𝟐∙𝑶𝒑𝒆𝒙𝒎é𝒅𝒊𝒐+ 𝑪𝑶𝒎𝒆𝒕𝒂
 
𝟐
 
(8) 
 
onde: 
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
′ 
,     é a meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento; 
𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜, média dos custos operacionais reais. 
 
 
48. 
A tabela a seguir resume o cálculo de definição dos Custos Operacionais regulatórios para a  
EMG no valor de R$ 127.800.325,54. 
  
Tabela 3 – Custos operacionais regulatórios no reposicionamento  
 
 
 
49. 
No caso da EMG a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está abaixo do 
intervalo definido pelo método de benchmarking. Como resultado é estabelecida uma trajetória de aumento da 
Parcela B ao longo do ciclo.  
 
50. 
Uma vez que a aplicação direta da metodologia resultou em uma trajetória de 0,36% a.a., não 
foi necessário ajustar a meta regulatória para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%. Em relação 
à comparação que é realizada com os custos reais, a aplicação da metodologia resultou em relação entre a 
Descrição
Limite Inferior
Centro
Limite Superior
1.  Eficiência
77,70%
82,72%
89,96%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 
129.668.760
                                  
139.895.671
       
150.122.582
          
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição
Valor
3. OPEX nas tarifas - R$
127.333.217
                                  
4. Meta estudo de eficiência - R$
129.668.760
                                  
5. Variação Anual (%)
0,36%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a.
129.668.760
                                  
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição
Reais
7. OPEX Real - R$ 
124.775.208
                                  
8. Meta OPEX 
129.668.760
                                  
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX
103,92%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento
129.668.760
                                  
11. Número de anos no ciclo
4
                                                    
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.]
127.800.326

(Fls. 10 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
meta de custos operacionais e os custos reais de 103,92%, e consequentemente não foi necessário recalcular 
a trajetória para compartilhar com o consumidor o valor excedente a 120%. 
 
 
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI) 
 
51. 
O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no processo de revisão tarifária  
é composto por duas parcelas: (1) uma associada aos encargos setoriais e (2) outra relativa aos demais itens 
da receita da distribuidora. 
 
52. 
O valor da parcela relativa aos encargos setoriais é feito a partir do nível de receitas 
irrecuperáveis da própria concessionária. O objetivo é calcular os custos com encargos setoriais  
da forma mais precisa possível considerando, inclusive, o montante que é faturado e não recebido pelas 
concessionárias. Os níveis de receitas irrecuperáveis de cada concessionária são reconhecidos desde que não 
superem os limites estabelecidos no Submódulo 2.2 do PRORET. A equação a seguir sintetiza o cálculo das 
receitas irrecuperáveis associadas aos encargos setoriais. 
 
𝑽𝒊=
𝑬𝑺
(𝟏−𝑰𝑪𝑴𝑺−𝑷𝑰𝑺−𝑪𝑶𝑭𝑰𝑵𝑺) × {∑(𝝆𝒄× 𝑹𝑰𝒊)
𝑪
}       (9) 
 
onde: 
𝑉𝐼: Parcela de receitas irrecuperáveis associada aos encargos setoriais; 
ES: Valor dos encargos setoriais a ser considerado na revisão tarifária; 
𝜌𝑐: Participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; e 
𝑅𝐼𝑖: Mediana dos percentuais de receitas irrecuperáveis, relativa à classe C, verificados nos três anos 
anteriores ao da revisão tarifária. 
  
53. 
Para a parcela de receitas irrecuperáveis relativa aos demais itens da receita, são definidos 
percentuais regulatórios específicos para cada empresa, por classe de consumo. Os percentuais regulatórios 
são baseados no desempenho das distribuidoras, que são comparadas conforme sua posição no ranking de 
complexidade socioeconômica das áreas de concessão. O valor de receitas irrecuperáveis dessa parcela  
da receita, acrescido dos valores previstos de faturamento de bandeiras tarifárias, é então definido pela seguinte 
equação: 
 
𝑽𝑹𝑰=
𝑹𝑹 +𝑹𝒆𝒄𝒆𝒊𝒕𝒂 𝒅𝒆 𝑩𝒂𝒏𝒅𝒆𝒊𝒓𝒂𝒔−𝑬𝒏𝒄𝒂𝒓𝒈𝒐𝒔 𝑺𝒆𝒕𝒐𝒓𝒊𝒂𝒔
(𝟏−𝑰𝑪𝑴𝑺−𝑷𝑰𝑺−𝑪𝑶𝑭𝑰𝑵𝑺)
× {∑(𝝆𝒄× 𝑹𝑰𝒄)
𝑪
}        (10) 
 
Onde: 
𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 
𝑅𝑅: receita requerida 
Receita de Bandeiras: receita prevista de bandeiras tarifárias; 
𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠 𝑆𝑒𝑡𝑜𝑟𝑖𝑎𝑖𝑠: valores de encargos setoriais definidos na revisão tarifária; 
𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 
𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à 
empresa.

(Fls. 11 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
54. 
A tabela a seguir resume o cálculo do valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no 
processo de revisão tarifária, segregado em suas duas parcelas, uma relacionada aos encargos setoriais e 
outra relativa ao restante da receita. 
 
Tabela 4 – Receitas Irrecuperáveis 
 
 
 
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR) 
 
55. 
A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos realizados 
pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e do custo de capital, 
conforme formulação a seguir: 
 
𝑹𝑪= (𝑩𝑹𝑹𝒍−𝑹𝑮𝑹) ∙𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é + 𝑹𝑮𝑹∙𝒓𝒓𝒈𝒓+ 𝑹𝑪𝑶𝑬   (11) 
 
onde: 
RC: Remuneração do Capital; 
BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida; 
RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR; 
rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real Antes dos Impostos; 
rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e 
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais. 
 
56. 
A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais - 
RCOE – é calculado conforme equação abaixo. 
 
𝑹𝑪𝑶𝑬 =
𝒓𝒑−𝒓𝒇
𝟏−𝒕× 𝟎, 𝟓× 𝑷×
𝑪𝑨𝑶𝑴
𝑪𝑨𝑶𝑴+𝑪𝑨𝑨−𝑹𝑪𝑶𝑬× 𝑶𝑬𝑺𝒃       (12) 
 
onde: 
     𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações 
Especiais;  
𝑟𝑝: Custo de Capital Próprio (nominal); 
𝑟𝑓: Remuneração do Ativo Livre de Risco (nominal); 
𝑡: Impostos e Contribuições sobre a Renda; 
𝑃: Participação do Capital Próprio no Capital Total; 
𝐶𝐴𝑂𝑀: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 
𝐶𝐴𝐴: Custo Anual dos Ativos;e 
𝑂𝐸𝑆𝑏: Obrigações Especiais Bruta. 
 
Descrição
Receita Base (R$)
% RI
RI (R$)
Encargos Setoriais
190.160.165
              
0,13%
240.923
            
Restante da Receita
720.101.922
              
0,35%
2.511.069
         
Total
910.262.086
0,30%
2.751.993

(Fls. 12 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
57. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que 
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor  
os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil. 
 
58. 
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base  
de Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a seguir: 
 
𝑸𝑹𝑹= 𝑩𝑹𝑹𝒃∙𝜹        (13) 
 
onde: 
QRR: Quota de Reintegração Regulatória; 
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e 
: Taxa média de depreciação das instalações. 
 
59. 
Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as taxas anuais 
de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – 
MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 02 de junho de 2009. 
 
 
III.3.3.1 CUSTO DE CAPITAL 
 
60. 
Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado  
de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda, sendo 
expresso pela seguinte fórmula: 
 
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪= (𝑷𝑽
⁄ ) ∙𝒓𝒑+ (𝑫𝑽
⁄ ) ∙𝒓𝒅    (14) 
 
onde: 
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais; 
rP: custo do capital próprio real depois de impostos; 
rD: custo da dívida real depois de impostos; 
P: capital próprio; 
D: capital de terceiros ou dívida;  
V: soma do capital próprio e de terceiros; 
 
61. 
A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor  
em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro.  
 
62. 
Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada, partiu-se do levantamento 
de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, nos anos de 2011, 2012 e 2013, 
resultando no percentual de participação de capital de terceiros (D/V) de 48,76%. 
 
63. 
Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno CAPM (Capital 
Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de ativos de distribuição de 
energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte equação: 
 
𝒓𝑷= 𝒓𝒇+ 𝜷∙(𝒓𝒎−𝒓𝒇) + 𝒓𝑩      (15)

(Fls. 13 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
onde:  
rP: custo de capital próprio; 
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco; 
: beta do setor regulado; 
rm-rf: prêmio de risco do mercado de referência; e 
rB: prêmio de risco país. 
 
64. 
Para o custo de capital de terceiros adota-se uma abordagem similar à do capital próprio, ou 
seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos para se emprestar 
recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de terceiros é calculado então pelo 
método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão: 
 
𝒓𝒅= 𝒓𝒇+ 𝒓𝑪+ 𝒓𝑩      (16) 
 
onde:  
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco; 
rc: prêmio de risco de crédito; e 
rB: prêmio de risco país. 
 
65. 
A tabela a seguir ilustra o cálculo do custo médio ponderado de capital para  
uma concessionária que tenha alíquota de 34% a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e 
Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL). 
 
Tabela 5: Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC 
CUSTO DE CAPITAL 
Proporção de Capital Próprio 
51,24% 
Proporção de Capital de Terceiros 
48,76% 
Taxa livre de risco 
5,64% 
Prêmio de risco de Mercado 
7,56% 
Beta médio alavancado 
0,70 
Prêmio de risco do negócio 
5,31% 
Inflação americana considerada 
2,41% 
Prêmio de risco país 
2,62% 
Custo de capital próprio real 
10,90% 
  
  
Prêmio de risco de crédito 
3,37% 
Custo de dívida real 
5,14% 
  
CUSTO MÉDIO PONDERADO 
WACC real antes de impostos* 
12,26% 
WACC real depois de impostos 
8,09% 
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%
CUSTO DE CAPITAL    
Proporção de Capital Próprio  51,24%  
Proporção de Capital de Terceiros  48,76%  
Taxa livre de risco  5,64%  
Prêmio de risco de Mercado  7,56%  
Beta médio alavancado  0,70  
Prêmio de risco do negócio  5,31%  
Inflação americana considerada  2,41%  
Prêmio de risco país  2,62%  
Custo de capital próprio real  10,90%  
    
Prêmio de risco de crédito  3,37%  
Custo de dívida real  5,14%  
    
CUSTO MÉDIO PONDERADO    
WACC real antes de impostos*  12,26%  
WACC real depois de impostos  8,09%  
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%    

(Fls. 14 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
66. 
Para aplicação tarifária considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos impostos 
do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às tarifas dos consumidores 
como se segue abaixo: 
 
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é =
(𝑷𝑽
⁄ )∙𝒓𝒑+(𝑫𝑽
⁄ )∙𝒓𝒅
𝟏−𝑻
      (17) 
 
 
67. 
Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal diferenciado, 
de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas finais inferiores ao valor de 
34%, seriam consideradas as seguintes alíquotas: 
 
a) para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as alíquota de IRPJ 
e CSSL somam 0,00% (zero); 
b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as alíquotas de IRPJ 
e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na área de concessão sujeita ao 
benefício fiscal; 
c) 
para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as alíquotas de 
IRPJ e CSLL somam 24%; 
d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%. 
 
 
68. 
Para aplicação tarifária considerar-se-ia o WACC conforme tabela abaixo:  
 
Tabela 6: WACC antes de Impostos 
WACC 
Alíquota de 
IRPJ e CSLL 
Taxa 
(rwacc-pré) 
WACC real antes dos impostosa 
Isento 
9,97% 
WACC real antes dos impostosb 
15,25% 
10,77% 
WACC real antes dos impostosc 
24% 
11,45% 
WACC real antes dos impostosd 
34% 
12,26% 
a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda; 
b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM; 
c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e 
d) todas as demais. 
 
69. 
Também será deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor 
de recursos da RGR junto a Eletrobrás, referente ao terceiro mês anterior à data base do laudo de avaliação 
da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR 
serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da empresa ao custo de capital regulatório (WACC). 
 
70. 
O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será 
remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário contempla 
atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário são 
corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória.
WACC    Alíquota de
IRPJ e CSLL  Taxa
(r )
wacc-pré  
  WACC real antes dos impostosa  Isento  9,97%  
  WACC real antes dos impostosb  15,25%  10,77%  
  WACC real antes dos impostosc  24%  11,45%  
  WACC real antes dos impostosd  34%  12,26%  

(Fls. 15 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
71. 
Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) serão remunerados pelo 
custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 0,73% a.a., e os recursos da RGR não destinados ao PLpT 
serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros disponíveis às distribuidoras de 
energia elétrica, de 2,88% a.a. em termos reais. 
 
III.3.3.2 BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA 
 
72. 
Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público de 
distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser observadas as 
seguintes diretrizes: 
 
a) A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP) deve ser 
“blindada”. Entende- se como base blindada os valores aprovados por laudo de avaliação 
ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e as 
respectivas atualizações; 
 
b) As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde que ainda 
em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão tarifária; 
 
c) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de 
remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base do 
terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b); 
 
d) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês anterior  
ao mês da atual revisão tarifária; 
 
e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IGP-M, entre a data-base do 
laudo de avaliação e a data da revisão tarifária; 
 
73. 
Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica 
somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente utilizados no 
serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de remuneração aqueles 
ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR. 
 
74. 
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como da 
remuneração e quota de reintegração.

(Fls. 16 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 7 – Remuneração do Capital e Quota de Reintegração 
 
 
75. 
O valor da Base de Remuneração Regulatória foi informado pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF por meio do Memorando nº 316/2016-SFF/ANEEL, de 16 de junho 
de 2016.   
 
 
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI). 
 
76. 
O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, refere-se 
aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, 
e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.  
 
77. 
Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no Ativo 
Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são determinados como uma 
relação do AIS. A BAR será determinada pela formulação a seguir: 
 
𝑩𝑨𝑹= 𝟐, 𝟕𝟏𝟓𝟗∙(𝑨𝑰𝑺−𝑰𝑨)−𝟎,𝟏𝟔𝟕+𝟏∙(𝑰𝑷𝑪𝑨𝟏/𝑰𝑷𝑪𝑨𝟎)𝟎,𝟏𝟔𝟕     (18) 
 
onde: 
𝐵𝐴𝑅: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos não 
elétricos (instalações móveis e imóveis); 
𝐴𝐼𝑆: Ativo imobilizado em serviço aprovado na quarta revisão; 
𝐼𝐴: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na quarta revisão; 
Descrição
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
1.301.364.261
      
(2) Índice de Aproveitamento Integral
13.511.974
           
(3) Obrigações Especiais Bruta
376.563.122
         
(4) Bens Totalmente Depreciados
211.436.728
         
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
699.852.438
(6) Depreciação Acumulada
714.925.185
         
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso)
586.439.076
         
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
7.539.695
             
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR)
578.899.381
         
(10) Almoxarifado em Operação
642.757
                
(11) Ativo Diferido
-
                        
(12) Obrigações Especiais Líquida
279.060.057
         
(13) Terrenos e Servidões
7.549.045
             
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13)
308.031.127
(15) Saldo RGR PLPT
7.694.000
             
(16) Saldo RGR Demais Investimentos
637.000
                
(17) Taxa de Depreciação
3,75%
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
26.244.466
           
(19) Remuneração de Obrigações Especiais
7.095.922
             
(20) Remuneração do Capital
43.913.669

(Fls. 17 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
𝐼𝐺𝑃𝑀1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e 
𝐼𝐺𝑃𝑀0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011. 
 
78. 
Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade é necessário 
segregar em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:  
 
Tabela 8: Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos 
Grupo de Ativos 
(% da BAR) 
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅𝐴) 
45% 
Veículos (𝐵𝐴𝑅𝑉) 
12% 
Sistemas (BARI) 
43% 
 
79. 
Uma vez segregado, as Anuidades são dadas por: 
 
𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰= 𝑪𝑨𝑳+ 𝑪𝑨𝑽+ 𝑪𝑨𝑰       (19) 
 
onde: 
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades); 
CAL: Custo Anual de Aluguéis; 
CAV: Custo Anual de Veículos; e 
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática. 
 
80. 
As Anuidades serão calculadas em regime, com depreciação linear na vida útil e com 
remuneração sobre 50% do investimento. 
 
𝑪𝑨(𝑳/𝑽/𝑰) = 𝑩𝑨𝑹𝑨/𝑽/𝑰 ∙[
𝟏
𝑽𝑼𝑨/𝑽/𝑰+
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é
𝟐
]         (20) 
 
 
 
onde: 
CA(L/V/I): Custo Anual de: A: Aluguéis / V:Veículos / I:Sistemas de Informática; 
BARA/V/I: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para 
infraestrutura de: A:imóveis de uso administrativos / V: veículos / I: Sistemas de informática; e 
VUA/V/I: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle 
Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE: A: 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) 
“Edificação – outras” e 15% referente ao TUC “Equipamento Geral” / V: referente ao TUC “Veículos” / 
I:referente ao TUC “Equipamento Geral de Informática”..  
 
81. 
A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI:
  Grupo de Ativos      (% da BAR)  
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅 )
𝐴      45%    
Veículos (𝐵𝐴𝑅 )
𝑉      12%    
Sistemas (BAR )
I      43%    

(Fls. 18 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 9: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI 
 
 
 
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO DE 
INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE 
 
82. 
Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção - CAOM e ao Custo Anual dos Ativos - 
CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.  
 
83. 
O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, considera os 
ganhos potenciais de produtividade entre o ano anterior à revisão tarifária, período de referência, e o período 
em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze meses posteriores à revisão.  
 
84. 
O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm) a ser aplicado na revisão tarifária periódica de 
cada concessionária no ajuste do Valor da Parcela B é definido a partir da produtividade média do setor  
de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do número de unidades consumidoras da 
concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme equação a seguir:  
 
𝑷𝒎(𝒊): = 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟏𝟒× (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊) −∆𝑴𝑾𝒉
̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅) −𝟎, 𝟎𝟒× (∆𝑼𝑪(𝒊) −∆𝑼𝑪
̅̅̅̅̅̅)    (21) 
 
onde: 
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.; 
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a 
revisão tarifária em processamento;  
∆𝑀𝑊ℎ
̅̅̅̅̅̅̅̅̅: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.; 
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i, 
entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e 
∆𝑈𝐶
̅̅̅̅̅̅ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a. 
 
85. 
O Fator de Ajuste de Mercado calculado para aplicação na atual revisão tarifária é de 1,39%. 
 
86. 
Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, são considerados os indicadores 
Duração Equivalente de Interrupção (DEC) e Frequência Equivalente de Interrupção (FEC). O mecanismo 
busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho relativo entre as 
distribuidoras.  
 
Descrição
Valores (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR)
107.590.564
               
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA)
48.415.754
                 
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV)
12.910.868
                 
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI)
46.263.942
                 
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL)
5.450.745
                   
(6) Anuidade - Veículos (CAV)
2.635.846
                   
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI)
11.565.025
                 
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7)
19.651.616

(Fls. 19 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
87. 
A EMG situa-se no período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, quanto à aplicação 
da metodologia definida pelo Submódulo 2.5 do PRORET, descrita na seção III.5.3 desta Nota Técnica. Para 
os processos de revisão tarifária de concessionárias cujas datas situam-se no período de abril de 2016 e março 
de 2017 apenas os indicadores de qualidade técnica DEC e FEC são considerados. Após este período 
indicadores de qualidade comercial serão adicionados de forma gradativa até o fim do período de transição em 
março de 2019. 
 
88. 
O Fator de Ajuste de Qualidade calculado para aplicação na atual revisão tarifária foi definido 
em -0,18%.  
 
89. 
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária  
da concessionária. 
 
Tabela 11: Cálculo da Parcela B ajustada 
 
 
 
 
 
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR) 
 
90. 
As outras receitas podem ser classificadas em duas categorias, conforme sua natureza:  
em “receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica”, que são as relativas aos serviços 
cobráveis, e “receitas de atividades acessórias”, que são atividades de natureza econômica acessória ao objeto 
do contrato de concessão, exercida por conta e risco das concessionárias. As atividades acessórias 
subdividem-se em 2 subgrupos:  
 
a) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade regulada, 
prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como: arrecadação de convênios 
ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de faturas de terceiros por meio de 
estrutura própria de arrecadação; veiculação de propaganda ou publicidade em fatura de energia 
elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos; 
compartilhamento de infraestrutura; serviços de avaliação técnica e de aferição de medidores em 
laboratório próprio; e operacionalização de serviço de créditos tributários. 
 
Descrição
Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM)
130.552.318
Custos Operacionais (CO)
127.800.325,54
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi)
240.923,09
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse)
2.511.069,47
Custo Anual dos Ativos (CAA)
89.809.752
Remuneração do Capital (RC)
43.913.669,29
Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
26.244.466,41
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI)
19.651.616,08
Parcela B (VPB)
220.362.070
 Índice de Produtividade da Parcela B
1,39%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade
-0,18%
Parcela B com ajustes
217.697.632

(Fls. 20 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
b) Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como atividade não 
regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de distribuição de energia 
elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por terceiros, observando-se  
a legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da concorrência. São elas: 
elaboração de projeto, construção, expansão, operação, manutenção ou reforma de: (1) redes de 
distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao 
atendimento dos empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia 
elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de 
energia; (4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: (6) 
padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas  
de medição de energia elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e 
minigeração distribuída; e (9) sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do consumo 
de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis  
nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em 
lei; serviços de comunicação de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades 
acessórias previstas. 
 
91. 
O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será de 60% 
da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins de estimular  
a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço de 
distribuição de energia elétrica. 
 
92. 
Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias complementares 
também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens: a) (8) geradores, incluindo-
se unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de iluminação pública, b) eficientização 
do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos 
projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços 
de comunicação de dados, os quais o percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta. 
 
93. 
Desse modo, para cada natureza de receita há um percentual que deve ser revertido  
à modicidade tarifária, nos termos do Submódulo 2.7 do PRORET. A tabela a seguir sintetiza o cálculo de 
“Outras Receitas”.

(Fls. 21 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 12: Outras Receitas 
 
 
 
III.4 PARCELA A 
 
94. 
O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as condições 
vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de energia elétrica (CE), 
os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão (CT) e os custos com Encargos 
Setoriais (ES).  
 
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE) 
 
III.4.1.1 TIPOS DE CONTRATOS E REGRAS DE PRECIFICAÇÃO 
 
95. 
A Lei n. 10.848, de 15/03/2004 alterou as regras de compra e venda de energia 
elétrica especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica.  
Foram estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com 
mercado próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar. 
 
96. 
Também a Lei n° 10.848, de 15/03/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no 
Sistema Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente  
de Contratação Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia 
“deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
97. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação de 
contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
Descrição das atividades
Compartilhamento
Receita Regulatória
Serviços Cobráveis
60%
1.226.316,82
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros
60%
2.627.438,54
Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D
50%
0,00
Veiculação de publicidade
60%
0,00
Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos
60%
35.553,22
Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses)
60%
2.566.439,06
Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores.
60%
0,00
Operacionalização de serviço de créditos tributários
60%
0,00
Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:
(1)  redes de distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos 
empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras;
60%
0,00
(2)  redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão;
60%
0,00
(3)  subestações de energia;
60%
0,00
(4)  instalações elétricas internas de unidades consumidoras;
60%
0,00
(5)  banco de capacitores:
60%
0,00
(6)  padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão;
60%
0,00
(7)  sistemas de medição de energia elétrica;
60%
0,00
(8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída;
30%
0,00
(9)  sistemas de iluminação pública.
60%
0,00
Eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de 
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei
30%
0,00
Serviços de comunicação de dados
30%
0,00
Serviços de consultoria
60%
0,00
Descrição das atividades Compartilhamento Receita Regulatória  
Serviços Cobráveis 60% 1.226.316,82  
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros 60% 2.627.438,54
Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D 50% 0,00
Veiculação de publicidade 60% 0,00
Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos 60% 35.553,22
Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses) 60% 2.566.439,06
Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores. 60% 0,00
Operacionalização de serviço de créditos tributários 60% 0,00  
Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:  
(1) redes de distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos
60% 0,00
empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras;
(2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; 60% 0,00
(3) subestações de energia; 60% 0,00
(4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; 60% 0,00
(5) banco de capacitores: 60% 0,00
(6) padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; 60% 0,00
(7) sistemas de medição de energia elétrica; 60% 0,00
(8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; 30% 0,00
(9) sistemas de iluminação pública. 60% 0,00
Eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de
30% 0,00
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei
Serviços de comunicação de dados 30% 0,00
Serviços de consultoria 60% 0,00  
  

(Fls. 22 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema Isolado 
antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio  
de licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações 
de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a  
Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes  
de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre concessionária 
com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.  
 
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente 
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do  
Decreto n. 5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos 
empreendimentos e de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004; 
 
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163,  
de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou indiretamente, 
para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento de até dois anos, 
para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica necessário para o 
atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com  
as concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, de 
16/9/2008; 
 
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e 
Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado 
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art. 11 
Lei nº 12.111, de 9/12/2009;  
 
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
 
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia física 
de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos da  
Lei n° 12.783, de 2013; 
 
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio da 
concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que atendem 
os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, 
com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes firmam 
contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL;

(Fls. 23 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos 
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: hidráulicas 
com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração, com eficiência 
energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de eficiência para 
térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível). 
 
 
III.4.1.2 ENERGIA REQUERIDA 
 
98. 
Além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores há que se considerar que 
nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Perdas de energia são inerentes à natureza 
do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica. Cabe à ANEEL definir a cada 
revisão tarifária um referencial regulatório de perdas que leve em consideração o desempenho da 
concessionária nos segmentos de perdas que tenha maior gestão.  
 
99. 
As perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema 
de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as Perdas na Distribuição  
que podem ser de natureza técnica ou não técnica. 
 
100. 
As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de 
transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária. As perdas  
não técnicas, por sua vez, representam todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica, 
tais como furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem 
equipamento de medição, etc. São medidas pela diferença entre as Perdas na Distribuição e as Perdas 
Técnicas. 
 
101. 
As Perdas Técnicas são calculadas levando-se em consideração as características do sistema 
de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos condutores, 
tipo de transformadores, etc. São calculadas as perdas nas redes de distribuição em alta, média e baixa tensão, 
subestações, 
transformadores 
de 
distribuição, 
além 
dos 
ramais 
de 
ligação 
e 
medidores.   
O Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição - PRODIST detalha a metodologia empregada para o cálculo 
das perdas técnicas. O nível de perdas técnicas calculado, como percentual da energia injetada, é mantido 
constante em todos os processos tarifários até a revisão subsequente.  
 
102. 
O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela 
Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 208/2016 – SRD/ANEEL, 
no percentual de 9,24% sobre a energia injetada.  
 
103. 
O referencial regulatório para as Perdas Não Técnicas é redefinido a cada revisão tarifária e 
pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor de perdas não técnicas 
a cada reajuste tarifário, ou na forma de uma meta fixa, em que o nível de perdas não técnicas reconhecido 
nas tarifas, sempre referenciado em termos de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, se 
mantém constante ao longo do ciclo tarifário.

(Fls. 24 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
104. 
A abordagem adotada pela ANEEL para a definição dos limites de perdas não técnicas é o da 
comparação do desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão com certo grau de 
semelhança. Essa comparação se dá essencialmente a partir da construção de um ranking de complexidade 
no combate às perdas não técnicas que busca mensurar de forma objetiva o nível de dificuldade enfrentado 
por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as fraudes e furtos de energia em sua área de atuação. 
 
105. 
A partir da formulação do ranking é possível afirmar que distribuidoras que atuam em áreas mais 
complexas, e que ainda assim tenham alcançado níveis mais baixos de perdas não técnicas, sejam referencias 
de eficiência e possam, portanto, ser utilizadas para se definir trajetórias de redução de perdas não técnicas 
para as demais. Cabe ressaltar que além da análise de eficiência comparativa das distribuidoras, a avaliação 
também considera o desempenho passado da própria distribuidora, que pode servir de referencial regulatório 
quando os níveis de perdas não técnicas tiverem crescido.  
 
106. 
O ponto de partida para o referencial regulatório de perdas não técnicas é definido, regra geral, 
pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada 
pela distribuidora, considerando eventuais ajustes e exceções previstas no Submódulo 2.6 do PRORET, se for 
o caso. A meta para o final do ciclo, por sua vez, considera o desempenho de distribuidoras que atuem em 
áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não técnicas, e que tenham 
desempenho melhores. Caso a concessionária em processo de revisão possua patamares reais de perdas não 
técnicas superiores aos considerados adequados pela ANEEL, o nível médio de perdas não técnicas das 
empresas benchmarks passa a ser referencial para a definição da meta, que deve observar a velocidade 
potencial de redução.  
 
107. 
A tabela a seguir sintetiza o cálculo das perdas não técnicas para a concessionária. 
 
Tabela 13: Perdas Regulatórias  
 
 
108. 
No caso da EMG, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a média histórica praticada 
pela concessionária, de 0,64% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do ciclo, 
propõe-se o mesmo percentual de 0,64% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, tendo em 
vista que a empresa pratica perdas abaixo de 7,5% sobre o mercado de baixa tensão, e, nestes casos, a 
metodologia não estabelece uma trajetória inferior ao ponto de partida. 
 
Descrição
Perdas Não 
Técnica (% BT)
1. Meta 3º Ciclo (Faturada)
0,96%
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos anos)
1,27%
3. Meta 3º Ciclo (Medida) [1. + 2.]
2,23%
4. Média Histórico (Medida)
1,91%
5. Ponto de Partida [ = Média Histórica ]
1,91%
Descrição
Ponto Partida
2016
2017
2018
2019
2020
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta)
1,91%
1,91%
1,91%
1,91%
1,91%
1,91%
Velocidade de Redução (a.a)
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Limite de Redução (a.a)
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Referencial Regulatório PNT/BT (medido)
1,91%
1,91%
1,91%
1,91%
1,91%
1,91%
Diferença entre medido e faturado
1,27%
1,27%
1,27%
1,27%
1,27%
1,27%
Referencial Regulatório PNT/BT (faturado)
0,64%
0,64%
0,64%
0,64%
0,64%
0,64%
Referencial Regulatório PT/Einj
9,24%
9,24%
9,24%
9,24%
9,24%
9,24%
1 - Cálculo do Ponto de Partida
1 - Cálculo do Ponto de Partida            
Descrição  Perdas Não
Técnica (% BT)          
1. Meta 3º Ciclo (Faturada)  0,96%
1,27%
2,23%
1,91%          
2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos anos)            
3. Meta 3º Ciclo (Medida) [1. + 2.]            
4. Média Histórico (Medida)            
5. Ponto de Partida [ = Média Histórica ]  1,91%          
            
Descrição  Ponto Partida  2016  2017  2018  2019  2020
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta)  1,91%  1,91%  1,91%  1,91%  1,91%  1,91%
Velocidade de Redução (a.a)  0,00%  0,00%  0,00%  0,00%  0,00%  0,00%
Limite de Redução (a.a)  0,00%  0,00%  0,00%  0,00%  0,00%  0,00%
Referencial Regulatório PNT/BT (medido)  1,91%  1,91%  1,91%  1,91%  1,91%  1,91%
Diferença entre medido e faturado  1,27%  1,27%  1,27%  1,27%  1,27%  1,27%
Referencial Regulatório PNT/BT (faturado) 0,64% 0,64% 0,64% 0,64% 0,64% 0,64%
Referencial Regulatório PT/Einj 9,24% 9,24% 9,24% 9,24% 9,24% 9,24%            0,64%

(Fls. 25 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
109. 
A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo de revisão 
tarifária.  
 
Tabela 14: Energia Requerida 
 
 
 
110. 
A Energia Vendida representa toda energia faturada pela concessionária de seu mercado cativo, 
consumo próprio e energia suprida a outras distribuidoras. As perdas na Rede Básica são apuradas em cada 
processo tarifário com base nas medições dos últimos 12 meses das perdas apuradas na Rede Básica e nas 
Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso compartilhada, contabilizadas pela Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.  
 
III.4.1.3 VALORAÇÃO DA COMPRA DE ENERGIA 
 
111. 
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no contrato 
de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004. 
 
112. 
Também é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225,  
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia 
requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na 
data da revisão. 
 
113. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-se o Balanço 
Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica considerando  
o período de referência em questão. 
 
114. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e 
a energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada disponível corresponde ao 
somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, Geração Própria, cotas de energia 
de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos Renovados, e Contratos de Suprimento.  
 
 
115. 
No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os seguintes 
procedimentos:  
 
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
1.218.018
          
1.218.018
          
Fornecimento
1.218.018
          
1.218.018
          
Consumidores Livres
300.338
             
300.338
             
Perdas Totais
161.768
             
175.452
             
Perdas Rede B.
11.833
               
13.761
               
Perdas na Distribuição
149.935
             
161.691
             
Perda Não Técnica
9.632
                 
6.421
                 
Perda Técnica
140.303
             
155.270
             
Energia Requerida
1.379.787
          
1.393.470

(Fls. 26 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
a) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos 
contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega nos 12 
meses subsequentes; 
 
b) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi utilizado 
o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do IPCA até o 
mês do aniversário contratual; 
 
c) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se, além 
da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculada a partir das informações de previsão 
de valores do CMO fornecidas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG. O 
mecanismo das bandeiras tarifárias, iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao 
consumidor do custo de geração de energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma 
antecipação da receita necessária para cobrir os custos adicionais com geração térmica em condições 
hidrológicas desfavoráveis. Para o cálculo do preço de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em 
conta o fato de que para patamares de geração térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28 
R$/MWh, as concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, 
os valores de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por 
disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes.  
 
d) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004 
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas pelo 
Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos. 
 
e) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que 
pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações 
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado - SRM por meio do 
Memorando nº 117/2016-SRM/ANEEL, de 06/06/2016, obedecida a data de reajuste prevista em cada contrato. 
 
f) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente de Angra e Cotas das 
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL. 
 
116. 
A tabela a seguir resume o custo com compra de energia.

(Fls. 27 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 15: Custo com Compra de Energia 
 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa             
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
276.980,38
                      
250.196,00
                      
173,40
    
43.384.741,78
            
4º LEE 2009-08 (MCSD)
48,60
                               
43,90
                               
176,61
    
7.752,99
                     
4º LEE 2009-08 (MCSD)
1.488,26
                          
1.344,34
                          
176,61
    
237.421,12
                 
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
86,28
                               
77,94
                               
176,63
        
13.766,85
                   
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
738,88
                             
667,43
                             
176,63
    
117.891,57
                 
12º LEE 2014 36M/ Nova regra
4.700,03
                          
4.245,53
                          
176,63
    
749.908,60
                 
13º LEE 2014-05 DISP
7.667,00
                          
6.925,59
                          
367,60
    
2.545.848,54
              
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
297,27
                             
268,52
                             
320,12
    
85.958,58
                   
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
2.244,85
                          
2.027,77
                          
320,12
    
649.122,25
                 
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE
19.614,19
                        
17.717,47
                        
320,12
    
5.671.645,66
              
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP
22,65
                               
20,46
                               
294,80
    
6.031,23
                     
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra
306,61
                             
276,96
                             
222,45
    
61.611,49
                   
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra
29,53
                               
26,67
                               
222,45
    
5.933,23
                     
1º LEN A-3 2008-15 T
8.140,51
                          
7.353,31
                          
297,77
    
2.189.560,08
              
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T
(145,95)
                            
(131,83)
                            
297,77
    
(39.254,96)
                  
1º LEN  redução COCAL A-3 2008-15 T
(112,05)
                            
(101,22)
                            
297,77
    
(30.139,23)
                  
4º LEN A-3 2010-15 T
4.088,54
                          
3.693,17
                          
324,17
    
1.197.233,52
              
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra
20.242,47
                        
18.285,00
                        
137,45
    
2.513.355,54
              
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T
18.006,76
                        
16.265,48
                        
142,62
    
2.319.830,71
              
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T
17.913,64
                        
16.181,37
                        
142,62
    
2.307.833,64
              
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra
9.050,95
                          
8.175,71
                          
137,33
    
1.122.797,62
              
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra
478,97
                             
432,66
                             
147,88
    
63.982,20
                   
17º LEN DIS-2016/ Nova regra
4.191,37
                          
3.786,06
                          
147,88
    
559.891,16
                 
19º LEN DIS-2017/ Nova regra
4.684,86
                          
4.231,83
                          
147,53
    
624.328,19
                 
19º LEN QTD-2017/ Nova regra
2.285,99
                          
2.064,93
                          
137,35
    
283.616,91
                 
1º LEN A-4 2009-15 T
13.492,63
                        
12.187,88
                        
297,77
    
3.629.217,39
              
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T
(229,86)
                            
(207,63)
                            
297,77
    
(61.826,43)
                  
1º LEN  redução COCAL A-4 2009-15 T
(143,20)
                            
(129,35)
                            
297,77
    
(38.517,96)
                  
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés
(16,22)
                              
(14,65)
                              
212,13
    
(3.107,31)
                    
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés
(22,99)
                              
(20,76)
                              
212,13
    
(4.404,54)
                    
01º LEN A-5 2010-30 H  - Retirada Porto Goés
(167,27)
                            
(151,09)
                            
212,13
    
(32.051,77)
                  
7º LEN A-5 2013-15 T
11.752,49
                        
10.616,01
                        
256,21
    
2.719.966,55
              
10º LEN A-5 2015-30 H
7.384,68
                          
6.670,57
                          
149,50
    
997.228,81
                 
11º LEN A-5 2015-30 H
21.418,20
                        
19.347,03
                        
98,47
      
1.905.044,34
              
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra
1.318,03
                          
1.190,57
                          
138,63
    
165.054,15
                 
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra
2.332,07
                          
2.106,56
                          
138,63
    
292.040,33
                 
13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra
9.935,02
                          
8.974,29
                          
138,63
    
1.244.142,33
              
13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra
2.245,95
                          
2.028,76
                          
120,39
    
244.243,68
                 
3º LFA BIO-2016/ Nova regra
1.208,67
                          
1.091,79
                          
227,56
    
248.446,81
                 
Estruturante Santo Antônio
14.444,08
                        
13.047,32
                        
134,99
    
1.761.228,85
              
Estruturante Santo Antônio - MCSD
788,40
                             
712,16
                             
134,99
    
96.133,01
                   
Estruturante Santo Antônio - MCSD
662,29
                             
598,24
                             
134,99
    
80.755,57
                   
Estruturante Santo Antônio - MCSD
179,75
                             
162,37
                             
134,99
    
21.918,19
                   
Estruturante Jirau
12.519,52
                        
11.308,87
                        
118,73
    
1.342.690,57
              
Estruturante Jirau - MCSD
1.298,99
                          
1.173,37
                          
118,73
    
139.313,37
                 
Estruturante Jirau - MCSD
984,44
                             
889,25
                             
118,73
    
105.579,40
                 
Estruturante Jirau - MCSD
980,05
                             
885,27
                             
118,73
    
105.107,71
                 
Estruturante Belo Monte
15.199,97
                        
13.730,11
                        
117,69
    
1.615.862,78
              
Estruturante Belo Monte
28.691,23
                        
25.916,75
                        
117,69
    
3.050.077,65
              
Estruturante Belo Monte - MCSD
4.653,23
                          
4.203,26
                          
117,69
    
494.670,84
                 
Bilaterais
384.004,08
                      
346.870,37
                      
260,66
    
90.415.173,37
            
Brascan Energética Minas Gerais S/A
40.208,40
                        
36.320,19
                        
270,90
    
9.839.211,17
              
Rio Glória Energética S/A
65.315,28
                        
58.999,21
                        
273,20
        
16.118.435,84
            
Rio Pomba Energética S/A
112.215,60
                      
101.364,20
                      
273,20
        
27.692.447,29
            
Brascan Energética Minas Gerais S/A
40.734,00
                        
36.794,97
                        
273,20
        
10.052.293,51
            
UTEJF Usina Termelétrica Juiz de Fora S/A
26.280,00
                        
23.738,69
                        
251,15
        
5.961.971,73
              
ZONA DA MATA
99.250,80
                        
89.653,12
                        
231,46
        
20.750.813,82
            
Energia Base
685.664,56
                      
622.319,93
                      
121,70
    
75.737.720,69
            
Cota Angra I/Angra II
47.852,42
                        
43.225,03
                        
206,29
    
8.916.891,05
              
Cotas Lei n º 12783/2013
323.837,09
                      
292.521,61
                      
54,53
      
15.951.027,41
            
Itaipu (tirando as perdas)
283.364,81
                      
255.963,06
                      
198,74
    
50.869.802,23
            
PROINFA
30.610,23
                        
30.610,23
                        
-
          
-
                              
Total
1.346.649,01
                   
1.219.386,31
                   
171,84
    
209.537.635,84
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 276.980,38 250.196,00 173,40 43.384.741,78  
4º LEE 2009-08 (MCSD) 48,60 43,90 176,61 7.752,99
4º LEE 2009-08 (MCSD) 1.488,26 1.344,34 176,61 237.421,12
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra 86,28 77,94 176,63 13.766,85
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra 738,88 667,43 176,63 117.891,57
12º LEE 2014 36M/ Nova regra 4.700,03 4.245,53 176,63 749.908,60
13º LEE 2014-05 DISP 7.667,00 6.925,59 367,60 2.545.848,54
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE 297,27 268,52 320,12 85.958,58
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE 2.244,85 2.027,77 320,12 649.122,25
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE 19.614,19 17.717,47 320,12 5.671.645,66
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP 22,65 20,46 294,80 6.031,23
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra 306,61 276,96 222,45 61.611,49
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra 29,53 26,67 222,45 5.933,23
1º LEN A-3 2008-15 T 8.140,51 7.353,31 297,77 2.189.560,08
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T ( 145,95) ( 131,83) 297,77 (39.254,96)
1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T ( 112,05) ( 101,22) 297,77 (30.139,23)
4º LEN A-3 2010-15 T 4.088,54 3.693,17 324,17 1.197.233,52
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra 20.242,47 18.285,00 137,45 2.513.355,54
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T 18.006,76 16.265,48 142,62 2.319.830,71
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T 17.913,64 16.181,37 142,62 2.307.833,64
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra 9.050,95 8.175,71 137,33 1.122.797,62
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra 478,97 432,66 147,88 63.982,20
17º LEN DIS-2016/ Nova regra 4.191,37 3.786,06 147,88 559.891,16
19º LEN DIS-2017/ Nova regra 4.684,86 4.231,83 147,53 624.328,19
19º LEN QTD-2017/ Nova regra 2.285,99 2.064,93 137,35 283.616,91
1º LEN A-4 2009-15 T 13.492,63 12.187,88 297,77 3.629.217,39
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T ( 229,86) ( 207,63) 297,77 (61.826,43)
1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T ( 143,20) ( 129,35) 297,77 (38.517,96)
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés ( 16,22) ( 14,65) 212,13 (3.107,31)
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés ( 22,99) ( 20,76) 212,13 (4.404,54)
01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés ( 167,27) ( 151,09) 212,13 (32.051,77)
7º LEN A-5 2013-15 T 11.752,49 10.616,01 256,21 2.719.966,55
10º LEN A-5 2015-30 H 7.384,68 6.670,57 149,50 997.228,81
11º LEN A-5 2015-30 H 21.418,20 19.347,03 98,47 1.905.044,34
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra 1.318,03 1.190,57 138,63 165.054,15
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra 2.332,07 2.106,56 138,63 292.040,33
13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra 9.935,02 8.974,29 138,63 1.244.142,33
13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra 2.245,95 2.028,76 120,39 244.243,68
3º LFA BIO-2016/ Nova regra 1.208,67 1.091,79 227,56 248.446,81
Estruturante Santo Antônio 14.444,08 13.047,32 134,99 1.761.228,85
Estruturante Santo Antônio - MCSD 788,40 712,16 134,99 96.133,01
Estruturante Santo Antônio - MCSD 662,29 598,24 134,99 80.755,57
Estruturante Santo Antônio - MCSD 179,75 162,37 134,99 21.918,19
Estruturante Jirau 12.519,52 11.308,87 118,73 1.342.690,57
Estruturante Jirau - MCSD 1.298,99 1.173,37 118,73 139.313,37
Estruturante Jirau - MCSD 984,44 889,25 118,73 105.579,40
Estruturante Jirau - MCSD 980,05 885,27 118,73 105.107,71
Estruturante Belo Monte 15.199,97 13.730,11 117,69 1.615.862,78
Estruturante Belo Monte 28.691,23 25.916,75 117,69 3.050.077,65
Estruturante Belo Monte - MCSD 4.653,23 4.203,26 117,69 494.670,84  
Bilaterais 384.004,08 346.870,37 260,66 90.415.173,37  
Brascan Energética Minas Gerais S/A 40.208,40 36.320,19 270,90 9.839.211,17
Rio Glória Energética S/A 65.315,28 58.999,21 273,20 16.118.435,84
Rio Pomba Energética S/A 112.215,60 101.364,20 273,20 27.692.447,29
Brascan Energética Minas Gerais S/A 40.734,00 36.794,97 273,20 10.052.293,51
UTEJF Usina Termelétrica Juiz de Fora S/A 26.280,00 23.738,69 251,15 5.961.971,73
ZONA DA MATA 99.250,80 89.653,12 231,46 20.750.813,82  
Energia Base 685.664,56 622.319,93 121,70 75.737.720,69  
Cota Angra I/Angra II 47.852,42 43.225,03 206,29 8.916.891,05
Cotas Lei n º 12783/2013 323.837,09 292.521,61 54,53 15.951.027,41
Itaipu (tirando as perdas) 283.364,81 255.963,06 198,74 50.869.802,23
PROINFA 30.610,23 30.610,23 - -  
Total 1.346.649,01 1.219.386,31 171,84 209.537.635,84  

(Fls. 28 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
117. 
Os contratos bilaterais, incluindo a geração distribuída,  representam 41% da energia total, cujo 
preço médio variou 8,70%, de 243,60 R$/MWh para 264,80 R$/MWh. Por outro lado, o mix médio de energia 
proveniente do CCEAR da empresa é de 173,40 R$/MWh. 
 
118. 
Chama atenção que esses contratos foram renovados automaticamente com a renovação do 
contrato de concessão da EMG, e serão válidos por longo período, chegando ao ano de 2045 em alguns casos. 
Importante destacar que a empresa possui mercado próprio superior a 500 GWh/ano, fato que impõe a 
contratação de sua energia no mercado regulado conforme Decreto nº 5.163/2004, podendo contratar até o 
limite de 10% de geração distribuída, conforme REN nº 167/2005. Trata-se, portanto, de exceção à regra geral 
de contratação de energia. 
 
Tarifa de energia referente à geração distribuída decorrente da desverticalização da EMG 
 
119. 
No escopo do modelo de comercialização instituído pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, 
as atividades de distribuição devem ser separadas das de geração e transmissão, quando desenvolvidas por 
concessionária, permissionária ou autorizada de serviço público de distribuição de energia elétrica que atue no 
Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
120. 
Em decorrência desse processo de desverticalização, foi firmado em 26/02/2007 o contrato de 
compra e venda de energia elétrica entre a EMG e a concessionária de geração Zona da Mata, o qual foi 
aprovado pelos Despachos SFF nº 2030, de 29/06/2007, à luz da Resolução Normativa nº 167, de 10 de outubro 
de 2005. 
 
121. 
Consta do art. 7º da REN nº 167, de 2005, que: “A tarifa da geração distribuída será atualizada 
na mesma data de reajuste ou revisão das tarifas da compradora, devendo ser considerado o índice de variação 
de cada item de custo não gerenciável, relativo aos incisos IV a IX do art. 6º, e o IGP-M para a atualização dos 
custos gerenciáveis, referidos nos incisos I a III do art. 6º ”. Sendo assim, foi projetado o reajuste da tarifa 
econômica de energia elétrica referente à geração distribuída proveniente da concessionária de geração Zona 
da Mata, resultando em 231,46 R$/MWh, para aplicação a partir de 22 de junho de 2016.  
 
I 
II.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT) 
 
122. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição da 
concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu  
e Uso de Sistemas de Distribuição: 
 
123. 
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição 
às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado  
com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base 
nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da 
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes da 
atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas de 
TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de 
fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída

(Fls. 29 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas-
partes.  
 
124. 
 O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações 
de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às 
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e têm 
reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia 
elétrica. 
 
125. 
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de 
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A despesa 
com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda 
de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW. 
 
126. 
O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas 
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição 
– CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com 
base nos valores de demanda de potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em 
resolução da distribuidora acessada. 
 
127. 
Os valores dos custos relacionados à transmissão de energia a serem considerados nesta 
revisão tarifária são detalhados na tabela a seguir: 
 
Tabela 16: Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT) 
 
 
 
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) 
 
128. 
Os Encargos Setoriais são definidos em legislação própria, têm destinação específica e resultam 
de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. A ANEEL não tem competência para criar ou extinguir 
encargos setoriais e os mesmos não representam ganhos de receita para a concessionária que recolhe os 
valores e os repassa aos gestores dos recursos.  
 
129. 
A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, criada pela Lei n.º 10.438/2002 e alterada 
pela Lei 12.783/2013, tem a finalidade de prover recursos para: i) universalização; ii) subvenção à subclasse 
residencial baixa renda; iii) Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; iv) amortização de operações 
financeiras vinculadas à reversão de ativos ao final das concessões; v) a competitividade da energia produzida 
Descrição
Valor (R$)
Rede Básica
4.254.250
                      
Rede Básica Fronteira
3.074.960
                      
Rede Básica ONS (A2)
476.515
                         
MUST Itaipu
2.635.737
                      
Transporte de Itaipu
1.246.344
                      
Uso do sistema de distribuição
25.306.262
                    
Total
36.994.066,99
Descrição Valor (R$)  
Rede Básica 4 .254.250
Rede Básica Fronteira 3 .074.960
Rede Básica ONS (A2) 4 76.515
MUST Itaipu 2 .635.737
Transporte de Itaipu 1 .246.344
Uso do sistema de distribuição 2 5.306.262  
Total 36.994.066,99  

(Fls. 30 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
a partir de fonte eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral.  
As quotas da CDE foram definidas originalmente com base nos valores da CCC dos Sistemas Interligados de 
2001, cujos valores foram reajustados anualmente, a partir de 2002, na proporção do crescimento  
de mercado de cada agente, e em 2004 também pelo Índice de Preço ao Consumidor Amplo – IPCA (IBGE). A 
partir da Lei 12.783/2013, a sistemática fica alterada e as cotas passam a ser definidas em função dos recursos 
necessários para atingir suas finalidades e das demais receitas relacionadas à CDE. 
 
130. 
A cobertura tarifária referente ao encargo CDE considerada nesta revisão tarifária incorpora os 
seguintes valores: 
 
a) quota anual da CDE – USO de R$ 51.399.408,04, paga por todos os agentes que atendem 
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário 
incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica.  
 
Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, 
definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438,  
de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013. 
 
b) quota anual CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) de R$ 29.572.710,93, paga por todos as 
concessionárias de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado 
Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica.  
 
Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta no Ambiente de Contratação 
Regulada – CONTA-ACR, em atendimento ao Decreto nº 8.222, de 1º de abril de 2014, e nos termos 
na Resolução Normativa nº 612, de 16 de abril de 2014. 
 
A CONTA-ACR tem como objetivo cobrir as despesas incorridas pelas concessionárias de 
distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da exposição involuntária no mercado  
de curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas a Contratos de Comercialização  
de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na modalidade por disponibilidade de energia 
elétrica. 
 
O valor da quota anual CDE – ENERGIA (CONTA-ACR) deverá ser recolhido mensalmente à CCEE, 
diretamente na CONTA-ACR, no período de competência de junho de 2016 a maio de 2017, até o 
dia 12 do mês subsequente.  
 
c) quota anual CDE – ENERGIA (DEC 7.895) de R$ 9.690.655,54, paga por todos as concessionárias 
de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado Nacional - SIN, 
mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica.  
 
Essa quota é destinada à devolução dos recursos recebidos pelas concessionárias de distribuição, 
no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, para a cobertura de parcela dos custos com a 
exposição involuntária no mercado de curto prazo, o risco hidrológico das usinas contratadas em 
regime de Cotas, e o despacho de termoelétricas por razão de segurança energética, em 
atendimento aos Decretos 7.895/2013 e Decreto 8.203/2014.

(Fls. 31 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
131. 
A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH foi criada pela 
Lei n.º 7.990, de 28 de dezembro de 1989. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas 
hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula: CFURH = TAR x GH x 6,75%, em que TAR refere-se à Tarifa 
Atualizada de Referência estabelecida anualmente pela ANEEL (em R$/MWh) e GH é o montante (em MWh) 
da geração mensal da usina hidrelétrica, conforme determina a Resolução ANEEL nº 67/2001. 
 
132. 
A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE foi instituída pela  
Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, posteriormente alterada pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 
2013. Esta última reduziu o valor da TFSEE de 0,5% para 0,4% do benefício econômico anual auferido pela 
concessionária. O valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita 
e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades. 
 
133. 
A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, instituiu o Programa de Incentivo às Fontes 
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, com o objetivo de aumentar a participação de fontes alternativas 
renováveis na produção de energia elétrica (energia eólica, biomassa e pequena central hidrelétrica). O custeio 
do PROINFA é estabelecido em conformidade com o Plano Anual do PROINFA – PAP, elaborado pela 
ELETROBRÁS, conforme o disposto no art. 12 do Decreto no 5.025/2004, sendo suas quotas determinadas 
em função do mercado relativo aos consumidores cativos, livres e autoprodutores (caso o consumo seja maior 
que a geração própria) de cada distribuidora, conforme estabelece a Resolução Normativa ANEEL n° 127/2004. 
 
134. 
O Encargo de Serviços do Sistema – ESS, previsto no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 
2004, representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços 
ancilares, prestados aos usuários do Sistema Interligado Nacional - SIN, que compreenderão, dentre outros: 
I - custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições de 
transmissão dentro de cada submercado; II - a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos 
geradores para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; III - a reserva de 
capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior aos valores de referência estabelecidos para 
cada gerador em Procedimentos de Rede do ONS, necessária para a operação do sistema de transmissão; e 
IV - a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte 
de geração e alívio de cargas. 
 
135. 
O Encargo de Energia de Reserva – EER, conforme previsto no Decreto nº 6.353, de 16 de 
janeiro de 2008, representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como 
aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao Sistema Interligado Nacional 
- SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os custos 
administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica do SIN. 
 
136. 
O encargo referente à Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D) foi criado pela  
Lei nº. 9.991, de 24 de julho de 2000, que estabelece que as concessionárias e permissionárias de serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar anualmente o montante de,  
no mínimo, 0,75% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no 
mínimo, 0,25% em programas de eficiência energética no uso final, conforme determinam a Resolução ANEEL 
nº 271/2000 e a Resolução Normativa ANEEL nº 316/2008.

(Fls. 32 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
137. 
As distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades do Operador 
Nacional do Sistema – ONS. Este tem como atividades a coordenação e o controle da operação dos sistemas 
elétricos interligados e a administração e coordenação da prestação dos serviços de transmissão de energia 
elétrica por parte das transmissoras aos usuários acessantes da rede básica. 
 
138. 
Os valores dos encargos setoriais considerados nesta revisão tarifária estão demonstrados na 
tabela abaixo: 
 
 
Tabela 17: Encargos Setoriais 
 
 
 
 
III.5 FATOR X 
 
139. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes, 
estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo tarifário.  
É empregado no cálculo tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é corrigido pelo IGP-M 
menos o Fator X. Dessa forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste tarifário anual. 
 
140. 
A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária periódica busca 
defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível de crescimento do mercado, 
do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além de promover uma transição dos custos 
operacionais eficientes. 
 
141. 
Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme a 
formulação a seguir:  
 
𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑿= 𝑷𝒅+ 𝑸+ 𝑻     (24) 
 
onde: 
𝑃𝑑 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; 
𝑄 = Qualidade do serviço; e 
𝑇 = Trajetória de custos operacionais. 
 
142. 
Os componentes Pd e T são definidos “ex-ante”, ou seja, no momento da revisão tarifária.  
O componente Q será especificado “ex-post”, ou seja, em cada reajuste tarifário posterior à atual revisão 
tarifária, embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida. 
Descrição
Valor (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
1.082.352
                         
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
90.662.775
                       
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
23.779.261
                       
PROINFA
12.463.468
                       
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
5.422.379
                         
ONS
27.704
                              
Total
133.437.939
Descrição Valor (R$)    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 .082.352    
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
PROINFA
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
ONS  9 0.662.775
2 3.779.261
1 2.463.468
5 .422.379
2 7.704  
Total 133.437.939    
    

(Fls. 33 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
III.5.1 COMPONENTE DE GANHOS DE PRODUTIVIDADE DA ATIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO – Pd 
 
143. 
O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de 
energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da variação observada, no curto prazo, 
do mercado e das unidades consumidoras. 
 
144. 
O componente Pd a ser aplicado nos reajustes tarifários de cada concessionária é definido  
a partir da produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do 
número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme 
equação a seguir:  
 
𝑷𝒅(𝒊): = 𝑷𝑻𝑭+ 𝟎, 𝟏𝟒× (∆𝑴𝑾𝒉(𝒊) −∆𝑴𝑾𝒉
̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅) −𝟎, 𝟎𝟒× (∆𝑼𝑪(𝒊) −∆𝑼𝑪
̅̅̅̅̅̅)    (25) 
 
onde: 
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.; 
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a 
revisão tarifária em processamento;  
∆𝑀𝑊ℎ
̅̅̅̅̅̅̅̅̅: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.; 
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i, 
entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e 
∆𝑈𝐶
̅̅̅̅̅̅ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a.. 
 
145. 
O valor do componente Pd do Fator X a ser considerado nos reajustes subsequente é  
de 1,39%.  
 
III.5.2 TRAJETÓRIA DE EFICIÊNCIA PARA OS CUSTOS OPERACIONAIS – T 
 
146. 
O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos custos 
operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo de custos operacionais 
e o cálculo  
do Componente T são descritos na seção III.3.1 da presente Nota Técnica. O valor do componente T do Fator 
X a ser considerado nos reajustes subsequentes da concessionária é de -0,22%.   
 
III.5.3 COMPONENTE DE QUALIDADE DO SERVIÇO – Q 
 
147. 
O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço 
prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo com o comportamento 
de indicadores de qualidade. 
 
148. 
Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, serão considerados indicadores dos 
serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete 
indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL. 
 
149. 
As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme equação 
abaixo: 
 
𝐐= 𝟎,𝟕𝟎.𝐐𝐓é𝐜𝐧𝐢𝐜𝐨+  𝟎, 𝟑𝟎.𝐐𝐂𝐨𝐦𝐞𝐫𝐜𝐢𝐚𝐥        (𝟐𝟔)

(Fls. 34 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
150. 
A parcela técnica do componente Q é calculada por meio dos indicadores DEC e FEC, enquanto 
a parcela comercial é aferida por outros cinco indicadores, todos apresentados na tabela 16  
a seguir1:  
 
Tabela 18 – Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Mecanismo de Incentivos 
 
 
 
151. 
Os sete indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus 
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. Após período de transição, a equação 
do componente de qualidade será a seguinte: 
 
𝐐= 𝟎, 𝟓𝟎. 𝐐𝐃𝐄𝐂+ 𝟎, 𝟐𝟎. 𝐐𝐅𝐄𝐂+ 𝟎, 𝟏𝟎. 𝐐𝐅𝐄𝐑+ 𝟎, 𝟏𝟎. 𝐐𝐈𝐀𝐒𝐂+ 𝟎, 𝟎𝟒. 𝐐𝐈𝐍𝐒+ 𝟎, 𝟎𝟑. 𝐐𝐈𝐀𝐛+ 𝟎, 𝟎𝟑. 𝐐𝐈𝐂𝐎(26) 
 
152. 
As distribuidoras com menos de 60 mil Unidades Consumidoras são avaliadas por quatro 
indicadores. Como elas não possuem a obrigação de implantar Central de Teleatendimento – CTA, essas 
concessionárias são dispensadas da observância dos limites para os indicadores INS, IAb e ICO. A equação, 
após período de transição, passa a ser: 
 
                                                        
1 Considera-se, por simplicidade de apresentação, que o IASC é um componente de qualidade comercial, mesmo sabendo-se que a 
satisfação mensurada por esse índice compreende todas as dimensões de qualidade. 
Sigla 
Indicador
Indicador
Definição
Padrões 
Estabelecidos para 
Atendimento
Distribuidoras 
Avaliadas
Regulamentação
Comerciais
FER
Frequência Equivalente 
de Reclamação
Frequência equivalente de 
reclamações a cada mil unidades 
consumidoras
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
REN nº 574/2012
IASC
Índice ANEEL de 
Satisfação do 
Consumidor 
Resultado de pesquisa de avaliação 
do grau de satisfação do consumidor 
residencial com os serviços prestados 
Valor mínimo de 70
Todas
INS
Indicador de Nível de 
Serviço do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas atendidas 
pelas chamadas recebidas menos 
abandonadas
Valor maior ou igual 
a 85%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
IAb
Indicador de Abandono 
do Atendimento 
Telefônico
Relação das chamadas 
abandonadas sobre recebidas menos 
abandonadas
Valor menor ou igual 
a 4%
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
ICO
Indicador de Chamadas 
Ocupadas do 
Atendimento Telefônico
Relação das chamadas ocupadas 
sobre oferecidas
Valor menor ou igual 
a: 4% até 2014; 2% a 
partir de 2015
Aquelas com 
mais de 60 mil 
unidades 
Art. 188 da REN    
nº 414/2010
Técnicos
DEC
Duração Equivalente de 
Interrupção por Unidade 
Consumidora
Tempo que uma UC ficou sem 
energia elétrica para certo período 
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST
FEC
Freqüencia Equivalente 
de Interrupção por 
Unidade Consumidora
Número de vezes que uma UC ficou 
sem energia elétrica para certo 
período
Valor máximo 
definido para cada 
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do 
PRODIST

(Fls. 35 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
𝐐= 𝟎, 𝟓𝟎. 𝐐𝐃𝐄𝐂+  𝟎, 𝟐𝟎. 𝐐𝐅𝐄𝐂+  𝟎, 𝟏𝟓. 𝐐𝐅𝐄𝐑+  𝟎, 𝟏𝟓. 𝐐𝐈𝐀𝐒𝐂 (27) 
 
153. 
Durante o período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, os pesos dos indicadores de 
qualidade comercial serão incrementados de forma gradativa. Conjuntamente, a amplitude dos valores de cada 
indicador será elevada de +-1% para +-2%. O efeito conjunto desses dois processos de transição resulta nos 
valores finais apresentados nas tabelas 17 e 18, a serem aplicados aos indicadores técnicos e comerciais nos 
períodos considerados. 
 
Tabela 19 – Valores finais dos pesos para concessionárias com mais de 60 mil unidades consumidoras 
 
Metodologia 
3º CRTP 
Nova Metodologia 
Indicador 
abr/15 a 
mar/16 
abr/16 a 
mar/17 
abr/17 a 
mar/18 
abr/18 a 
mar/19 
abr/19 a 
mar/20 
DEC 
50% 
30% 
37,5% 
45% 
50% 
FEC 
50% 
30% 
30,0% 
27% 
20% 
INS 
 
 
0,75% 
1,8% 
4% 
ICO 
 
 
0,375% 
0,9% 
3% 
IAb 
 
 
0,375% 
0,9% 
3% 
FER 
 
 
3,0% 
7,2% 
10% 
IASC 
 
 
3,0% 
7,2% 
10% 
Total 
100% 
60% 
75% 
90% 
100% 
 
Tabela 20 – Valores finais dos pesos para concessionárias com menos de 60 mil unidades consumidoras 
 
Metodologia 
3º CRTP 
Nova Metodologia 
Indicador 
abr/15 a 
mar/16 
abr/16 a 
mar/17 
abr/17 a 
mar/18 
abr/18 a 
mar/19 
abr/19 a 
mar/20 
DEC 
50% 
30% 
37,5% 
45% 
50% 
FEC 
50% 
30% 
30,0% 
27% 
20% 
FER 
 
 
3,75% 
9% 
15% 
IASC 
 
 
3,75% 
9% 
15% 
Total 
100% 
60% 
75% 
90% 
100% 
 
 
154. 
Os modelos a serem aplicados para obtenção de cada parcela da qualidade depende da classe 
que pertence cada concessionária.  Com o objetivo de aplicar grau de incentivo na medida da qualidade 
prestada, as concessionárias foram divididas entre as que atendem ao padrão e aquelas que não atendem ao 
padrão estabelecido. Por sua vez, cada um desses dois grupos foi dividido em duas classes de distribuidoras: 
a composta por 25% das melhores (ou piores) e a dos demais 75%. Há, portanto, quatro classes de 
concessionárias de acordo com seu desempenho: 25% melhores do grupo que atende ao padrão (azul); 75% 
restantes do grupo que atende ao padrão (verde); 25% piores do grupo que não atende ao padrão (vermelha); 
e 75% restantes do grupo que não atende ao padrão (roxa). 
 
155. 
A divisão das classes é precedida pela separação das concessionárias em dois grupos pelo 
critério de porte. Assim, concessionárias de maior porte terão seus desempenhos comparados entre si. 
Igualmente para as concessionárias de menor porte. O critério para divisão dos dois grupos é estabelecido no
  Metodologia
3º CRTP  Nova Metodologia                  
Indicador  abr/15 a
mar/16  abr/16 a
mar/17      abr/17 a      abr/18 a      abr/19 a
          mar/18      mar/19      mar/20
  Metodologia
3º CRTP  Nova Metodologia                  
Indicador  abr/15 a
mar/16  abr/16 a
mar/17      abr/17 a      abr/18 a      abr/19 a
          mar/18      mar/19      mar/20

(Fls. 36 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
âmbito da avaliação anual do ranking de continuidade dos serviços, que deve incorporar também a divulgação 
dos indicadores comerciais. 
 
156. 
O Anexo II do Submódulo 2.5 do PRORET mostra os modelos a serem aplicados para obtenção 
de cada parcela da qualidade. O Componente Q será aplicado a partir dos reajustes tarifários do ano de 2016. 
 
 
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS  
 
157. 
O valor da tarifa de fornecimento de energia elétrica encerra um conceito de custo econômico. 
Entretanto, foram criados na legislação diversos componentes tarifários financeiros que não fazem parte da 
base tarifária, ou seja, não integram a tarifa econômica, pois se referem a valores a serem pagos pelos 
consumidores em cada período de 12 meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias. 
 
i) Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, para 
compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 025, de 24 de janeiro de 2002, dos Ministros de Estado de Minas e Energia 
e da Fazenda, que resultou em R$ 47.459.185,22. Tabela abaixo indica os valores calculados para cada item 
da CVA.  
 
 
Tabela 21: Valores apurados das CVA´s 
 
 
ii) 
Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, verifica-se se o Saldo da CVA em Processamento considerado no 
processo tarifário de 2015 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o 
mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado nos  
12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC 
verificada.  
 
               Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os valores de CVA do 
5º dia útil fiscalizados pela SFF, os quais foram informados por meio do Memorando nº 169/2016-SFF/ANEEL, 
de 01/04/2016. Destaca-se que o saldo fiscalizado da CVA_energia e da CVA_ess foi(ram) alterado(s) pela 
SGT, por terem sido excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
10.385.279,23
          
12.402.442,08
          
13.259.906,96
                 
CVA CDE Energia
1.143.159,09
            
1.301.589,81
            
1.391.577,54
                   
CVA Rede Básica
248.295,85
               
188.284,86
               
201.302,27
                      
CVA Compra Energia
26.159.499,79
          
31.021.917,96
          
33.166.673,41
                 
CVA Transporte Itaipu
480.980,29
               
521.775,07
               
557.848,92
                      
CVA Proinfa
1.736.497,29
            
1.810.135,25
            
1.935.282,17
                   
CVA ESS/ERR
(2.671.709,57)
           
(2.855.954,54)
           
(3.053.406,04)
                 
Total
37.482.001,97
          
44.390.190,49
          
47.459.185,22
12 Meses
Delta 5 ° D i a Ú t i l A nterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)  
CVA CDE 10.385.279,23 12.402.442,08 1 3.259.906,96
CVA CDE Energia 1.143.159,09 1.301.589,81 1 .391.577,54
CVA Rede Básica 248.295,85 188.284,86 2 01.302,27
CVA Compra Energia 26.159.499,79 31.021.917,96 3 3.166.673,41
CVA Transporte Itaipu 480.980,29 521.775,07 5 57.848,92
CVA Proinfa 1.736.497,29 1.810.135,25 1 .935.282,17
CVA ESS/ERR ( 2.671.709,57) ( 2.855.954,54) (3.053.406,04)  
Total 3 7.482.001,97 4 4.390.190,49 4 7.459.185,22  

(Fls. 37 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
competência do ano de 2015, os quais foram incluídos na apuração da CVA em processamento do atual cálculo 
tarifário, em atendimento ao disposto no inciso (ii) do Despacho nº 652, de 15 de março de 2016. O resultado 
final foi um financeiro de -R$ 16.197.786,58.  
 
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com a redação dada à Subcláusula 
Décima - Oitava do Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, procedeu-se ao cálculo das diferenças 
mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e os 
respectivos valores contemplados no reajuste anterior. O total das diferenças, atualizadas pela SELIC para junho 
de 2016, totalizou o valor de R$ 5.658.364,82. 
  
iv) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Está sendo 
considerado no atual cálculo tarifário os pagamentos efetuados para constituir garantias financeiras na 
contratação dos CCEAR, totalizando o valor de R$ 243.682,44. 
 
v) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Conforme a  
REN nº 255/2007, com redação alterada pelas REN nº 305/2008 e nº 609/2014, será calculado, com base nos 
dados fornecidos pela CCEE referentes ao ano de 2015 os valores da sobrecontratação/exposição involuntária. 
O valor totalizado foi de -R$ 4.768.138,73.  
 
vi) Ajuste referente ao equilíbrio econômico-financeiro TUSDg. Está sendo considerado no 
atual cálculo tarifário a diferença de receita auferida pela concessionária em decorrência da postergação da 
aplicação da TUSGg das usinas UHE Neblina e UHE Sinceridade em regime de cotas, conforme dispõe o artigo 
3° da REH n° 1.810, de 21 de outubro de 2014. O valor calculado, atualizada pela SELIC, referente a junho de 
2015, foi de R$ 6.692,12.   
 
vii) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de fevereiro 
de 2015 homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de Distribuição de 
Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição de energia elétrica, 
em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das novas quotas de CDE. 
Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o 
aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na Revisão Tarifária Extraordinária – 
RTE de cada distribuidora.  
 
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e 
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015,  
as variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas 
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na tarifa 
de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros possibilitaria  
a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria o cálculo da 
RTE. 
 
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários 
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior.  
A RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade  
de Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual.

(Fls. 38 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta  
a cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz 
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos  
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas 
CVAs. 
 
 Dessa forma, para o presente processo tarifário, está sendo revertido o valor negativo de 
-R$ 11.983.054,21 referente à receita faturada dos componentes financeiros de CDE, para 
a competência maio/15 a junho/15, e o valor negativo de -1,68%, referente à receita 
faturada dos componentes financeiros de Energia, referente à abril/15 a junho/15, 
devidamente atualizados pela SELIC.  
 
viii) Conselho de Consumidores. Conforme dispõe o art. 18, §4º e §6º da Resolução Normativa 
451/2011, os valores disponibilizados aos Conselhos de Consumidores devem ser levados em consideração na 
definição da Parcela B da receita da distribuidora e eventual saldo remanescente deverá ser revertido à 
modicidade tarifária subsequente. Portanto, está sendo considerado o valor total de -R$ 34.285,79. 
 
ix) Ajuste Financeiro CUSD. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da Portaria Interministerial 
n° 25/2002, ajustou-se financeiramente os custos decorrentes dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição 
(CUSDs) firmados no valor total de -R$ 27.129,60. 
 
x) Diferencial Eletronuclear. É a diferença2 entre a tarifa praticada e a de referência entre a 
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei n° 12.111/2009 
 
xi) Repasse de compensação DIC/FIC. Refere-se a valores pagos pelas distribuidoras acessadas 
às distribuidoras acessantes decorrente do repasse aos consumidores da compensação financeira referente à 
violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão dos acessos de distribuidoras à outras 
distribuidoras, conforme item 6.1.5.2, Seção 8.2, do Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia 
Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. O valor total é de -R$ 1.502.378,96.  
 
 
 
Resumo dos Componentes Financeiros 
 
158. 
A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros. 
 
 
 
 
 
 
 
 
                                                        
2 A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 – 1° Leilão e seu valor será 
repassado mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear nos anos de 2013 a 2016, conforme parcelas homologadas 
pela Resolução Homologatória n° 1.583/2013.

(Fls. 39 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 22: Componentes Financeiros 
 
 
159. 
O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de 3,63%.  Esse efeito 
já leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à Conta 
– ACR. 
 
160. 
Na Tabela abaixo é apresentada a diferença entre a cobertura e a despesa de energia no cálculo 
da CVA energia.  
 
 
Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
161. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme previsão 
das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de liquidação no 
mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica conectados ao Sistema 
Interligado Nacional – SIN. 
 
162. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são 
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada 
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
163. 
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras, 
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos preços 
de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente. 
 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE
1.550.306,42
            
0,25%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE
22.658.086,03
          
3,63%
CVA em Processamento - Transmissão
759.151,19
               
0,12%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(16.197.786,58)
         
-2,59%
Neutralidade dos Encargos
5.658.364,82
            
0,91%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(4.768.138,73)
           
-0,76%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
243.682,44
               
0,04%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
(27.129,60)
                
0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
6.692,12
                   
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
(1.502.378,96)
           
-0,24%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
2.207,29
                   
0,00%
Conselho de Consumidores
(34.285,79)
                
-0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
(29.870)
                     
0,00%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(61.960)
                     
-0,01%
Total
8.256.939,84
            
1,34%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE 1.550.306,42 0,25%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE 22.658.086,03 3,63%
CVA em Processamento - Transmissão 759.151,19 0,12%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 16.197.786,58) -2,59%
Neutralidade dos Encargos 5.658.364,82 0,91%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 4.768.138,73) -0,76%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 243.682,44 0,04%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs ( 27.129,60) 0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 6.692,12 0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 1.502.378,96) -0,24%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 2.207,29 0,00%
Conselho de Consumidores ( 34.285,79) -0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE ( 29.870) 0,00%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD ( 61.960) -0,01%  
Total 8 .256.939,84 1,34%  

(Fls. 40 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
164. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a receita 
decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses da Conta 
Bandeiras para o período de competência de janeiro de 2015 a março de 20163 foram considerados na 
apuração da CVA Energia e CVA ESS da concessionária. 
 
165. 
Na tabela abaixo são apresentados os valores que foram repassados à EMG e, 
consequentemente, descontados dos valores apurados da CVA Energia e ESS.  
 
Tabela 23 – Valores de repasse da conta CCBRT (R$) 
 
 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
166. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto  
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário 
especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 
GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de irrigação. 
 
167. 
Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. – Eletrobras 
– deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos 
descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem 
repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário. 
 
168. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a 
distribuidora no período de competência de junho/2016 a maio/2017, até o 10º dia útil do mês subsequente. 
                                                        
3 As bandeiras de janeiro a março de 2015 foram retiradas do cálculo da CVA Energia do IRT 2015, utilizadas no 
cálculo da CVA saldo a compensar do processo tarifário atual. 
Competência CVA ESS/EER
CVA Energia
jan/15
171.090,17
     
615.640,55
     
fev/15
-
                    
1.093.165,38
  
mar/15
-
                    
1.670.461,32
  
abr/15
432.536,34
     
2.063.101,55
  
mai/15
-
                    
-
                    
jun/15
-
                    
1.978.875,15
  
jul/15
-
                    
3.993.851,33
  
ago/15
-
                    
3.957.244,53
  
set/15
1.207.998,21
  
3.364.334,73
  
out/15
3.671.000,50
  
1.838.471,81
  
nov/15
2.379.439,20
  
2.067.596,25
  
dez/15
2.381.889,99
  
1.809.829,56
  
jan/16
2.029.814,94
  
2.516.327,19
  
fev/16
1.302.212,98
  
2.262.933,99
  
mar/16
371.143,50
     
1.777.699,55
Competência  CVA ESS/EER  CVA Energia
jan/15  171.090,17  615.640,55
fev/15  -  1 .093.165,38
mar/15  -  1 .670.461,32
abr/15  432.536,34  2 .063.101,55
mai/15  -  -
jun/15  -  1 .978.875,15
jul/15  -  3 .993.851,33
ago/15  -  3 .957.244,53
set/15  1 .207.998,21  3 .364.334,73
out/15  3 .671.000,50  1 .838.471,81
nov/15  2 .379.439,20  2 .067.596,25
dez/15  2 .381.889,99  1 .809.829,56
jan/16  2 .029.814,94  2 .516.327,19
fev/16  1 .302.212,98  2 .262.933,99
mar/16  371.143,50  1 .777.699,55

(Fls. 41 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no 
período de junho/2015 a maio/2016.  
 
Tabela 24: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás 
 
 
 
III.7. RESULTADO DA REVISÃO  
 
169. 
A Revisão Tarifária da EMG conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos 
consumidores de 2,16% sendo de 3,86%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 
1,68%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.                
 
 
170. 
O efeito médio nas tarifas de 2,16% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos  
de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 2,20%, ao se ter como base de comparação, além dos 
custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos que foram acrescidos na RTE mediante 
componente financeiro; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário para 
compensação nos 12 meses subsequentes, com efeito de 1,32%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data do reajuste em processamento, que 
contribuíram para a um efeito de  -1,36%  no atual processo tarifário da EMG. 
 
171. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 2,16%, representa 
a conjugação dos três movimentos tarifários acima explicitados [2,16%= + (2,20%) + (1,32%) +(-1,36%)]. 
 
172. 
A Tabela 25 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação entre 
o cálculo da RTE de 2015 e a revisão de 2016; a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e da 
Parcela B na composição da revisão ajustada pelos custos acrescidos na RTE; a distribuição da receita para 
cobrir os custos da Parcela A e da Parcela B; a contribuição de cada componente financeiro, para formar o 
índice de reajuste final, e a da retirada dos componentes tarifários considerados no último processo. 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
(166.645,42)
                  
1.283.637,74
                 
1.116.992,32
                 
Subsídio Geração Fonte Incentivada
15.018,94
                      
803.259,76
                    
818.278,70
                    
Subsídio Distribuição
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(3.632,91)
                      
211.855,14
                    
208.222,23
                    
Subsídio Rural
154.660,03
                    
2.179.968,96
                 
2.334.628,99
                 
Subsídio Irrigante/Aquicultor
7.437,18
                        
20.730,02
                      
28.167,20
                      
Total
6.837,82
                        
4.499.451,61
                 
4.506.289,44
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada (166.645,42) 1 .283.637,74 1 .116.992,32
Subsídio Geração Fonte Incentivada 1 5.018,94 8 03.259,76 8 18.278,70
Subsídio Distribuição - - -
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento (3.632,91) 2 11.855,14 2 08.222,23
Subsídio Rural 1 54.660,03 2 .179.968,96 2 .334.628,99
Subsídio Irrigante/Aquicultor 7 .437,18 2 0.730,02 2 8.167,20  
Total 6 .837,82 4 .499.451,61 4 .506.289,44  

(Fls. 42 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 25: Resumo da revisão
 
 Receita Verificada 
(R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
424.036.112
427.501.232
0,82%
0,55%
66,93%
Encargos Setoriais
139.022.663
133.437.939
-4,02%
-0,89%
20,89%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
1.205.348
1.082.352
-10,20%
-0,02%
0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
77.584.604
51.399.408
-33,75%
-4,19%
8,05%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
8.669.791
9.690.656
11,77%
0,16%
1,52%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
27.665.267
29.572.711
6,89%
0,31%
4,63%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
10.392.928
23.779.261
128,80%
2,14%
3,72%
PROINFA
8.337.016
12.463.468
49,50%
0,66%
1,95%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
5.142.993
5.422.379
5,43%
0,04%
0,85%
ONS
24.715
27.704
12,09%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
33.764.580
36.994.067
9,56%
0,52%
5,79%
Rede Básica
4.244.641
4.254.250
0,23%
0,00%
0,67%
Rede Básica Fronteira
204.110
3.074.960 1406,52%
0,46%
0,48%
Rede Básica ONS (A2)
449.707
476.515
5,96%
0,00%
0,07%
MUST Itaipu
2.349.408
2.635.737
12,19%
0,05%
0,41%
Transporte de Itaipu
994.066
1.246.344
25,38%
0,04%
0,20%
Uso do sistema de distribuição
25.522.648
25.306.262
-0,85%
-0,03%
3,96%
Custos de Aquisição de Energia
251.248.869
257.069.226
2,32%
0,93%
40,25%
PARCELA B
200.954.697,29
       
211.241.884,79
       
5,12%
1,65%
33,07%
Custos Operacionais
127.333.217
126.255.069
-0,85%
-0,17%
19,77%
Anuidades
14.715.953
19.414.005
31,92%
0,75%
3,04%
Remuneração
30.984.999
43.382.701
40,01%
1,98%
6,79%
Depreciação
28.244.944
25.927.140
-8,21%
-0,37%
4,06%
Receitas Irrecuperáveis
3.228.879
2.718.718
-15,80%
-0,08%
0,43%
Outras Receitas
-3.553.295
-6.455.748
81,68%
-0,46%
-1,01%
Reposicionamento Tarifário
624.990.809,05
       
638.743.116,83
       
2,20%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
1,32%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE
0,25%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE
3,63%
CVA em Processamento - Transmissão
0,12%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-2,59%
Neutralidade dos Encargos
0,91%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-0,76%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,04%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
-0,24%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Conselho de Consumidores
-0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
0,00%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,01%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,36%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
2,16%

(Fls. 43 da Nota Técnica no 185/2016-SGT/ANEEL, de 15/06/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
IV. CONCLUSÃO 
 
173. 
O reposicionamento tarifário da EMG é de 2,20%, considerando o efeito da RTE, sendo o efeito 
médio percebido pelo consumidor de 2,16%. O efeito consolidado por nível de tensão pode ser observado na 
tabela a seguir. 
 
 
Tabela 26 – Efeito médio ao consumidor 
 
 
 
 
 
 
 
DANIEL CARDOSO DANNA 
Especialista em Regulação  
 
 
NÁDIA MAKI 
Especialista em Regulação  
 
 
 
 
THIAGO ROBERTO MAGALHÃES VELOSO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
De acordo 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
3,86%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
1,68%
Efeito Médio AT+BT
2,16%