VOTO 
 
PROCESSO: 48500.005404/2015-70 
 
INTERESSADOS: COELBA - Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia 
 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da COELBA - Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia, a 
vigorar a partir de 22/04/2016. 
I. RELATÓRIO 
 
A COELBA é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca de 
5,7 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de 
R$ 5,7 bilhões. 
2. 
No processo tarifário de 2015, as tarifas da COELBA foram, em média, reajustadas em 21,58%, sendo 
16,01% referentes ao reajuste tarifário econômico e 5,57% relativos aos componentes financeiros pertinentes, 
conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.878/2015. 
3. 
Em 30/11/2015, fui designado, mediante sorteio, relator do processo de Reajuste Tarifário Anual - 
RTA de 2016 da COELBA. 
4. 
No dia 15/04/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da COELBA as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa 
nº 652/2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET – Procedimentos de Regulação 
Tarifária. 
5. 
Em 15/04/2016, a COELBA encaminhou e-mail apresentando pedido adicional sobre a data de 
vigência das cotas da CDE Energia - CONTA-ACR.  
6. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica - NT nº 104, de 18/04/2016, 
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da COELBA. 
7. 
Em 18/04/2016, a SGT encaminhou o Memorando nº 119/2016-SGT/ANEEL, prestando informações 
sobre o recálculo da CVA e Sobrecontratação efetuados no processo tarifário de 2015 da distribuidora.  
8. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
                                                     
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 10/1997-ANEEL.

9. 
O Reajuste Tarifário Anual da COELBA conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos 
consumidores de 10,72%, sendo de 10,64%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 
10,76%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 104/2016-SGT/ANEEL, de 18/04/20162. 
10. 
O efeito médio de 10,72% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculado 
conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em 
processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação 
nos 12 meses subsequentes.  
11. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 10,72% [10,72% = 
12,18%+3,89%-5,35%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados: 
a) IRT de 12,18%resultante da atualização dos custos de Parcela A e B; 
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de 3,89%; e 
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -5,35%.  
12. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
 
                                                     
2 As demais figuras, tabelas e gráficos deste voto constam na mesma NT da SGT. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
10,64%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
10,76%
Efeito Médio AT+BT
10,72%
1,36%
-0,66%
8,55%
2,93%
3,89%
-5,35%
10,72%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

13. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
 
14. 
Os custos da Parcela A representam 65,64% dos custos da Concessionária. O incremento desses 
custos representou 9,25 pontos percentuais (pp.) na composição do índice de reajuste tarifário. 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
3.706.637.635,23
  
4.239.475.701,13
  
14,38%
9,25%
65,64%
Encargos Setoriais
862.621.947,16
     
941.184.506,27
     
9,11%
1,36%
14,57%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
8.374.267,97
         
8.914.729,59
         
6,45%
0,01%
0,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
209.719.215,76
     
142.794.055,98
     
-31,91%
-1,16%
2,21%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
81.085.747,82
       
88.061.612,87
       
8,60%
0,12%
1,36%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
372.117.332,92
     
386.294.929,14
     
3,81%
0,25%
5,98%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
137.708.959,61
     
254.932.219,76
     
85,12%
2,04%
3,95%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
53.423.021,75
       
59.979.809,54
       
12,27%
0,11%
0,93%
ONS
193.401,32
            
207.149,40
            
7,11%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
257.242.528,89
     
219.163.017,60
     
-14,80%
-0,66%
3,39%
Rede Básica
186.034.287,46
     
146.181.398,94
     
-21,42%
-0,69%
2,26%
Rede Básica Fronteira
43.455.814,93
       
40.707.561,85
       
-6,32%
-0,05%
0,63%
Rede Básica ONS (A2)
456.574,22
            
572.437,09
            
25,38%
0,00%
0,01%
Rede Básica Export. (A2)
78.843,72
              
82.721,28
              
4,92%
0,00%
0,00%
Conexão
22.933.345,61
       
27.200.908,99
       
18,61%
0,07%
0,42%
Uso do sistema de distribuição
4.283.662,94
         
4.417.989,46
         
3,14%
0,00%
0,07%
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra)
2.586.773.159,18
  
3.079.128.177,26
  
19,03%
8,55%
47,67%
PARCELA B
2.050.858.121,72
  
2.219.461.256,81
  
8,22%
2,93%
34,36%
IRT considerando a variação tarifária da RTE
5.757.495.756,95
  
6.458.936.957,94
  
12,18%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
3,89%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade
143.310.265,93
     
2,46%
CVA em Processamento - Energia comprada
407.155.890,83
     
6,98%
CVA em Processamento - Transmissão
3.208.309,69
         
0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
16.211.711,60
-       
-0,28%
Neutralidade dos Encargos
16.419.235,41
-       
-0,28%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
265.963.793,33
-     
-4,56%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
823.361,20
            
0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
6.573,74
-                
-0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2)
58.808,15
              
0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
2.143.643,88
         
0,04%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
32.689.933,01
-       
-0,56%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
13.956.804,07
-       
-0,24%
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior
15.497.850,24
-       
-0,27%
Ressarcimento de valores pagos referentes à CFURH - Despacho nº 2.515/2015
1.208.034,89
         
0,02%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização
1.371.315,47
-         
-0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC
163.348,82
-            
-0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
289.468,44
            
0,00%
Ajuste Liminar Abrace
2.494.559
              
0,04%
Efeito das recontabilizações (reajuste anterior)
28.391.646
            
0,49%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,35%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
10,72%
Participação no Participação na
DRA (R$) DRP (R$) Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 3 .706.637.635,23 4 .239.475.701,13 14,38% 9,25% 65,64%  
Encargos Setoriais 8 62.621.947,16 9 41.184.506,27 9,11% 1,36% 14,57%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8 .374.267,97 8 .914.729,59 6,45% 0,01% 0,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 2 09.719.215,76 1 42.794.055,98 -31,91% -1,16% 2,21%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 8 1.085.747,82 8 8.061.612,87 8,60% 0,12% 1,36%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 3 72.117.332,92 3 86.294.929,14 3,81% 0,25% 5,98%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 37.708.959,61 2 54.932.219,76 85,12% 2,04% 3,95%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 5 3.423.021,75 5 9.979.809,54 12,27% 0,11% 0,93%
ONS 1 93.401,32 2 07.149,40 7,11% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão 2 57.242.528,89 2 19.163.017,60 -14,80% -0,66% 3,39%  
Rede Básica 1 86.034.287,46 1 46.181.398,94 -21,42% -0,69% 2,26%
Rede Básica Fronteira 4 3.455.814,93 4 0.707.561,85 -6,32% -0,05% 0,63%
Rede Básica ONS (A2) 4 56.574,22 5 72.437,09 25,38% 0,00% 0,01%
Rede Básica Export. (A2) 7 8.843,72 8 2.721,28 4,92% 0,00% 0,00%
Conexão 2 2.933.345,61 2 7.200.908,99 18,61% 0,07% 0,42%
Uso do sistema de distribuição 4 .283.662,94 4 .417.989,46 3,14% 0,00% 0,07%  
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) 2 .586.773.159,18 3 .079.128.177,26 19,03% 8,55% 47,67%  
PARCELA B 2 .050.858.121,72 2 .219.461.256,81 8,22% 2,93% 34,36%  
IRT considerando a variação tarifária da RTE 5 .757.495.756,95 6 .458.936.957,94 12,18% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 3,89%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade 1 43.310.265,93 2,46%
CVA em Processamento - Energia comprada 4 07.155.890,83 6,98%
CVA em Processamento - Transmissão 3 .208.309,69 0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes - 1 6.211.711,60 -0,28%
Neutralidade dos Encargos - 1 6.419.235,41 -0,28%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 - 2 65.963.793,33 -4,56%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 8 23.361,20 0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs - 6 .573,74 -0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) 5 8.808,15 0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia 2 .143.643,88 0,04%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso - 3 2.689.933,01 -0,56%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia - 1 3.956.804,07 -0,24%
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior - 1 5.497.850,24 -0,27%
Ressarcimento de valores pagos referentes à CFURH - Despacho nº 2.515/2015 1 .208.034,89 0,02%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização - 1 .371.315,47 -0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC - 1 63.348,82 -0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 2 89.468,44 0,00%
Ajuste Liminar Abrace 2 .494.559 0,04%
Efeito das recontabilizações (reajuste anterior) 2 8.391.646 0,49%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,35%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 10,72%  

15. 
O valor total dos encargos setoriais aumentou 9,11% em comparação com os valores referentes ao 
reajuste anterior, correspondendo a um efeito tarifário médio de 1,36 pp. Destaca-se, principalmente, o aumento da 
cobertura para o Encargo de Energia de Reserva, em função da estimativa dos custos relativos à contratação da 
Energia de Reserva para 2016, informada pela CCEE por meio da Carta 2.477/2015, de 29/10/2015, contribuindo em 
2,04 pp no atual reajuste da COELBA. 
16. 
Os custos com transmissão sofreram a variação de -14,80% em relação ao RTA 2015, 
correspondendo ao efeito médio de -0,66 pp. A variação dos custos de Transmissão é explicada pelos seguintes 
fatores: (i) pela Parcela de Ajuste negativa que compensa déficits ou superávits de arrecadação que ocorrem no 
âmbito da apuração realizada pelo ONS em relação ao Ciclo anterior; e (ii) a redução da proporção atribuída ao 
segmento de consumo no rateio do pagamento do montante a ser arrecadado por meio de TUST-RB. 
17. 
O custo de compra de energia sofreu uma variação de 19,03% em relação ao processo anterior, 
contribuindo para um aumento tarifário de 8,55 pp. O aumento se dá, principalmente, pela grande proporção de 
contratos de Cotas de Garantia Física da Lei nº 12.783/2013 no mix de contratos de compra de energia da distribuidora 
cujo custo unitário passou 33,34 R$/MWh no processo tarifário de 2015 para 60,44 R$/MWh no processo tarifário 
atual. 
18. 
O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 demonstra a 
variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao reajuste tarifário anterior. 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
 
 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
8,55%
0,24%
0,75%
0,69%
0,58%
-0,18%
1,96%
0,97%
0,36%
2,49%
0,68%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Ajuste - CCEAR
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
Proinfra

19. 
Os custos da Parcela B representam 34,36% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 2,93 pp. do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.  
 
20. 
No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão 
Tarifária da COELBA, de 0,84% e 2,00%, respectivamente. No caso da COELBA, a variação média dos indicadores 
de DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi de 10,20%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de 0,49%. 
Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,56%, subtraída do Fator 
X, de 3,33%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 8,22%. 
21. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao 
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento: a) Da geração (compra de energia); b) Da transmissão e da 
distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de depreciação dos ativos e a remuneração do 
capital investido; e c) Dos encargos setoriais3 e dos tributos4. 
Gráfico 3: Custos na Receita da COELBA – Sem tributos 
 
 
Gráfico 4: Custos na Receita da COELBA – Com tributos 
 
                                                     
3 No Gráfico 3, destacou-se a participação dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais de energia elétrica e 
repassados pela Concessionária aos destinatários. 
4 Na construção do Gráfico 4, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, 
utilizadas as alíquotas médias nominais de 22% para o ICMS e de 6,5% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a fatura, contendo os tributos 
na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 39,7% (por fora) sobre o valor da conta de 
energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Tipo de contrato
RTA 2015
Processo atual
Variação
RTA 2015
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
45.200,60
138.352,99
206,09%
340,72
226,46
-33,53%
Existente - CCEAR-QTD
408.610,62
816.183,93
99,75%
188,55
157,34
-16,55%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
3.532.664,74
3.587.549,55
1,55%
234,56
250,09
6,62%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
3.305.543,64
3.366.868,02
1,86%
152,50
165,22
8,34%
Ajuste - CCEAR
29.881,94
0,00
-100,00%
388,48
0,00
-100,00%
Madeira e Belo Monte
1.322.218,62
2.351.029,51
77,81%
115,59
121,56
5,17%
Bilateral
4.071.103,25
3.939.046,40
-3,24%
193,02
221,29
14,65%
Cota Angra I e Angra II
671.994,97
656.315,93
-2,33%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
8.154.828,36
7.337.589,89
-10,02%
33,34
60,37
81,06%
Proinfa
398.925,07
415.274,49
4,10%
243,19
332,99
36,92%
Sobra (-) / Exposição (+)
-2.465.510,57
-2.704.981,71
9,7%
127,95
150,91
17,9%
TOTAL
19.475.461,24
19.903.229,00
2,2%
130,31
154,70
18,7%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
Custo de       
Distribuição
34,4%
Custo de            
Energia
45,5%
Custo de     
Transmissão
3,4%
Encargos          
Setoriais
16,7%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  RTA 2015 Processo atual Variação  RTA 2015 Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Ajuste - CCEAR
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Proinfa  45.200,60 138.352,99 206,09%
408.610,62 816.183,93 99,75%
3.532.664,74 3.587.549,55 1,55%
3.305.543,64 3.366.868,02 1,86%
29.881,94 0,00 -100,00%
1.322.218,62 2.351.029,51 77,81%
4.071.103,25 3.939.046,40 -3,24%
671.994,97 656.315,93 -2,33%
8.154.828,36 7.337.589,89 -10,02%
398.925,07 415.274,49 4,10%  340,72 226,46 -33,53%
188,55 157,34 -16,55%
234,56 250,09 6,62%
152,50 165,22 8,34%
388,48 0,00 -100,00%
115,59 121,56 5,17%
193,02 221,29 14,65%
162,09 206,29 27,27%
33,34 60,37 81,06%
243,19 332,99 36,92%
Sobra (-) / Exposição (+)  -2.465.510,57 -2.704.981,71 9,7% 127,95 150,91 17,9%  
TOTAL  19.475.461,24 19.903.229,00 2,2% 130,31 154,70 18,7%  

22. 
Quanto aos componentes financeiros5 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressalta-
se: 
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA afeta aos custos 
de aquisição de energia, que representou o repasse de R$ 407.155.890,83 com efeito no atual 
reajuste de 6,98%. Cumpre ressaltar que os contratos de garantia física (risco hidrológico) e 
contratos por Disponibilidade foram os principais produtos que impactaram no saldo da CVA de 
Energia.  A participação desses contratos no mix de contratação da COELBA foi de 36% e de 15%, 
respectivamente e, o aumento de custo pode se justificar, em relação ao primeiro, pelo risco 
hidrológico associado a esses contratos e, em relação ao segundo, pelo alto despacho de usinas 
térmicas fora da ordem de mérito por restrição de transmissão entre o subsistema sudeste e 
nordeste. Com isso, houve uma grande diferença entre a tarifa de cobertura considerada no 
processo tarifário anterior e o valor realizado, o que resultou em um impacto de 9,37% e 2,88% no 
efeito médio do reajuste tarifário de 2016. Impactaram também os ajustes de Contabilizações 
(MACs) feitos pela CCEE devido a pagamentos de liminares e demais ajustes na Liquidação do 
Mercado de Curto Prazo. 
b) A área técnica ressalta que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras 
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de 
CVAENERGIA e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da Erro! Fonte de referência não 
encontrada. não sofresse um aumento adicional médio de Erro! Fonte de referência não 
encontrada. 
23. 
Os associados da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica 
– ABRACE tiveram decisão liminar favorável no Processo Judicial n. 26648-39.2015.4.01.3400 para suspender o 
pagamento da parte controversa do encargo tarifário CDE, bem como alterar a forma de rateio dos valores 
remanescentes da quota, de forma proporcional ao uso dos sistemas de distribuição e transmissão. 
                                                     
5 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de       
Distribuição
24,6%
Custo de            
Energia
32,6%
Custo de     
Transmissão
2,4%
Encargos          
Setoriais
12,0%
ICMS 22,0%
PIS/COFINS 6,5%
Tributos
28,4%

24. 
A Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar por meio do Despacho nº 3.312/2015 
e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 24/09/2015, após a análise das contribuições recebidas no 
âmbito da Audiência Pública nº 57/2015. Posteriormente a REH nº 1.986/2015 alterou a REH nº 1967 e ampliou o 
alcance da liminar para novas unidades consumidoras. 
25. 
 Como as tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e 1.986/2015 tiveram vigência a partir de 
03/07/2015, a distribuidora fará jus a um componente financeiro correspondente à diferença entre a tarifa de equilíbrio 
apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada pelas REH nº 1.967/2015 1.986/2015. No caso da 
COELBA o valor apurado em relação ao período de 03/07/2015 a 31/03/2016 foi de R$ 2.494.558,90. Este 
componente financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da distribuidora e não deverá incidir 
sobre os associados da ABRACE. 
26. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
27. 
A COELBA pleiteou componente financeiro no valor de R$ 100.649,38 (cem mil, seiscentos e 
quarenta e nove reais e trinta e oito centavos) a título de recomposição da receita de TUSD que a concessionária 
deixou de faturar devido ao sistema de compensação de energia elétrica de micro e minigeração distribuída, de que 
trata a Resolução Normativa nº 482/2012.  
28. 
Cabe esclarecer que não há previsão regulamentar para a consideração desse tipo de repasse às 
tarifas, por meio de componente financeiro, seja na REN nº 482/2012, que disciplina a matéria, seja no Submódulo 
4.4 do PRORET, que define, de forma exaustiva, os Demais Componentes Financeiros (DCF) passíveis de inclusão 
nos processos tarifários. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
143.310.265,93
        
2,46%
CVA em Processamento - Energia comprada
407.155.890,83
        
6,98%
CVA em Processamento - Transmissão
3.208.309,69
            
0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(16.211.711,60)
         
-0,28%
Neutralidade dos Encargos
(16.419.235,41)
         
-0,28%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(265.963.793,33)
       
-4,56%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
823.361,20
               
0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
(6.573,74)
                  
0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2)
58.808,15
                 
0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
2.143.643,88
            
0,04%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(32.689.933,01)
         
-0,56%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(13.956.804,07)
         
-0,24%
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior
(15.497.850,24)
         
-0,27%
Ressarcimento de valores pagos referentes à CFURH - Despacho nº 2.515/2015
1.208.034,89
            
0,02%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização
(1.371.315,47)
           
-0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC
(163.348,82)
              
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
289.468,44
               
0,00%
Ajuste Liminar Abrace
2.494.559
                 
0,04%
Efeito das recontabilizações (reajuste anterior)
28.391.646
               
0,49%
Total
226.803.421,79
        
3,89%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 143.310.265,93 2,46%
CVA em Processamento - Energia comprada 407.155.890,83 6,98%
CVA em Processamento - Transmissão 3.208.309,69 0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 16.211.711,60) -0,28%
Neutralidade dos Encargos ( 16.419.235,41) -0,28%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 265.963.793,33) -4,56%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 823.361,20 0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs ( 6.573,74) 0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) 58.808,15 0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia 2.143.643,88 0,04%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 32.689.933,01) -0,56%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia ( 13.956.804,07) -0,24%
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior ( 15.497.850,24) -0,27%
Ressarcimento de valores pagos referentes à CFURH - Despacho nº 2.515/2015 1.208.034,89 0,02%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização ( 1.371.315,47) -0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 163.348,82) 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 289.468,44 0,00%
Ajuste Liminar Abrace 2.494.559 0,04%
Efeito das recontabilizações (reajuste anterior) 28.391.646 0,49%  
Total 2 26.803.421,79 3,89%  

29. 
Sobre essa questão, é importante destacar que no Voto que motivou a Resolução Normativa nº 
687/2015, a qual introduziu alterações na REN nº 482/2012, foi expresso o entendimento de que, devido ao reduzido 
número de conexões estimado até 2019 o impacto econômico relativo à participação da micro e minigeração ainda 
não é relevante. Não obstante, será dado foco nesse aspecto em uma nova revisão da norma a ser realizada até 
31/12/2019. 
30. 
Assim, diante da ausência de amparo regulamentar, entende-se que deve ser negado o pleito 
apresentado pela COELBA de recomposição de suposta perda de receita de TUSD decorrente do sistema de 
compensação de energia elétrica de micro e minigeração distribuída. 
31. 
A empresa também solicitou o reconhecimento dos efeitos financeiros das recontabilizações de 
requisito de energia (carga), que foram cobradas, decididas ou processadas pela CCEE no período de referência 
deste reajuste, mas que se referem a períodos anteriores a janeiro de 2015, cujos os impactos recaem sobre os saldos 
da CVA de energia e da Sobrecontratação/Exposição aprovados nos processos tarifários de 2013, 2014 e 2015. 
32. 
É certo que com a aprovação do Módulo 4 do PRORET, pela Resolução Normativa nº 703/2016, 
resultante da AP 78/2011, as recontabilizações de carga de janeiro de 2015 em diante são automaticamente 
reconhecidas nos processos tarifários.  
33. 
Quanto às recontabilizações de períodos anteriores a essa data, deve-se observar o disposto no 
regulamento, nos seguintes termos: 
“Situações excepcionais de recontabilizações de montantes contratuais ou de carga trazidas pelas 
concessionárias ou identificadas pela ANEEL poderão ser tratadas em processos específicos, desde 
que o ajuste financeiro resultante do cálculo seja considerado relevante”. 
34. 
Isso porque a regra vigente nos reajustes de 2015, 2014, 2013 e anteriores era considerar, para fins 
de cálculo da CVA/Sobrecontratação/Exposição, a informação mais atualizada quanto ao requisito de energia, 
disponível em torno do 30º dia anterior ao reajuste tarifário em processamento, e a consideração dos efeitos de 
recontabilizações posteriores ensejaria necessariamente o recálculo de processos tarifários já homologados pela 
ANEEL, em função da alteração do denominado “Fator K”, que tinha como objetivo ajustar os montantes dos 
contratados de energia ao mercado regulatório.  
35. 
A regra antiga não se apresentava como um problema enquanto as recontabilizações de requisito de 
energia eram raras e pouco significativas. Ademais, ponderava-se que os efeitos financeiros das recontabilizações - 
hora positivos, hora negativos – podem se compensar no médio prazo e afetam não apenas a concessionária titular 
do pleito com efeito negativo concentrado, mas todos os agentes da CCEE, mesmo que de forma difusa. Na Câmara, 
débito para uma concessionária significa crédito para todas as demais, e vice-versa. Esses efeitos conjugados 
impunham considerável assimetria de informação ao regulador. 
36. 
Todavia, a partir de 2012, com o expressivo aumento do quantitativo e da relevância das 
recontabilizações, a regra vigente mostrou-se inadequada e passou a ser recorrente o pleito dos agentes para que 
seus efeitos fossem reconhecidos nas tarifas. Nesse contexto, o Módulo 4 do PRORET representou importante avanço 
regulatório, pois permite considerar automaticamente os efeitos das recontabilizações, a partir da sua vigência.

37. 
Pelo exposto, atendendo ao dispositivo do Módulo 4 do PRORET, bem como a determinação da 
Diretoria, a SGT informou estar instruindo processo específico (Processo nº 48500.002114/2016-55), para analisar os 
efeitos financeiros decorrentes das recontabilizações de requisito de energia anteriores a janeiro de 2015, observando 
não apenas os fatos trazidos pela COELBA em seu pleito de reajuste, mas todas as recontabilizações ocorridas no 
período de cinco anos anteriores a janeiro de 2015, bem como os seus reflexos em todas as concessionárias de 
distribuição. Ademais, tendo em vista que a regra vigente não impõe um limite efetivo de quantidade e prazo para as 
recontabilizações, será reavaliada, em conjunto com a SRM, a regra de comercialização da CCEE, a fim de disciplinar 
novas recontabilizações do período em questão. 
38. 
Não obstante a essa análise que está em curso, solicitei à SGT que simulasse a situação da COELBA 
considerando os efeitos de recontabilizações de carga realizadas pela CCEE até fevereiro de 2016. Conforme 
apresentado no Memorando nº 119/2016-SGT/ANEEL, foi realizado o recálculo da CVA e Sobrecontratação efetuados 
no processo tarifário de 2015, resultando em um valor de R$ 28.391.645,57 (vinte e oito milhões, trezentos e noventa 
e um mil, seiscentos e quarenta e cinco reais e cinquenta e sete centavos), já atualizado pela Selic6.  
39. 
Esse valor foi considerado, de forma provisória, como componente financeiro no presente cálculo 
tarifário, com participação de 0,49 pontos percentuais no índice de reajuste, e está sujeito a ajustes nos próximos 
processos tarifários, conforme avaliação global dos efeitos das recontabilizações que está em curso na SGT.  
40. 
Além disso, a empresa solicitou um ajuste retroativo a janeiro de 2013 no Fator K que incidiu sobre o 
Risco Hidrológico de processos anteriores. Contudo, conforme aprovado no Submódulo 4 do PRORET, esse ajuste 
retroagirá até janeiro de 2015. Portanto, o pleito da empresa foi atendido parcialmente. 
41. 
Adicionalmente, quanto aos argumentos apresentados pela Coelba sobre a data de vigência das 
cotas da CDE Energia - CONTA-ACR, ressalto que esse procedimento não é novidade para a empresa, foi 
amplamente discutido no encerramento da AP 78/2011, com a aprovação do módulo 4 do PRORET, e é exatamente 
o mesmo conceito aplicado à TFSEE, portanto, a sua aplicação não pode ser entendida como surpresa, ilegalidade 
ou causa de desequilíbrio. 
42. 
No voto que proferi naquela oportunidade comentei sobre carta do grupo Enel e da ABRADE, 
encaminhada em 11/03/2015, que solicitaram a apuração da CVA CDE – ENERGIA decorrente do delta entre o 
pagamento efetuado e a cobertura tarifária correspondente, considerando o cálculo pro rata die, de forma a capturar 
as diferenças entre o dia da cobertura tarifária e o dia do pagamento do encargo, cujo efeito reverso só será 
compensado no final do período de amortização do encargo. 
43. 
Foi esclarecido que se deve entender tanto pagamento como cobertura por meses de competência, 
ou seja, deu-se uma cobertura para doze meses, para a realização de pagamentos também em doze meses.  Dessa 
forma, não haveria porque realizar o cálculo por dia, salvo se a alteração da obrigação não fosse no mesmo mês de 
competência do processo tarifário, independente do dia em que ocorre o processo tarifário e o dia que ocorre o 
pagamento.  
44. 
Não há impacto econômico, pois há cobertura integral para os pagamentos realizados. O efeito 
financeiro decorrente, que pode ser positivo ou negativo no início, se invertendo ao final de doze meses, faz parte da 
                                                     
6 O valor constante no Memorando nº 119/2016-SGT/ANEEL, com base em abril/2015, é de R$ 24.961.011,71.

realidade de qualquer negócio, em que um empreendedor utiliza-se de capital de giro para suprir os inúmeros 
descasamentos que ocorrem entre o recebimento de recursos e o pagamento de obrigações. 
45. 
Em análise da evolução das tarifas da distribuidora, a SGT destacou que o efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores da COELBA, de 10,72% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária 
evoluísse nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (80,64%) e do IPCA (74,13%) no mesmo período, conforme 
demonstrado no Gráfico 5. 
 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
46. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários7, o montante mensal de recursos da CDE 
a ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores 
mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo 
tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.  
47. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
COELBA, em relação às competências entre abril/2016 a março/2017, é de R$ 27.938.521,95. Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre abril/2015 e março/2016. 
III. DIREITO 
                                                     
7 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, a Conta 
de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos 
seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação 
e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; 
classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

48. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: a) Lei nº 9.427/1996; 
b) Lei nº 10.438/2002; c) Lei nº 12.111/2009; d) Decreto nº 7.246/2010; e) Decreto nº 7.945/2013; e f) Contrato de 
Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 10/1997-ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
49. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005404/2015-51, voto pela emissão de 
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da COELBA - Companhia de 
Eletricidade do Estado da Bahia, a vigorar a partir de 22/04/2016, que conduz ao efeito médio a 
ser percebido pelos consumidores de 10,72%, sendo 10,64% para os consumidores em alta 
tensão e 10,76% para os consumidores em baixa tensão; 
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – 
TE aplicáveis aos consumidores e usuários da COELBA; 
c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como 
Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;  
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do Encargo 
de Energia de Reserva – EER;  
e) Homologar em o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a 
ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à COELBA, de modo a custear 
os descontos retirados da estrutura tarifária; e 
f) homologar o reajuste da tarifa de energia elétrica referente à Geração Distribuída proveniente da 
Afluente Geração de Energia Elétrica S.A. – Afluente. 
Brasília, 19 de abril de 2016. 
 
 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor