VOTO 
PROCESSO: 48500.001065/2016-33 
INTERESSADOS: BANDEIRANTE - Bandeirante Energia S/A. 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da BANDEIRANTE - Bandeirante Energia S/A., a vigorar a partir de 23 
de outubro de 2016. 
I - RELATÓRIO 
1. 
A BANDEIRANTE é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende 
cerca de 1,8 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da 
ordem de R$ 4,1 bilhões. 
2. 
No processo tarifário de 2015, as tarifas da BANDEIRANTE foram, em média, reajustadas em 
16,14%, sendo esse o efeito tarifário médio percebido pelos usuários da distribuidora, conforme consta da Resolução 
Homologatória – REH nº 1.973/2015. 
3. 
A BANDEIRANTE, por meio da Carta CT-PRD-82/15, de 3 de novembro de 2015, apresentou pedido 
de reconsideração contra a resolução que homologou a sua 4ª RTP, questionando: 
a. 
Mercado dos Consumidores ABRACE; 
b. 
Receitas Irrecuperáveis; 
c. 
Base de Anuidades Regulatória; 
d. 
Perdas Não Técnicas; 
e. 
Custos Operacionais; 
f. 
Contratação da Rede Básica 
4. 
Em 28/09/2016, a BANDEIRANTE protocolou na ANEEL a Carta CT-PR-10/16, apresentando 
aditamento ao recurso administrativo interposto em face da REH n° 1.973/2015, no qual a recorrente pleiteou 
alteração do mercado do período de referência.  
5. 
A SGT, através da Nota Técnica 342/2016, consolidou o seu posicionamento e das áreas envolvidas, 
na qual recomendou o provimento parcial do recurso. 
                                                          
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 202/1998-ANEEL.

6. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 342, de 13 de outubro de 2016, 
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da BANDEIRANTE. 
7. 
No dia 14 de outubro de 2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da BANDEIRANTE as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução 
Normativa nº 652 ANEEL, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do 
PRORET – Procedimentos de Regulação Tarifária. 
8. 
A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a chancelou. 
9. 
É o relatório. 
II - FUNDAMENTAÇÃO 
10. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da BANDEIRANTE conduzirá a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de -23,53%, sendo de -28,64%, em média, para os consumidores conectados na Alta 
Tensão e de -19,51%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
 
Fonte: Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
11. 
O efeito médio de -23,53% 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 revisão tarifária 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. 
12. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -4,09%, composto 
pela redução de custos de Parcela A (-5,85% ) e pelo aumento de custos da Parcela B (1,76%).   
13. 
A atualização dos componentes financeiros para compensar nos 12 meses subsequentes, 
contribuíram para uma redução tarifária de -7,52%, enquanto o efeito da retirada dos componentes financeiros 
considerados no processo anterior, representa uma redução de -11,92% no atual reajuste. 
14. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -23,53%  
[-23,53% = -4,09% -7,52% -11,92%], constituiu a conjugação de três movimentos tarifários explicitados: 
15. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-28,64%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-19,51%
Efeito Médio AT+BT
-23,53%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
Fonte: Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
-4,22%
0,10%
-1,73%
1,76%
-7,52%
-11,92%
-23,53%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

17. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Fonte: 
Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
18. 
A tabela 2 acima nos apresenta que os custos da Parcela A (composta pela soma dos custos com 
Encargos Setoriais, Transmissão e Aquisição de Energia) representam 78,88% dos custos da Concessionária e que 
a variação desses custos contribuiu com uma redução de -5,85% pontos percentuais na composição do índice de 
reajuste tarifário. 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-7,18%
-5,85%
78,88%
Encargos Setoriais
-14,36%
-4,22%
26,25%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
7,22%
0,01%
0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-39,20%
-7,13%
11,53%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
16,31%
0,38%
2,81%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
11,35%
0,63%
6,44%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
83,17%
2,02%
4,64%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-14,80%
-0,12%
0,74%
ONS
6,32%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
1,90%
0,10%
5,46%
Rede Básica
-2,92%
-0,10%
3,46%
Rede Básica Fronteira
13,69%
0,10%
0,87%
Rede Básica ONS (A2)
22,39%
0,00%
0,01%
MUST Itaipu
10,05%
0,05%
0,62%
Transporte de Itaipu
4,00%
0,01%
0,28%
Conexão
16,73%
0,03%
0,22%
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra)
-3,68%
-1,73%
47,17%
PARCELA B
9,54%
1,76%
21,12%
IRT considerando a variação tarifária da RTP 2015
-4,09%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-7,52%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE
-3,54%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido da RTE
3,92%
CVA em Processamento - Transmissão
0,15%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-6,68%
Neutralidade dos Encargos
1,35%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-0,70%
Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014
-0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,02%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,001%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
-0,004%
Ajuste Liminar Abrace
-2,07%
Ajuste Parcela B (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela B
0,001%
Ajuste Parcela A (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela A
0,05%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-11,92%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-23,53%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -7,18% -5,85% 78,88%  
Encargos Setoriais -14,36% -4,22% 26,25%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 7,22% 0,01% 0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -39,20% -7,13% 11,53%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 16,31% 0,38% 2,81%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 11,35% 0,63% 6,44%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 83,17% 2,02% 4,64%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. -14,80% -0,12% 0,74%
ONS 6,32% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão 1,90% 0,10% 5,46%  
Rede Básica -2,92% -0,10% 3,46%
Rede Básica Fronteira 13,69% 0,10% 0,87%
Rede Básica ONS (A2) 22,39% 0,00% 0,01%
MUST Itaipu 10,05% 0,05% 0,62%
Transporte de Itaipu 4,00% 0,01% 0,28%
Conexão 16,73% 0,03% 0,22%  
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) -3,68% -1,73% 47,17%  
PARCELA B 9,54% 1,76% 21,12%  
IRT considerando a variação tarifária da RTP 2015 -4,09% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -7,52%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE -3,54%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE 3,92%
CVA em Processamento - Transmissão 0,15%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -6,68%
Neutralidade dos Encargos 1,35%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,70%
Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014 -0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,02%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,001%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento -0,004%
Ajuste Liminar Abrace -2,07%
Ajuste Parcela B (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela B 0,001%
Ajuste Parcela A (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela A 0,05%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -11,92%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -23,53%  

19. 
Os custos dos encargos setoriais reduziram -14,36% em comparação com os valores referentes ao 
processo tarifário anterior, contribuindo com um efeito tarifário médio de - 4,22%. Destaco principalmente a redução 
do orçamento da CDE – USO, decorrente da recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016, 
conforme Resolução Homologatória nº 2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -7,13% 
no atual reajuste da Bandeirante. 
20. 
O custo de compra de energia sofreu uma redução de -3,68% em relação ao processo tarifário 
anterior, contribuindo para uma redução tarifária de -1,73%. Aqui destaco o impacto da nova tarifa de repasse de 
potência da Itaipu Binacional para 2016, publicada pela Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual 
sofreu uma redução de - 32,3% % em relação à tarifa praticada em 2015, também influenciada pela redução da 
cotação do dólar, com impacto no reajuste de -6,79%.  
21. 
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 processo de revisão tarifária de 2015. 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 Fonte: 
Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
-1,73%
0,16%
-0,09%
2,22%
0,45%
-0,37%
-0,30%
0,38%
1,94%
-6,79%
0,68%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
 Itaipu
Proinfra

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Fonte: 
Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
22. 
A tabela 2 mostra também que os custos da Parcela B representam 21,12% dos custos totais da 
Concessionária e que seu incremento de 9,54% contribuiu com 1,76% do total do efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores. 
23. 
A atualização da Parcela B, considerou a variação acumulada do IGP-M entre outubro de 2015 e 
setembro de 2016 de 10,66%, subtraída do Fator X, de 1,12%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 
9,54%. 
24. 
No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão 
Tarifária da BANDEIRANTE, de 1,14% e - 0,24%, respectivamente. O componente Q do Fator X foi calculado 
considerando os pesos dos indicadores DEC e FEC, resultando no percentual de 0,22%. 
25. 
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 setoriais2 e dos tributos3. 
                                                          
2 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 17,3% para o ICMS e de 5,2% 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 
29,05% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
84.924,25
88.615,61
4,35%
221,63
307,25
38,63%
Existente - CCEAR-QTD
151.754,56
-0,71
-100,00%
213,03
771,56
262,18%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
2.985.856,35
3.137.735,50
5,09%
229,16
260,28
13,58%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.360.120,86
1.417.290,47
4,20%
175,40
190,51
8,61%
Madeira e Belo Monte
897.110,91
1.304.818,65
45,45%
116,92
124,69
6,65%
Bilateral
433.694,81
12.356,04
-97,15%
217,55
177,66
-18,33%
Cota Angra I e Angra II
401.248,57
410.040,93
2,19%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
2.952.671,51
2.922.658,25
-1,02%
35,82
65,53
82,95%
Itaipu
2.223.505,67
2.354.333,43
5,88%
326,10
182,20
-44,13%
Proinfa
226.211,58
235.092,40
3,93%
387,34
497,49
28,44%
Sobra (-) / Exposição (+)
-1.301.988,90
-1.463.810,59
12,43%
180,06
170,32
-5,41%
TOTAL
10.415.109,55
10.419.129,98
0,04%
184,57
177,70
-3,72%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação  
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Proinfa  84.924,25 88.615,61 4,35%
151.754,56 -0,71 -100,00%
2.985.856,35 3.137.735,50 5,09%
1.360.120,86 1.417.290,47 4,20%
897.110,91 1.304.818,65 45,45%
433.694,81 12.356,04 -97,15%
401.248,57 410.040,93 2,19%
2.952.671,51 2.922.658,25 -1,02%
2.223.505,67 2.354.333,43 5,88%
226.211,58 235.092,40 3,93%  221,63 307,25 38,63%
213,03 771,56 262,18%
229,16 260,28 13,58%
175,40 190,51 8,61%
116,92 124,69 6,65%
217,55 177,66 -18,33%
162,09 206,29 27,27%
35,82 65,53 82,95%
326,10 182,20 -44,13%
387,34 497,49 28,44%  
Sobra (-) / Exposição (+)  -1.301.988,90 -1.463.810,59 12,43%  180,06 170,32 -5,41%  
TOTAL  10.415.109,55 10.419.129,98 0,04%  184,57 177,70 -3,72%  Fonte:
  ota Técnica nº 3    

Gráfico 3 
Fonte: Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
 
 
 
Gráfico 4 
Fonte: Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
26. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, destaco a 
CVA energia, que contribuiu para um efeito médio de 4,33%, e o Saldo a Compensar CVA energia, com efeito negativo 
de -5,48%. 
27. 
Ressalto que, após a reversão dos recursos financeiros concedido na RTE a título de cobertura para 
compra de energia, o efeito da CVAENERGIA ficou em 3,92%.  
                                                          
4 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
21,1%
Custo de            
Energia
44,2%
Custo de     
Transmissão
5,5%
Encargos          
Setoriais
29,2%
Custo de       
Distribuição
16,4%
Custo de            
Energia
34,2%
Custo de     
Transmissão
4,2%
Encargos          
Setoriais
22,7%
ICMS 17,3%
PIS/COFINS 5,2%
Tributos
22,5%

28. 
Destaco, ainda, que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias 
Amarela e Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que fora deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA e 
da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da Bandeirante não sofresse aumento adicional médio de 11,88% 
29. 
Cabe destacar ainda que no último processo tarifário foi concedido componente financeiro devido a 
aplicação das tarifas com efeitos das liminares que contestavam os valores da Conta de Desenvolvimento Energético 
– CDE, denominado de Ajuste Liminar Abrace, e que será revertido neste processo tarifário com base no Despacho 
ANEEL n. 1576 de 14 de junho de 2016, que revogou o Despacho n. 2.792/2015. No caso da Bandeirante, a reversão 
do Ajuste Liminar ABRACE foi de -R$ 84.632.004,34 (oitenta e quatro milhões, seiscentos e trinta e dois mil, quatro 
reais e trinta e quatro centavos).  
30. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 4 – Componentes Financeiros
 
Fonte: Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
31. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016, a evolução 
da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 9 anos e as variações do IGP-M (81,46%) e do IPCA 
(76,02%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
(23.884.860,12)
         
-0,58%
CVA em Processamento - Energia comprada
177.334.746,10
        
4,33%
CVA em Processamento - Transmissão
6.260.520,97
            
0,15%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(273.342.000,70)
       
-6,68%
Neutralidade dos Encargos
55.160.404,30
          
1,35%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(28.824.997,31)
         
-0,70%
Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014
(869.912,03)
              
-0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
840.530,85
               
0,02%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
(17.098.353,73)
         
-0,42%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(105.601.968,13)
       
-2,58%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(15.383.704,46)
         
-0,38%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
43.672,33
                 
0,001%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
(170.935,16)
              
-0,004%
Ajuste Liminar Abrace
(84.632.004,34)
         
-2,07%
Ajuste Parcela B (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela B
35.169,64
                 
0,001%
Ajuste Parcela A (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela A
2.217.916,63
            
0,05%
Total
(307.915.775,15)
       
-7,52%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais ( 23.884.860,12) -0,58%
CVA em Processamento - Energia comprada 177.334.746,10 4,33%
CVA em Processamento - Transmissão 6.260.520,97 0,15%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 273.342.000,70) -6,68%
Neutralidade dos Encargos 55.160.404,30 1,35%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 28.824.997,31) -0,70%
Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014 ( 869.912,03) -0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 840.530,85 0,02%
Financeiro de Reversão RTE - Energia ( 17.098.353,73) -0,42%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 105.601.968,13) -2,58%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia ( 15.383.704,46) -0,38%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 43.672,33 0,001%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento ( 170.935,16) -0,004%
Ajuste Liminar Abrace ( 84.632.004,34) -2,07%
Ajuste Parcela B (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela B 35.169,64 0,001%
Ajuste Parcela A (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela A 2.217.916,63 0,05%  
Total ( 307.915.775,15) -7,52%  

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial  
Fonte: Nota Técnica nº 342/2016-SGT/ANEEL, de 13 de outubro de 2016. 
32. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da CDE a 
ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores mensais 
a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a 
diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.  
33. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à 
BANDEIRANTE, em relação às competências entre outubro/2016 a setembro/2017, é de R$ 5.525.841,59 (cinco 
milhões quinhentos e vinte e cinco mil oitocentos e quarenta e um reais e cinquenta e nove centavos). Esse valor já 
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre outubro/2015 e setembro/2016. 
III - DIREITO 
34. 
Esse voto fundamenta-se nos seguintes dispositivos legais e normativos: 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; 
c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; 
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; 
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e 
f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 202/1998-
ANEEL. 
                                                          
5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, a Conta 
de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos 
seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação 
e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; 
classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

IV - DISPOSITIVO 
35. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.001065/2016-33, voto pela emissão de 
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da BANDEIRANTE - Bandeirante 
Energia S/A., a vigorar a partir de 23 de outubro de 2016, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de -23,53%, sendo -28,64% para os consumidores em alta tensão 
e -19,51% 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 BANDEIRANTE; 
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 
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 BANDEIRANTE, de modo 
a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
Brasília, 18 de outubro de 2016. 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor