* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005430/2015-06 
 
48581.001519/2016-00 
 Nota Técnica n° 135/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 11 de maio de 2016. 
 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.005430/2015-06 
 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à UHENPAL - Usina Hidroelétrica 
Nova Palma Ltda. e demais providências pertinentes 
ao seu Reajuste Tarifário Anual de 2016. 
 
 
I. DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da UHENPAL - Usina 
Hidroelétrica Nova Palma Ltda., vigente a partir de 22 de maio de 2016, calculado em conformidade com 
as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do 
Contrato de Concessão de Distribuição nº 107/2001 e os seus termos aditivos. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A UHENPAL, sediada na cidade de Faxinal do Soturno -RS, atende aproximadamente 15 
mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem 
de R$ 31,9 milhões.

Fls. 2 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005430/2015-06 
 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras1
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
9.493
                             
1.764
                         
30,4%
Industrial
103
                                
982
                            
16,9%
Comercial
1.071
                             
934
                            
16,1%
Rural
4.347
                             
1.413
                         
24,4%
Iluminação Pública
25
                                  
405
                            
7,0%
Poder Público
306
                                
214
                            
3,7%
Serviço Público
22
                                  
78
                              
1,3%
Demais classes
17
                                  
7
                                
0,1%
Total 
15.384
                           
5.797
                         
100%
 
1 - Fonte: SAMP – competência março/2016 
 
2. 
No dia 18/11/2015, a SGT recebeu o Memorando n° 713/2015-SFF/ANEEL, onde 
informou-se que não houve ajuste no saldo da CVA referente ao processo tarifário de 2015. 
 
3. 
Em 6/4/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da UHENPAL, prestando os 
esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos 
a serem observados para entrega de informações e documentos. 
 
4. 
Em 
10/05/2016, 
segundo 
o 
Cadastro 
de 
Inadimplentes 
administrado 
pela 
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a UHENPAL encontra-se adimplente com suas 
obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no 
art. 10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004. 
 
 
II.1. Precedentes 
 
II.1.1. Aspectos Contratuais 
 
5. 
Em 12/12/2001 foi firmado o Contrato de Concessão nº 107/2001 entre a União, por 
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a UHENPAL - Usina Hidroelétrica Nova 
Palma Ltda.. Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos de 
distribuição de energia elétrica, estabelece na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de 
tarifas de energia elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica. 
 
6. 
Em 16/11/2005, foi assinado o Primeiro Termo Aditivo, o qual dá nova redação à sua 
Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para atender às condições de eficácia 
constante do § 2º dos arts. 36 e 43 do Decreto nº 5.163, de 30/7/2004.

Fls. 3 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005430/2015-06 
7. 
Em 2/3/2010, foi assinado o Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando 
nova redação à Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os 
procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado 
pela metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da 
Parcela “A”, relativos aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo. 
 
8. 
Por fim, em 09/12/2015, foi firmado o Quinto Termo Aditivo referente à renovação do 
Contrato de Concessão nº 107/2001 nos termos do Decreto nº 8.461, de 2 de junho de 2015, que 
regulamentou a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica de que trata o art. 7º da 
Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, com alteração de data de aniversário contratual de 19 de abril 
para 22 de maio. 
 
II.1.2. Aspectos Metodológicos 
 
9. 
No último Termo Aditivo, que tratou da renovação do Contrato de Concessão nº 107/2001, 
constou da Subcláusula Quinta da Cláusula Sexta o seguinte: “No primeiro reposicionamento tarifário 
posterior à assinatura do contrato serão aplicadas as regras de reajuste tarifário e revisão tarifária 
previstas no Contrato de Concessão anterior da DISTRIBUIDORA”. Assim, neste processo tarifário de 
2016 da UHENPAL observou-se a metodologia de cálculo prevista no contrato de concessão original. 
 
10. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a 
manutenção do seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é 
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o 
capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do 
tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
11. 
Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão 
original, preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da 
Parcela A (VPA) e da Parcela B (VPB). A referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas 
econômicas homologadas na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de Referência”, não 
incluindo tributos, componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de 
ultrapassagem e contratação de reserva de capacidade. 
 
12. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo: 
 
 
Período de 12 meses 
Referência
DRA
DRP
VPA0 
VPA1 
RA0
Referência


Fls. 4 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005430/2015-06 
 
13. 
Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento 
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice 
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do 
Contrato de Concessão original: 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT



 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses 
anteriores ao reajuste em processamento; 
 
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em 
função do “Mercado de Referência; 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior”, e o 
“Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
onde: 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior” e a 
energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice 
que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à “Data de 
Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice 
a ser adotado; e 
 
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
14. 
Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão 
original, a ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que 
deverão ser subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.  
 
15. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas 
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por 
três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
Fator X = Pd + Q + T

Fls. 5 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005430/2015-06 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
II.1.3 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015 
 
16. 
Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da UHENPAL 
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração 
e CDE. 
 
17. 
A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o 
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à 
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da 
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de 
46,6% e 35,2%, respectivamente. 
 
II.1.4 Reajuste Tarifário Anual de 2015 
 
18. 
O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da UHENPAL resultou, em média, num 
reposicionamento das tarifas de 46,69%, sendo 40,66% referentes ao reajuste econômico e 6,03% 
relativos aos componentes financeiros, conforme consta na Resolução Homologatória nº 1.881, de 
14/4/2015, que representou um efeito tarifário médio percebido pelos consumidores de 4,96%.  
 
19. 
A Resolução Homologatória nº 2.052, de 05/04/2016, prorrogou até 21 de maio de 2016 a 
vigência das tarifas de aplicação homologadas em 2015, em consequência da alteração da data de 
aniversário contratual da UHENPAL, conforme consta do Quinto Termo Aditivo firmado em 
dezembro/2015. 
 
III. DA ANÁLISE 
 
III.1. Período de Referência 
 
20. 
O período de referência para o reajuste anual da UHENPAL é de maio/2015 a abril/2016. 
 
III.2. Receita Anual 
 
21. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
representando um faturamento anual de R$ R$ 31.971.766,72, conforme demonstrado na Tabela 2.

Fls. 6 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005430/2015-06 
 
 
Tabela 2: Mercado no Período de Referência 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
62.023
                      
31.971.766,72
               
A4   (2,3 kV a 25 kV)
11.566
                      
5.104.016,60
                 
BT  (menor que 2,3 kV)
50.456
                      
26.867.750,12
               
Total
62.023
                      
31.971.766,72
               
 
 
 
III.3. Encargos Setoriais 
 
22. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas1 e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela 
ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos 
processos tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 
23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade: 
 
 o desenvolvimento energético dos Estados;  
 
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
 
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores Residencial Baixa Renda,  
 
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
 
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
 
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, 
termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e 
carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
 
                                                        
 
1 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL.

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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005430/2015-06 
 prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
 
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição;  
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do 
custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do 
PRORET; 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como objetivo 
aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica, tem sua 
metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de 
petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos 
minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de 
cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS 
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre 
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de 
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a 
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária 
para a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores 
síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER 
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 SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer 
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira 
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, 
passam a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e 
 
 
vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. Instituído pela Lei n° 
9.648/1998, alterado pela Lei n° 10.848/2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se

Fls. 8 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005430/2015-06 
de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a 
transmissão de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN. 
 
23. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão 
demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 3: Encargos Setoriais 
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
35.027,15
               
37.929,45
               
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
4.746.537,85
          
3.888.092,96
          
PROINFA
375.555,48
             
516.792,38
             
P&D e Eficiência Energética
282.242,04
             
290.341,14
             
Total de Encargos Tarifários
5.439.363
               
4.733.156
               
 
 
 
24. 
O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual 
(CDE Uso), homologada pela REH 2.018, de 02/02/2016, o seguinte item: 
 
i) quota anual da CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) (Art. 4º-C do Dec. 
7.891/2013) homologada pela REH nº 2.004/2015, destinada à amortização das operações de 
crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para lastro da 
Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, nos termos do Decreto nº 
8.221/2014 e da Resolução Normativa nº 612/2014. A CONTA-ACR teve 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.  O recolhimento de quotas mensais da 
CDE pelas distribuidoras tem como contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia 
elétrica a partir dos respectivos processos tarifários ordinário de 2015. Frisa-se que a definição 
desse encargo tarifário para cada distribuidora não está vinculada aos recursos recebidos da 
Conta-ACR, mas ao tamanho de seus mercados cativos no período de fevereiro a dezembro de 
2014. Dessa forma, os custos da Conta-ACR foram distribuídos equitativamente a todos os 
consumidores cativos do sistema interligado nacional. 
 
25. 
A partir da assinatura, em 2010, dos Termos Aditivos aos contratos de concessão de 
serviço público de distribuição de energia elétrica, são considerados na DRA (Data de Referência Anterior) 
os valores faturados dos encargos setoriais, de modo a assegurar a neutralidade desses itens da 
“Parcela A”. 
 
26. 
Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão 
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da 
concessionária.

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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005430/2015-06 
III.4. Transmissão 
 
27. 
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. 
 
28. 
Por não estar conectada à Rede Básica e não ser cotista de Itaipu, não se aplica à 
UHENPAL os custos com transmissão de energia elétrica correspondentes à Rede Básica (Nodal e 
Fronteira), Conexão/DIT e Transporte de Itaipu. 
 
29. 
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. Esse custo se aplica ao caso da UHENPAL, uma 
vez que a UHENPAL acessa a rede de distribuição da distribuidora AES SUL. 
 
30. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Uso do sistema de distribuição
2.621.267,05
          
2.970.791,80
          
Total dos Custos de Transporte
2.621.267,05
          
2.970.791,80
          
 
 
III.5 Compra de Energia 
 
31. 
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. 
 
32. 
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”.  
 
33. 
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:  
 
 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

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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005430/2015-06 
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; Incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de 
Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de 
Garantia Física e Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
 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

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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005430/2015-06 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
 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.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
34. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar, a 
ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e 
na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é 
definido como Energia Requerida. 
 
35. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas 
dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam 
o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de 
transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas 
apuradas pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, 
portanto, todas as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no 
processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 
 
36. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição 
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais 
Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica2. Por não estar conectada à Rede Básica, não há 
definição de perdas dessa modalidade para a UHENPAL. 
 
37. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução 
Homologatória nº 1.515/2013 (última revisão tarifária da UHENPAL), alterada pelo Despacho 644/2014, 
estabeleceu o percentual regulatório de perdas técnicas de 12,10% (sobre a energia injetada da 
concessionária) a ser aplicado nos reajustes tarifários de 2014, 2015, 2016 e 2017. Já para as perdas não-
técnicas (sobre o mercado faturado de baixa tensão), o percentual estabelecido para o ano de 2016 foi de 
0,29%. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário da UHENPAL. 
 
                                                        
 
2 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução 
Normativa nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada 
acessante da referida instalação.

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Processo nº 48500.005430/2015-06 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
Perdas
DRA
DRP
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
0,29%
0,29%
Técnica (s/ merc. injetado)
12,10%
12,10%
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
0,00%
0,00%
Mercado Baixa Tensão (MWh)
50.456
50.456
 
 
38. 
Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as 
perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária, 
ao mercado de venda da concessionária. 
 
39. 
A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da UHENPAL para atendimento ao 
seu mercado de referência apurado na DRA e na DRP. 
 
Tabela 6: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP 
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
62.023
               
62.023
               
Fornecimento
62.023
               
62.023
               
Perdas Totais
8.704
                 
8.704
                 
Perdas Rede B.
-
                         
-
                         
Perdas na Distribuição
8.704
                 
8.704
                 
Perda Não Técnica
146
                    
146
                    
Perda Técnica
8.558
                 
8.558
                 
Energia Requerida
70.727
               
70.727
               
 
 
III.5.2. Valoração da Compra de energia 
 
40. 
O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o 
repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 
27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, 
assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
a) Na Data de Referência Anterior – DRA 
 
41. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio 
dos montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior, 
conforme a tabela a seguir:

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Processo nº 48500.005430/2015-06 
 
 Tabela 7: Compra de Energia na DRA 
Energia Requerida 
(MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Energia Requerida 
(R$)
70.727
234,64
16.595.278,43
               
 
 
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP 
 
42. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP 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. 
 
43. 
Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos 
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo 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 DRP. 
 
44. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits3 considerando o período de 
referência em questão.  
 
45. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de 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.  
 
46. 
A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos 
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de 
energia adquirida. 
 
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa             
(R$)
Bilaterais
69.110,82
                        
69.110,82
                        
234,60
    
16.213.398,95
            
AES SUL
69.110,82
                        
69.110,82
                        
234,60
        
16.213.398,95
            
Energia Base
1.616,19
                          
1.616,19
                          
-
          
-
                              
PROINFA
1.616,19
                          
1.616,19
                          
-
          
-
                              
Total
70.727,01
                        
70.727,01
                        
229,24
    
16.213.398,95
            
 
                                                        
 
3 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos 
relativos ao período de referência.

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47. 
A AES-SUL é o atual agente supridor da UHENPAL. O preço de repasse do contrato de 
compra de energia mantido com a AES-SUL é estabelecido no processo tarifário da supridora, cujo 
reajuste ocorreu em 19 de abril de 2016. 
 
48. 
Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA4 e na DRP 
para a UHENPAL, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 16.595.278,43 e R$ 
16.213.398,95. 
 
III.6. Parcela B 
 
49. 
O Fator X5 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na 
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que 
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa 
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
T
Q
Pd



X
Fator 
 
 
onde:  
 
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
50. 
A Resolução Homologatória nº 1.515/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os 
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 0,78% e 0,00%, respectivamente, a serem aplicados na 
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da UHENPAL. 
 
51. 
Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior e do 
reajuste atual, o valor do componente Pd do Fator X foi proporcionalizado, de modo a refletir o ganho de 
produtividade de todo o período, resultando em 0,85%.  
 
52. 
Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, o componente Q 
(qualidade do serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da 
variação dos indicadores de DEC e FEC apurados nos últimos dois anos disponíveis.  
 
53. 
No caso da UHENPAL a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos de 
2014 e 2015 foi de -33,79%, de modo que o valor de componente Q do Fator X a ser aplicado na 
atualização da Parcela B é de -1,00%. 
 
 
 
                                                        
 
4 O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo 
preço médio de repasse do processo tarifário anterior. 
5 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.

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Processo nº 48500.005430/2015-06 
Tabela 9: Fator X 
Componentes
Valor
Componente Pd do Fator X
0,85%
Componente T do Fator X
0,00%
Componente Q do Fator X
-1,00%
Fator X
-0,15%
 
  
54. 
Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M6 e do Fator X. A variação 
do IGP-M considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (abril/2015) e do 
reajuste atual (maio/2016) foi de 11,92%, enquanto o Fator X resultou em -0,15%. A tabela abaixo 
demonstra o cálculo da Parcela B na DRP. 
 
Tabela 10: Cálculo da Parcela B 
Descrição
Valores
Parcela B - DRA (R$)
7.315.858,71
              
IGP-M
11,92%
Fator X
-0,15%
Parcela B - DRP (R$)
8.199.145,72
              
 
 
 
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
55. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias. 
 
56. 
Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:  
 
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do 
Ministério da Fazenda (MF).  
 
 
Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, o saldo das 
CVAs foram apurados a partir de dados fornecidos diretamente pela concessionária à 
SGT, que procedeu à análise das informações e promoveu os ajustes cabíveis. Os dados 
considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de 
fiscalização, ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão 
incorporadas no processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa 
Selic. 
                                                        
 
6 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV.

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Processo nº 48500.005430/2015-06 
 
 
Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram 
atualizados pela taxa média anual de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de 
Mercadorias e Futuros7, de 13,20% a.a.. 
 
 
Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzida a parcela da receita decorrente da 
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta 
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos custos 
dos CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de competência 
de outubro de 2015 a fevereiro de 2016, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do 
PRORET.  
 
 
 
Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA 
descrita no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 
15/03/2016. Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa 
decorrente de ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do 
repasse do resultado financeiro das compras e vendas no MCP com o consequente 
desaparecimento do Fator K; (ii) exclusão do risco hidrológico para fins de composição do 
preço de repasse médio dos contratos de compra de energia, exceto para contratos de 
disponibilidade e (iii) utilização dos montantes contabilizados dos contratos de energia 
bem como dos resultados do MCP para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo 
de Serviços do Sistema. 
 
 
 
O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo: 
 
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento 
 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
628.214,32
               
736.314,33
               
786.962,18
                      
CVA Compra Energia
1.437.751,66
            
1.674.534,09
            
1.789.717,97
                   
CVA Proinfa
45.881,89
                 
47.553,80
                 
50.824,82
                        
Total
2.111.847,88
            
2.458.402,22
            
2.627.504,97
                   
 
 
                                                        
 
7 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 
1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data 
do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos 
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a 
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de 
Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste.

Fls. 17 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005430/2015-06 
 
ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, foi verificado 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 713/2015-SFF/ANEEL, de 16/11/2015.  
 
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula 
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão original, a neutralidade dos encargos 
refere-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 processo tarifário 
anterior, devidamente atualizadas pela taxa SELIC. 
 
iv) Ajuste Financeiro CUSD. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da Portaria 
Interministerial n° 25/2002 e conforme o Submódulo 4.4 do PRORET, ajustou-se financeiramente os 
custos decorrentes dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSDs) firmados entre a UHENPAL 
e a distribuidora AES SUL. 
 
v) Passivo financeiro referente à aplicação da REN nº 243/2006. Decorre da alteração da 
metodologia de definição das tarifas de suprimento para as concessionárias de distribuição com mercado 
próprio inferior a 500 GWh/ano, definida por meio da REN nº 243/2006. A aplicação de tal regulamento 
deu origem a um passivo financeiro a ser pago pela UHENPAL à AES SUL, assegurado o respectivo 
repasse tarifário. No presente reajuste tarifário está sendo considerado o valor de R$ 261.352,63 (data 
base: maio/2016), que corresponde ao passivo total remanescente. 
 
vi) 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. 
 
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.

Fls. 18 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005430/2015-06 
 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. 
 
 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. 
 
 No processo tarifário ordinário de 2015 da UHENPAL não foi feita a reversão da 
receita faturada com os componentes financeiros de CDE, Energia e Transporte 
estabelecidos na RTE, tendo em vista que foi utilizado como critério temporal a 
presença ou não de faturas na CVACDE, CVACOMPRA DE ENERGIA e no cálculo do custo 
relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição, respectivamente.  
 
 No presente processo tarifário se faz necessária a reversão de toda a receita 
faturada, correspondendo às competências cujos custos associados se encontram 
presentes na CVACDE, CVACOMPRA DE ENERGIA e no cálculo do Uso de Sistemas de 
Distribuição do atual processo tarifário.  Portanto, está sendo revertido o valor de R$ 
557.212,64, devidamente atualizado pela SELIC, referente à receita faturada para o 
período de 2 de março/15 a 18 de abril/15 proveniente dos componentes financeiros 
de CDE estabelecidos na RTE. Já para o componente financeiro de Compra de 
Energia estabelecido na RTE, está sendo revertida a receita faturada para o período 
de 2 de março/15 a 18 abril/15, totalizando R$ 956.973,85, atualizada pela SELIC.  
 
viii) Reversão de financeiros pela postergação da data contratual. Em consequência da 
renovação do Contrato de Concessão da UHENPAL, objeto do Quinto Termo Aditivo firmado em 
dezembro/2015, com alteração de data de aniversário contratual de 19 de abril para 22 de maio, foi 
efetuada a reversão da parcela da receita correspondente aos componentes financeiros faturados nesse 
período adicional de vigência das tarifas homologadas no ano anterior, totalizando R$ (90.333,98) para a 
componente TE (energia) e R$ (35.861,71) para a componente TUSD (uso). 
 
57. 
A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros:

Fls. 19 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005430/2015-06 
 
 
Tabela 12: Componentes Financeiros 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
837.786,99
               
2,62%
CVA em Processamento - Energia comprada
1.789.717,97
            
5,60%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
64.303,81
                 
0,20%
Neutralidade dos Encargos
292.532,28
               
0,91%
Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TUSD)
261.352,63
               
0,82%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
3.802,71
                   
0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
(956.973,85)
              
-2,99%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(557.212,64)
              
-1,74%
Repasse de compensação DIC/FIC
(10.705,35)
                
-0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
(90.333,98)
                
-0,28%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(35.861,71)
                
-0,11%
Total
1.598.408,87
            
5,00%
 
 
 
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
58. 
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. 
 
59. 
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. 
 
60. 
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. 
 
61. 
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 foram considerados na apuração da CVAENERGIA referente ao ano civil de 
2015.  
 
62. 
Neste processo tarifário, 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, contribuiu para que a tarifa da UHENPAL não sofresse um aumento adicional médio de 4%.

Fls. 20 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005430/2015-06 
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
63. 
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. 
 
64. 
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. 
 
65. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a 
distribuidora no período de competência de maio/2016 a abril/2017, até o 10º dia útil do mês subsequente. 
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no 
período de abril/2015 a abril/2016.  
 
Tabela 13: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Geração Fonte Incentivada
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Distribuição
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(320,22)
                         
6.073,49
                        
5.753,27
                        
Subsídio Rural
(12.250,76)
                    
212.429,85
                    
200.179,09
                    
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(997,78)
                         
489,29
                           
(508,49)
                         
Total
(13.568,76)
                    
218.992,62
                    
205.423,86
                    
 
 
 
 
VI. Análise dos Resultados 
 
66. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da UHENPAL - Usina Hidroelétrica Nova Palma Ltda. 
conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 1,31%, sendo de 5,07%, em 
média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 0,50%, em média, para os consumidores 
conectados na Baixa Tensão.  
 
Tabela 14: Efeito médio

Fls. 21 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005430/2015-06 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
5,07%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
0,50%
Efeito Médio AT+BT
1,31%
 
 
67. 
O efeito médio de 1,31% 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 
inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 
meses subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo de 
reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
68. 
A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de 
0,45%, ao se ter como base de comparação na Data do Referência Anterior – DRA os custos 
estabelecidos no reajuste de 2015. 
 
69. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em -2,31% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 2,76%.  
 
Tabela 15: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B

Fls. 22 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005430/2015-06 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-3,00%
-2,31%
74,47%
Encargos Setoriais
-12,98%
-2,21%
14,74%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
8,29%
0,01%
0,12%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-31,12%
-3,24%
7,13%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
12,41%
0,55%
4,98%
PROINFA
37,61%
0,44%
1,61%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
2,87%
0,03%
0,90%
Custos de Transmissão
13,33%
1,09%
9,25%
Uso do sistema de distribuição
13,33%
1,09%
9,25%
Custos de Aquisição de Energia
-2,30%
-1,19%
50,48%
PARCELA B
12,07%
2,76%
25,53%
IRT considerando a variação tarifária da RTE
0,45%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
5,00%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
2,62%
CVA em Processamento - Energia comprada
5,60%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
0,20%
Neutralidade dos Encargos
0,91%
Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TUSD)
0,82%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
-2,99%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-1,74%
Repasse de compensação DIC/FIC
-0,03%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
-0,28%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,11%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-4,15%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
1,31%
 
 
70. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 5,00% no atual 
reajuste da UHENPAL. 
 
71. 
Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste 
tarifário anual de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa 
uma redução de -4,15% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos 
consumidores. 
 
72. 
O Valor da Parcela A apresentou uma variação de -3,00% em relação ao Reajuste de 
2015, representando -2,31% na composição do efeito médio, com destaque para:

Fls. 23 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005430/2015-06 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em redução de -12,98% 
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito 
médio de -2,21%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, conforme 
Resolução Homologatória nº 2.018, de 2 de fevereiro de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -
3,24% no atual reajuste da UHENPAL. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de 13,33% em relação ao Reajuste de 2015, 
correspondendo a um efeito médio de 1,09%. Esse aumento é explicado pela elevação da TUSD (tarifas 
de uso do sistema de distribuição) da supridora AES SUL no reajuste de 2016. 
 
iii) Compra de Energia. Variação de -2,30% em relação ao processo anterior, contribuindo 
para um efeito médio de -1,19%, devido ao decréscimo da tarifa de energia da supridora AES SUL, no seu 
reajuste de 2016. Esse decréscimo decorre 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 21,69% em relação à tarifa praticada em 2015. Decorre também da saída do 18º Leilão de Ajuste do 
portfólio de compra de energia da AES SUL, em função do fim de seu período de suprimento, bem como 
do aumento considerável na quantidade de contratos de garantia física, cuja tarifa é relativamente baixa.    
 
73. 
A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em 
relação ao processo anterior. 
 
Tabela 16: Comparação da variação do custo de energia 
Tipo de contrato
Processo DRA
Processo atual
Variação
Processo DRA
Processo atual
Variação
Bilateral
74.690,86
69.110,82
-7,47%
239,96
234,60
-2,23%
Proinfa
1.568,49
1.616,19
3,04%
0,00
0,00
-
Sobra (-) / Exposição (+)
-5.532,34
0,00
-100,0%
239,96
234,60
-2,2%
TOTAL
70.727,01
70.727,01
0,0%
234,64
229,24
-2,3%
Custo unitário (R$/MWh)
Montante de energia (MWh)
 
 
74. 
A atualização da Parcela B representou 2,76% na composição do efeito médio, refletindo 
a variação acumulada do IGP-M no período de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (abril/2015) 
e do reajuste atual (maio/2016), descontado o Fator X. 
  
75. 
O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova 
Receita Anual da concessionária. 
 
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Processo DRA Processo atual Variação  Processo DRA Processo atual Variação
Bilateral
Proinfa  74.690,86 69.110,82 -7,47%
1.568,49 1.616,19 3,04%  239,96 234,60 -2,23%
0,00 0,00 -
Sobra (-) / Exposição (+)  -5.532,34 0,00 -100,0%  239,96 234,60 -2,2%
TOTAL  70.727,01 70.727,01 0,0%  234,64 229,24 -2,3%

Fls. 24 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005430/2015-06 
Custo de       
Distribuição
25,5%
Custo 
de            
Energi
a
50,5%
Custo de     
Transmissão
9,3%
Encargos          
Setoriais
14,7%
 
 
76. 
O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 21,0% para o ICMS e 
3,6% para o PIS e COFINS (total de 24,6% por dentro), o que equivale a uma majoração de 32,70% por 
fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
Custo de       
Distribuição
19,2%
Custo de            
Energia
38,0%
Custo de     
Transmissão
7,0%
Encargos          
Setoriais
11,1%
ICMS 21,0%
PIS/COFINS 3,6%
Tributos
24,6%
 
 
77. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da UHENPAL nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (81,2%) e IPCA (75,1%) no 
mesmo período. 
 
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)

Fls. 25 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005430/2015-06 
436,62
436,62
413,97
420,86
444,79
460,79
347,06
423,41
572,41
589,08
583,39
436,62 
476,36 
506,25 
516,09 
572,59 
591,11 
638,73 
685,36 
700,15 
707,02 
791,31 
436,62 
457,26 
482,90 
507,85 
539,84 
568,13 
605,56 
642,82 686,02 
695,07 
764,95 
abr/07
abr/08
abr/09
abr/10
abr/11
abr/12
abr/13
abr/14
mar/15
abr/15
mai/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
700,00
750,00
800,00
850,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
 
 
78. 
Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da 
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das 
distribuidoras e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação 
acumulada do IPCA até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória 
nº 1.121, de 15/3/2011. 
 
 
VII. 
DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
79. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo 
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 107/2001. 
 
VIII. 
DA CONCLUSÃO 
 
80. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº. 107/2001, no que consta 
do Processo nº 48500.005430/2015-06 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
i)           pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de 5,45% a ser aplicado 
às tarifas da UHENPAL, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 1,31% sendo de 5,07% em média para os consumidores

Fls. 26 Nota Técnica nº 135/2016-SGT/ANEEL, de 11 de maio de 2016. 
 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005430/2015-06 
conectados em Alta Tensão (AT) e de 0,50% em média para aqueles conectados 
em Baixa Tensão (BT); 
 
ii) 
pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da UHENPAL; 
 
iii) 
pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora 
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária; 
 
iv) 
pela fixação do valor de R$ 261.352,63, já atualizado pelo IGP-M e inclusos 
PIS/PASEP e COFINS, que deverá ser repassado à AES SUL pela UHENPAL, em 
12 parcelas mensais iguais, a partir do mês subsequente ao do reajuste, referente 
à parcela do efeito financeiro de que trata o art. 5º da Resolução Normativa nº 243, 
de 19 de dezembro de 2006. 
 
 
IX. DA RECOMENDAÇÃO 
 
81. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
BRUNO ALBERTO AMORIM SILVA
Especialista em Regulação 
WELLINGTON CARLOS CARVALHO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
 
De acordo: 
 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária