I. DO OBJETIVO II. - aneel.gov.br Técnica 70 EMS... · A distribuidora, por meio de Carta ENERGISAMS/VPR-ANEEL/N° 021/20161, protocolada no dia 20 de abril de 2016, apresentou Pedido

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

48581.000730/2017-00

Nota Técnica n° 70/2017-SGT/ANEEL

Em 29 de março de 2017.

Processo: 48500.005152/2016-60 Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD referentes à Energisa Mato Grosso do Sul – Distribuidora de Energia S.A. - EMS e demais providências pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de 2017.

I. DO OBJETIVO

1. Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2017 da Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S.A. - EMS, vigente a partir de 8 de abril de 2017, 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 01/1997 e os seus termos aditivos. II. DOS FATOS 2. A EMS, sediada na cidade de Campo Grande/MS, atende aproximadamente 993 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de R$ 2,04 bilhões.

Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal

1 - Fonte: SAMP - competência fevereiro/2017

Classe de ConsumoNº de Unidades Consumidoras1

Consumo de Energia (MWh)

Participação no Consumo (%)

Residencial 805.440 149.792 34,5%Industrial 8.484 92.182 21,2%Comercial 78.382 91.526 21,1%Rural 88.294 42.999 9,9%Iluminação Pública 2.525 18.950 4,4%Poder Público 8.713 20.900 4,8%Serviço Público 1.213 15.499 3,6%Demais classes 209 2.409 0,6%Total 993.260 434.257 100%

Fls. 2 Nota Técnica nº 70/2017-SGT/ANEEL, de 29 de março de 2017.


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3. A distribuidora, por meio de Carta ENERGISAMS/VPR-ANEEL/N° 021/20161, protocolada no dia 20 de abril de 2016, apresentou Pedido de Reconsideração referente ao processo de reajuste tarifário de 2016. 4. Em 04/10/2016, por meio do Despacho nº 2.649, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu dar provimento ao pedido de reconsideração da EMS. 5. Em 25/11/2016, a SGT solicitou2 as informações em relação ao processo de reajuste tarifário da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SFF e SRM). 6. Em 15/02/2017, a SGT realizou reunião com os representantes da EMS, 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. 7. Em 09/03/2017, a Distribuidora, por meio da Carta ENERGISAMS/VPR-ANEEL/N° 011/20173, encaminhou à ANEEL informações para o Reajuste Tarifário Anual de 2017.

8. O Memorando nº 89/2017-SFF/ANEEL, de 20/02/2017, apresentou informações sobre as garantias financeiras relativa à contratação regulada de energia (CCEAR). O memorando n° 131/2017-SFF/ANEEL4, de 16/03/2017, complementou as informações do memorando anterior.

9. O Memorando nº 56/2017-SRM/ANEEL5, de 17/03/2017, apresentou informações sobre os contratos bilaterais de compra e venda de energia. 10. O Memorando nº 150/2017-SFF/ANEEL, de 24/03/2017, apresentou os valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária referente ao processo tarifário de 2016.

11. Em 29/03/2017, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a EMS 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.

1 Documento SIC nº 48513.009579/2016-00. 2 Memorando nº 16/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 39/21017-SGT/ANEEL. 3 Documento SIC nº 48513.008728/2017-00. 4 Documento SIC nº 48536.000743/2017-00 e Documento SIC nº 48536.001154/2017-00 respectivamente. 5 Documento SIC nº 48580.000496/2017-00.



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II.1. Precedentes II.1.1. Aspectos Contratuais 12. Em 04/12/1997 foi firmado o Contrato de Concessão nº 01/1997 entre a União, por intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a EMS. 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. 13. Em 04/04/2005 foi assinado o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, 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 30/07/2004. 14. Em 26/02/2010, foi assinado o Quarto 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.

II.1.2. Aspectos Metodológicos 15. 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. 16. Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, 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.

17. Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:



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18. 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:

0

01

RAX)(IVI x VPBVPAIRT

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.

Período de 12 meses mELETROPAULOs

Referência DRA DRP

VPA0

VPB

VPA1 RA0



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19. Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, 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. 20. 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 onde: Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; Q = Qualidade do serviço; e T = Trajetória de custos operacionais. II.1.3. Reajuste Tarifária Anual de 2016 21. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.054, de 05/04/2016, o reposicionamento tarifário da EMS representou, em média, uma variação das tarifas homologadas na Resolução Homologatória nº 1.874, de 07/04/2015,de 7,19%. 22. A distribuidora, por meio de Carta ENERGISAMS/VPR-ANEEL/N° 021/2016, protocolada no dia 20 de abril de 2016, apresentou Pedido de Reconsideração referente ao processo de reajuste tarifário de 2016, em que requereu a reconsideração do valor relativo à parcela mensal de ajuste do subsídio para a modalidade rural. 23. Em 04/10/2016, por meio do Despacho nº 2.649, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu dar provimento ao pedido de reconsideração da EMS para que seja incluída a parcela de ajuste do subsídio rural em montante mensal equivalente a R$ 787.618,07.

III. DA ANÁLISE III.1. Período de Referência 24. O período de referência para o reajuste anual da EMS é de abril/2016 a março/2017. III.2. Receita Anual 25. 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$ 2.046.181.137,06, conforme demonstrado na Tabela 2.



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Tabela 2: Mercado no Período de Referência

III.3. Encargos Setoriais 26. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem finalidades específicas6 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,

6 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL.

Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)Fornecimento 4.261.214 1.914.427.229,32

A2 (88 a 138 kV) 45.856 19.520.422,81 A3 (69 kV) 14.449 5.186.993,00 A3a (30 kV a 44 kV) 227.127 97.133.043,20 A4 (2,3 kV a 25 kV) 886.122 383.765.185,82 BT (menor que 2,3 kV) 3.087.659 1.408.821.584,50

Demais Livres 636.946 96.608.556,10 Distribuição 20.728 2.311.780,71 Geração - 32.833.570,92 Total 4.918.888 2.046.181.137,06



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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,

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



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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 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. 27. Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo:

Tabela 3: Encargos Setoriais

28. O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual (CDE Uso), homologada pela REH 2.202, de 07/02/2017, alterada pela REH 2.204, de 07/03/2017, os seguintes itens:

i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela REH 2.202, de 07/02/2017. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos pelas distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de aquisição de energia elétrica, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com atualização dos valores pela variação do IPCA, mediante encargo a ser incluído nas tarifas de energia elétrica, definido na proporção dos recursos recebidos pela distribuidora.

ii) 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

Encargos Setoriais DRA (R$) DRP (R$) Dispositivo LegalTaxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 2.864.006,71 3.004.377,88 - Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 299.652.157,15 258.700.446,66 - Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 85.067.725,41 66.956.503,29 Previsão SGT -JAN/2017PROINFA 39.692.387,81 36.201.408,66 REH 2191/2016P&D e Eficiência Energética 17.902.128,66 18.794.024,73 Res. Normativa nº 316/2008Contribuição ONS 58.504,66 63.665,14 Contribuição JAN/17 - DEZ/17Total de Encargos Tarifários 445.236.910 383.720.426



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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.

29. 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”. 30. 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. III.4. Transmissão 31. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT Compartilhada e de uso exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição. 32. A definição dos encargos de uso do sistema de transmissão associados à Rede Básica e Fronteira atribuídos à distribuidora no ano de 2017 foi realizada considerando as premissas estabelecidas no art. 7º da REN 762/2017. 33. Foi estabelecida uma estimativa de encargos de uso de Rede Básica e Fronteira proporcional aos encargos calculados com a aplicação das tarifas vigentes7 e uma previsão de encargo a partir de julho de 2017 até a data do próximo processo tarifário contemplando o efeito do aumento da TUSTRB e TUSTFR que ocorrerá em julho de 20178. 34. Com relação aos custos associados ao transporte e ao uso do sistema de transmissão da usina de ITAIPU foi prevista uma cobertura até 30 de junho de 2017 para os custos correspondentes à aplicação da tarifa vigente9 e uma cobertura, a partir de 30 de junho de 2017, com os valores de previsão das Tarifas de Transporte e TUST de R$ 10.075,17/MW e R$ 5,700/kW, respectivamente, consideradas a partir de 1º de julho de 2017, segundo consta na REN 762/2017.

7 Estabelecidas pela Resolução Homologatória nº 2.099, de 28 de junho de 2016, com vigência até 30 de junho de 2017. 8 Decorre do aprimoramento da regulamentação do cálculo do custo de capital a ser adicionado à Receita Anual Permitida - RAP das concessionárias de transmissão, cujos contratos foram prorrogados nos termos na Lei n° 12.783/2013, em consonância com o disposto na Portaria MME n° 120/2016, objeto da Audiência Pública n° 068/2016. 9 Estabelecida na Resolução Homologatória nº 2.099, de 28 de junho de 2016.



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35. Com relação aos MUSTs (Montantes de Uso do Sistema de Transmissão), estes foram obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão.

36. Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na Resolução Homologatória n° 2.098, de 28/06/2016, sendo consideradas também as informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão. 37. 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 EMS, uma vez que ela acessa a rede de distribuição das concessárias Energisa Mato Grosso Distirbuidora de Energia S.A. – EMT e Energisa Caiuá.

38. Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas, quando houver, as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT).

39. 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

40. Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP. 41. A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no § 12 do artigo 7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução Normativa nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de uso exclusivo, apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação comercial dessas instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores finais da concessionária ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de serviço, sem efeitos retroativos.

Componente DRA (R$) DRP (R$)Rede Básica 28.271.053,10 84.459.238,70 Rede Básica Fronteira 20.703.927,50 30.602.213,00 Rede Básica ONS (A2) 2.003.176,20 2.262.361,20 MUST Itaipu 8.388.581,02 10.655.491,92 Transporte de Itaipu 3.927.523,68 15.207.089,76 Conexão 30.284.715,58 28.712.423,54 Uso do sistema de distribuição 3.970.761,49 4.572.366,11 Total dos Custos de Transporte 97.549.738,57 176.471.184,24



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42. Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados com RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-se adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o período compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de aniversário da concessionária de distribuição. III.5 Compra de Energia 43. 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. 44. Também a Lei n° 10.848/2004 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”. 45. 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 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



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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 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 46. 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. 47. 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



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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.

48. 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 elétrica10.

49. 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 1.505/2013 (última revisão tarifária da EMS) estabeleceu o percentual regulatório de perdas técnicas de 12,29% (sobre energia injetada da concessionária) e para as perdas não-técnicas (sobre o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 4,74% a ser aplicado no atual reajuste.

50. A cada processo tarifário são apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado, com base nas medições dos últimos 12 meses, que serão somadas às perdas na Rede Básica (rateadas em regime de condomínio) entre todas as distribuidoras. Neste processo tarifário utilizou-se como valor regulatório, conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, a média de fevereiro2016 a janeiro/2017. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário da EMS.

Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas

51. 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. 52. A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da EMS para atendimento ao seu mercado de referência apurado na DRA e na DRP.

10 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.

Perdas DRA DRPNão Técnica (s/ Baixa Tensão) 5,34% 4,74%Técnica (s/ merc. injetado) 12,29% 12,29%Rede Básica (s/ merc. Injetado) 0,85% 1,14%

Mercado Baixa Tensão (MWh) 3.087.659 3.087.659



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Tabela 6: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP

III.5.2. Valoração da Compra de energia 53. 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 54. 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:

Tabela 7: Compra de Energia na DRA

b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP

55. 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.

Descrição DRA (MWh) DRP (MWh)Mercado Total 4.261.214 4.261.214 Fornecimento 4.261.214 4.261.214 Consumidores Livres 657.674 657.674 Perdas Totais 920.896 914.436 Perdas Rede B. 43.673 58.335 Perdas na Distribuição 877.223 856.101 Perda Não Técnica 164.881 146.355 Perda Técnica 712.342 709.746 Energia Requerida 5.182.110 5.175.650

Energia Requerida (MWh)

Tarifa Média (R$/MWh)

Energia Requerida (R$)

5.182.110 166,36 862.095.259,64



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56. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits11 considerando o período de referência em questão.

57. 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.

58. No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os seguintes procedimentos:

i) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega nos 12 meses subsequentes;

ii) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi

utilizado o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do IPCA até o mês do aniversário contratual;

iii) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se,

além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de cobertura tarifária aprovada pela AP 091/2016, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de bandeiras e definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016. O mecanismo das bandeiras tarifárias, iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao consumidor do custo de geração de energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma antecipação da receita necessária para cobrir os custos adicionais com geração térmica em condições hidrológicas desfavoráveis. Para o cálculo do preço de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em conta o fato de que para patamares de geração térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28 R$/MWh, as concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, os valores de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes.

iv) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004 observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas pelo Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos.

v) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações

11 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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prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado por meio do Memorando 56/2017-SRM/ANEEL, de 17/03/2017.

vi) O valor da despesa com compra de energia de Itaipu é apurado com base na tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional e nos montantes de potência e energia associada para os próximos 12 meses. Para os meses de 2017 foram considerados os montantes publicados na Resolução Homologatória nº. 2.178, de 29/11/2016, e para o restante do período de referência os valores foram estimados a partir dos montantes da referida Resolução ajustados pela nova cota-parte de Itaipu definida para 2018. Para valoração dessa despesa, considerou-se a tarifa de Itaipu, em dólares, publicada pela Resolução Homologatória nº. 2.188, de 19/12/2016, e a taxa de câmbio PTAX média de venda do período entre o 45° e o 16° dias anteriores ao reajuste da distribuidora, conforme previsto no Submódulo 3.2, Seção 5.1, do PRORET.

vii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente das Cotas das Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, calculado pela ANEEL, conforme as Receitas Anuais de Geração homologadas por meio da Resolução Homologatória nº 2.107, de ,19/07/2016, e Resolução Homologatória nº 2.208, de ,21/03/2017. 59. 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$)

AMBIENTE REGULADO - CCEAR 2.586.130,54

2.389.097,08

219,93

525.423.861,49

13º LEE 2014-05 DISP 72.035,44

66.547,16

373,36

24.846.251,01

13º LEE 2014-05 QTD(MSCD nov/16 efeito jan/17)/ Regra esp. do 13º LEE

(3.682,06)

(3.401,53)

334,12

(1.136.506,47)

13º LEE 2014-05 QTD(MSCD) TM abril/ Regra esp. do 13º LEE

(5.578,91)

(5.153,86)

334,12

(1.721.991,01)

13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE 144.820,65

133.786,98

334,12

44.700.453,29

13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE 19.973,02

18.451,31

334,12

6.164.889,15

13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE 184.285,44

170.245,00

334,12

56.881.684,86

14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP 22.388,05

20.682,34

297,87

6.160.739,35

14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD nov/16 efeito jan/17)/ Nova regra

(582,82)

(538,42)

236,44

(127.303,37)

14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD) TM abril/ Nova regra (896,81)

(828,49)

236,44

(195.888,10)

14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra 11.259,60

10.401,75

236,44

2.459.395,39

14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra 1.785,01

1.649,01

236,44

389.893,96

14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra 29.187,38

26.963,64

236,44

6.375.298,84



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15º LEE DIS2-03ANOS/ Nova regra 6.718,92

6.207,02

137,38

852.702,55

15º LEE QTD-03ANOS (MCSD nov/16 efeito jan/17)/ Nova regra

(9.386,60)

(8.671,45)

156,57

(1.357.713,22)

15º LEE QTD-03ANOS (MCSD) TM abril/ Nova regra (14.463,53)

(13.361,58)

156,57

(2.092.059,82)

15º LEE QTD-03ANOS (MCSD)/ Nova regra (12.447,96)

(11.499,57)

156,57

(1.800.520,02)

15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra 470.061,60

434.248,30

156,57

67.991.487,97

1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T (160,83)

(148,58)

301,99

(44.869,32)

1º LEN A-3 2008-15 T 8.970,84

8.287,37

301,99

2.502.711,16

1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T (123,48)

(114,08)

301,99

(34.449,68)

1º LEN A-3 2008-30 H 1.268,78

1.172,12

203,37

238.375,67

2º LEN A-3 2009-15 T 32.758,60

30.262,77

317,19

9.598.937,79

2º LEN A-3 2009-30 H 63.780,00

58.920,69

237,41

13.988.345,33

4º LEN A-3 2010-15 T 21.715,19

20.060,75

328,33

6.586.483,71

6º LEN A-3 2011-15 T 7.141,59

6.597,48

220,64

1.455.687,43

17º LEN DIS-2016 (Redução MCSD Energia Nova Jan-Dez 2/ Nova regra

(2.983,59)

(2.756,28)

157,18

(433.234,59)

17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho 384/2016)/ Nova regra 5.856,30

5.410,12

157,18

850.368,62

17º LEN DIS-2016/ Nova regra 51.246,95

47.342,52

157,18

7.441.348,82

19º LEN DIS-2017 (Redução MCSD Energia Nova Jan-Dez 2/ Nova regra

(5.252,05)

(4.851,90)

156,81

(760.819,01)

19º LEN DIS-2017/ Nova regra 48.722,92

45.010,79

156,81

7.058.069,54

19º LEN QTD-2017/ Nova regra 23.774,44

21.963,10

145,99

3.206.307,12

22º LEN A-3 2018-20 EOL/ Nova regra 15.387,82

14.215,44

199,02

2.829.157,16

22º LEN A-3 2018-20 T 1.870,09

1.727,61

256,47

443.084,61

22º LEN A-3 2018-30 H/ Nova regra 2.141,87

1.978,68

225,25

445.691,04

1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T (622,07)

(574,67)

298,78

(171.702,68)

1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T (998,50)

(922,43)

298,78

(275.605,92)

1º LEN A-4 2009-15 T 58.611,99

54.146,43

298,78

16.178.064,69

1º LEN A-4 2009-30 H 4.593,10

4.243,16

217,31

922.081,97

01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés (17,87)

(16,51)

218,76

(3.611,33)

01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés (99,85)

(92,24)

218,76

(20.178,58)

1º LEN A-5 2010-15 T 91.932,09

84.927,92

267,96

22.757.483,19



Processo nº 48500.005152/2016

1º LEN A-5 2010-30 H 94.811,64

87.588,08

218,76

19.160.362,91

01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés (853,20)

(788,19)

218,76

(172.421,72)

3º LEN A-5 2011-15 T 82.064,39

75.812,02

289,77

21.968.349,20

3º LEN A-5 2011-30 H 87.279,70

80.629,99

224,59

18.108.333,69

5º LEN A-5 2012-15 T 164.621,32

152.079,06

262,58

39.933.082,11

5º LEN A-5 2012-30 H 76.134,70

70.334,11

230,49

16.211.077,58

7º LEN A-5 2013-15 T 44.311,85

40.935,80

265,39

10.863.827,25

13º LEN A-5 2016-20 OF (efeitos DSP 1987,2357/2016 e R/ Nova regra

(57.515,13)

(53.133,13)

147,35

(7.829.235,78)

13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra 228.699,20

211.274,94

147,35

31.131.635,77

13º LEN A-5 2016-30 H (Redução MCSD Energia Nova Jan-D/ Nova regra

(29.963,36)

(27.680,49)

127,96

(3.542.016,59)

13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra 39.769,55

36.739,56

127,96

4.701.221,96

15º LEN DIS20-2017 (Redução MCSD Energia Nova Jan-Dez/ Nova regra

(607,20)

(560,94)

116,58

(65.394,23)

15º LEN DIS20-2017/ Nova regra 1.400,00

1.293,34

116,58

150.777,42

15º LEN QTD30-2017/ Nova regra 8.748,55

8.082,02

123,90

1.001.344,05

16º LEN A-5 2018-25 BIO (-Canto do Buriti)/ Nova regra 7.060,58

6.522,64

146,73

957.091,30

16º LEN A-5 2018-30 H/ Nova regra 16.699,06

15.426,78

146,73

2.263.627,97

2º LFA A-3 2013-20 OF 101.143,88

93.437,88

207,93

19.428.927,95

2º LFA A-3 2013-30 H 7.302,64

6.746,27

227,70

1.536.128,33

3º LFA BIO-2016/ Nova regra 15.607,83

14.418,69

241,87

3.487.420,48

3º LFA EOL-2017/ Nova regra 3.913,46

3.615,30

201,37

728.010,34

Estruturante Santo Antônio 165.324,10

152.728,30

139,20

21.260.203,44

Estruturante Santo Antônio - MCSD 9.548,37

8.820,89

139,20

1.227.892,83

Estruturante Jirau 47.203,62

43.607,24

122,44

5.339.108,06

Estruturante Jirau - MCSD 26.659,01

24.627,90

122,44

3.015.347,86

Estruturante Belo Monte - MCSD 101.467,39

93.736,74

121,36

11.376.105,52

Estruturante Belo Monte - MCSD 307,83

284,38

121,36

34.512,70

Bilaterais 401.646,00

371.045,19

217,17

80.579.211,03

Pantanal Energética Ltda 195.348,00

180.464,72

246,11

44.413.576,99

SÃO GABRIEL HIDROENERGIA 4.818,00

4.450,92

226,59

1.008.520,19



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Raizen Caarapó 109.500,00

101.157,36

188,70

19.088.585,91

Energisa Bioeletricidade 91.980,00

84.972,18

189,10

16.068.527,94

Energia Base 2.605.668,77

2.415.507,26

116,24

280.774.203,66

Cota Angra I/Angra II 164.604,16

152.063,21

224,21

34.094.093,29

Cotas Lei n º 12783/2013 1.424.848,46

1.316.291,36

63,27

83.279.394,77

Itaipu (tirando as perdas) 906.481,16

837.417,71

195,12

163.400.715,60

PROINFA 109.734,98

109.734,98 -

- Total

5.593.445,31

5.175.649,53

171,34

886.777.276,17

60. Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA12 e na DRP para a EMS, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 862.095.259,64 e R$ 886.777.276,17. III.6. Parcela B 61. O Fator X13 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:

TQPd XFator

onde:

Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; Q = Qualidade do serviço; e T = Trajetória de custos operacionais.

62. A Resolução Homologatória nº 1.505/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,45% e 0,32%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da EMS. 63. Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET 14 , 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. Neste processo tarifário, o componente Q a ser aplicado na atualização da Parcela B é de -0,79%.

12 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. 13 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET. 14 Será aplicada a nova metodologia para os reajustes tarifários após o 4º ciclo de revisão tarifária periódica.



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Tabela 9: Fator X

64. Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M15 e do Fator X. A variação do IGP-M para o período de referência foi de 5,08%, enquanto o Fator X resultou em 0,98%. A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP.

Tabela 10: Cálculo da Parcela B

III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 65. 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. 66. Os principais 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 24/01/2002, 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, e a nova

metodologia de cálculo resultado da 4ª fase da Audiência Pública 78/2011, a apuração do saldo da CVA será realizada com base nos valores devidos de pagamentos, ao invés dos valores apresentados pelas concessionárias para o processo tarifário corrente. Os dados considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de fiscalização,

15 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV.

Componentes ValorComponente Pd do Fator X 1,45%Componente T do Fator X 0,32%Componente Q do Fator X -0,79%Fator X 0,98%

Descrição ValoresParcela B - DRA (R$) 641.299.228,44 IGP-M 5,08%Fator X 0,98%Parcela B - DRP (R$) 667.604.406,23



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ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão incorporadas no processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa Selic.

Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados pela taxa média anual BM&F16, de 10,06% a.a..

Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzido 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 janeiro de 2016 a março de 2017, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do PRORET.

Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das

Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para a CVA ESS/EER para as competências de janeiro de 2016 a março de 2017.

Foi incluído no cálculo da CVAENERGIA o risco financeiro decorrente de diferenças de preços entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme critérios de rateio previstos nas regras de comercialização vigentes. A SGT apurou, com base nos relatórios da CCEE, o valor da exposição líquida das diferenças de preços de submercados, atualizado pela taxa SELIC, referente ao período de janeiro de 2016 a março de 2017.

Ressalta-se que o saldo apurado para a CVAESS/ERR foi ajustado de forma a considerar que a devolução da componente Receita Fixa de Angra III ocorrerá em um único faturamento mensal, conforme determinado pela Diretoria da ANEEL na 8ª Reunião Pública Ordinária de 2017

O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo:

16 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.



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Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento

A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA relacionada aos custos de aquisição de energia representou o repasse de –R$ 40.043.846,49, com efeito no atual reajuste de -1,96%. Destaca-se o impacto no saldo da CVAENERGIA do contrato por disponibilidade cuja participação no mix de contratação da EMS foi de 17%.

Gráfico I - Composição do Mix da EMS na CVA

Descrição Delta (R$)

5° Dia Útil Anterior (R$)

12 Meses Subseqüentes

(R$)

CVA CDE (33.481.349,06) (36.312.838,90) (38.233.532,02) CVA CDE Energia 2.090.469,86 2.647.179,73 2.787.196,87 CVA Rede Básica 331.363,09 264.262,85 278.240,49 CVA Compra Energia (30.930.355,87) (38.032.210,73) (40.043.846,49) CVA Transporte Itaipu 647.146,10 700.903,35 737.976,19 CVA Proinfa (676.423,20) (665.135,54) (700.316,52) CVA ESS/ERR (52.853.570,02) (55.437.598,48) (58.369.856,52) Total (114.872.719,11) (126.835.437,73) (133.544.138,00)

24%

17%

7%3%

15%

7%

27%

Qm (MWh)

CCEAR-Q

CCEAR-D

MCSD

CCEN

Itaipu

BILATERAL



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Gráfico II - Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT – EMS

Gráfico III - CVA Energia – EMS

(2,60%)

(4,46%)

5,49%

(0,18%)(1,14%)

(0,59%)

2,65%

(1,84%)

0,63%

(6,00%)

(4,00%)

(2,00%)

0,00%

2,00%

4,00%

6,00%

CCEAR-Q CCEAR-D MCSD CCEN Itaipu BILATERAL CCGF Receita deBandeirasAlocadaEnergia

DEMAISCUSTOS

%CVA Energia no processo tarifário

(50,00)

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

Milh

ões

Cobertura tarifária (R$) Pagamento CVA após limite de repasse (R$)



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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 150/2017-SFF/ANEEL, de 17/03/2017.

Destaca-se que o saldo fiscalizado da CVA_energia foi alterado pela SGT, tendo sido feito ajuste na aba de recontabilização de energia.

No saldo a compensar analisado também está contemplado o financeiro de saldo a

compensar da reversão da RTE realizada no processo tarifário de 2016.

iii) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme

a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016. Os valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo foram:

O resultado no mercado de curto prazo para a distribuidora entre janeiro de 2016 e janeiro de 2017, com base em dados fornecidos pela CCEE, representa um repasse tarifário de R$ 44.094.537,42, a preços de abril/17. Não houve repasse da conta bandeiras para o período analisado a título de Exposição Involuntária, nos termos do inciso I do Art 4º-A do Decreto 7.891/2013.

Para o ano civil de 2016: Sobrecontratação de energia de 827.651 MWh.

Provisoriamente, a totalidade deste montante está sendo considerado como sobrecontratação involuntária, pois ainda não foi calculado o montante definitivo pela ANEEL. Destaca-se que a diferença entre o valor recalculado com o montante de exposições/sobrecontratações contratuais involuntárias a ser publicado e o valor considerado neste reajuste tarifário deverá ser considerada no processo tarifário de 2018.

Destaca-se que a exposição/sobrecontratação involuntária de energia será recalculada

a partir do ano civil de 2015 limitado a um período de 5 anos, considerando recontabilizações de carga, contratos e PLD informadas pela CCEE. Ressalta-se também que para a distribuidora não houve alteração no recálculo pelo Despacho que homologou a exposição/sobrecontratação involuntária do ano civil de 2015.



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Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo, considerando todas as recontabilizações, resultaram em R$ 43.565.166,57, já atualizado para preços de abril de 2017.

iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula

Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, 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.

v) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram

reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de fevereiro de 2016 a janeiro de 2017, atualizados pela taxa SELIC, conforme Submódulo 4.4 do PRORET, tendo sido fiscalizados 17 pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF.

vi) Descasamento da TUSD Distribuição. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da

Portaria Interministerial n° 25/2002 e conforme dispõe o Submódulo 4.4A do PRORET, ajustou-se financeiramente os custos decorrentes dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSDs) firmados entre a EMS e as distribuidoras EMT e Caiuá.

vii) Previsão do Risco Hidrológico. Em 15/02/2017 foi aberta a Audiência Pública nº 04/2017,

com o intuído de obter subsídios para atualização do Submódulo 4.4 do PRORET e discussão do tratamento tarifário da previsão do risco hidrológico, com período para envio de contribuição de 16/2/2017 a 30/3/2017. Conforme determinação da Diretoria no fechamento da AP 91/2016, a SGT está autorizada a calcular componente financeiro associado ao risco hidrológico para as distribuidoras cujo processo tarifário venha a ocorrer antes do fechamento da AP 04/2017, nos termos da minuta do submódulo 4.4 do PRORET submetida à AP. Portanto, para a EMS foi calculada a cobertura dos riscos hidrológicos associados às usinas comprometidas com contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF), à usina de Itaipu e às usinas hidrelétricas cuja energia foi contratada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR, e que firmaram Termo de Repactuação de Risco em conformidade com a Lei nº 13.203/2015, a qual totalizou R$ 70.506.436,24.

67. A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros:

17 Memorando nº. 89/2017-SFF/ANEEL e Memorando nº. 131/2017-SFF/ANEEL.



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Tabela 12: Componentes Financeiros

IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT

68. 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. 69. 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.

70. 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.

71. 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, da CVAESS/EER da concessionária. 72. 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 e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da EMS não sofresse um aumento adicional médio de 2,78%.

COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) ParticipaçãoCVA em Processamento - Encargos Setoriais (74.297.934,71) -3,63%CVA em Processamento - Energia comprada (40.043.846,49) -1,96%CVA em Processamento - Transmissão 1.016.216,68 0,05%Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 2.161.657,54 0,11%Neutralidade dos Encargos 9.578.675,76 0,47%Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 43.565.166,57 2,13%Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 512.042,30 0,03%Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 195.131,23 0,01%Previsão Risco Hidrológico 70.506.436 3,45%Total 13.193.545,11 0,64%



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V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários

73. 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. 74. 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.

75. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a distribuidora no período de competência de abril/2017 a março/2018, 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/2016 a março/2017.

76. Na parcela de ajuste do subsídio rural, conforme consta no Despacho nº 2.649/2016, foi considerado o valor mensal de R$ 787.618,07.

Tabela 13: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

VI. Análise dos Resultados 77. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EMS conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de -1,92%, sendo de -2,68%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -1,58%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$) Subsídio Carga Fonte Incentivada 463.156,08 2.211.837,39 2.674.993,47 Subsídio Geração Fonte Incentivada 55.749,48 667.525,42 723.274,90 Subsídio Distribuição 907.744,52 - 907.744,52 Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 58.883,71 870.148,25 929.031,96 Subsídio Rural 1.080.744,15 5.719.936,85 6.013.062,93 Subsídio Irrigante/Aquicultor 106.852,18 203.585,30 310.437,48

Total 2.673.130,13 9.673.033,21 11.558.545,26



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Tabela 14: Efeito médio

78. O efeito médio de -1,92% 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 2016, que vigoraram até a data do reajuste em processamento. 79. A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de 3,34%, ao se ter como base de comparação as Parcelas A e a B estabelecidas no reajuste de 2016.

80. Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o efeito médio em 2,06% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 1,29%.

Grupo de Consumo Variação Tarifária AT - Alta Tensão (>2,3kV) -2,68%BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -1,58%

Efeito Médio AT+BT -1,92%



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Tabela 15: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B

Variação Participação no Reajuste

Participação na Receita

PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 3,00% 2,06% 68,43%Encargos Setoriais -13,82% -3,01% 18,15%

Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 4,90% 0,01% 0,14%Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -26,99% -2,31% 6,05%Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 10,37% 0,12% 1,21%Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 3,84% 0,19% 4,97%Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER -21,29% -0,89% 3,17%PROINFA -8,80% -0,17% 1,71%P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 4,98% 0,04% 0,89%ONS 8,82% 0,00% 0,00%

Custos de Transmissão 80,90% 3,86% 8,35%Rede Básica 198,75% 2,75% 3,99%Rede Básica Fronteira 47,81% 0,48% 1,45%Rede Básica ONS (A2) 12,94% 0,01% 0,11%MUST Itaipu 27,02% 0,11% 0,50%Transporte de Itaipu 287,19% 0,55% 0,72%Conexão -5,19% -0,08% 1,36%Uso do sistema de distribuição e CCD 15,15% 0,03% 0,22%

Custos de Aquisição de Energia 2,86% 1,21% 41,94%PARCELA B 4,10% 1,29% 31,57%IRT considerando a variação tarifária da RTE 3,34% 100,00%

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 0,64%CVA em Processamento - Encargos Setoriais -3,63%CVA em Processamento - Energia comprada -1,96%CVA em Processamento - Transmissão 0,05%Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 0,11%Neutralidade dos Encargos 0,47%Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 2,13%Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,03%Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,01%

Previsão Risco Hidrológico 3,45%

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,91%Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -1,92%



Processo nº 48500.005152/2016

81. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 0,64% no atual reajuste da EMS. 82. Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste tarifário anual de 2016, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2016, representa uma redução de -5,91% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos consumidores. 83. O Valor da Parcela A apresentou uma variação de 3,00% em relação ao Reajuste de 2016, representando 2,06% na composição do efeito médio, com destaque para:

i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -13,82%

em comparação com os valores do reajuste de 2016, correspondendo a uma variação tarifária no efeito médio de -3,01%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, decorrente da homologação das cotas anuais da CDE para o ano de 2017, conforme Resolução Homologatória nº 2.202, de 8 de fevereiro de 2017, que contribuiu para um efeito médio de -2,31% no atual reajuste da EMS, bem como a redução do EER, em função da retirada da previsão da receita fixa de Angra III, a qual integrou o encargo em 2016.

ii) Custos de Transmissão. Variação de 80,90% em relação ao Reajuste de 2016,

correspondendo a um efeito médio de 3,86%. O efeito positivo dos custos de transmissão é resultado, principalmente, da incorporação, no Encargo de Rede Básica, do efeito do aumento da TUST que ocorrerá em julho de 2017, decorrente do aprimoramento da regulamentação do cálculo do custo de capital a ser adicionado à Receita Anual Permitida - RAP das concessionárias de transmissão, cujos contratos foram prorrogados nos termos na Lei n° 12.783/2013, em consonância com o disposto na Portaria MME n° 120/2016, objeto da Audiência Pública n° 068/2016.

iii) Compra de Energia: Variação de 2,86% em relação ao processo anterior,

contribuindo para um efeito médio de 1,21%. A modalidade de aquisição de energia que mais afetou esse efeito médio foi a variação de 0,62% da energia do regime de cotas. Por outro lado, houve queda do efeito da energia de Itaipu de -0,58%, principalmente em função da redução da cotação do dólar utilizado para precificar a energia de Itaipu.

84. A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao processo anterior.



Processo nº 48500.005152/2016

Tabela 16: Comparação da variação do custo de energia

85. A atualização da Parcela B representou 1,29% na composição do efeito médio, refletindo a variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X. 86. O gráfico IV demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova Receita Anual da concessionária.

Gráfico IV: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual

87. O gráfico V ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 17,1% para o ICMS e 5,1% para o PIS e COFINS (total de 22,2% por dentro), o que equivale a uma majoração de 28,50% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.

Tipo de contrato Processo DRA Processo atual Variação Processo DRA Processo atual VariaçãoExistente - CCEAR-DSP 156.233 101.142 -35,26% 276,29 340,98 23,41%Existente - CCEAR-QTD 1.087.088 814.334 -25,09% 211,48 234,66 10,96%Nova e Alternativa- CCEAR-DSP 908.469 941.488 3,63% 225,16 228,78 1,61%Nova e Alternativa- CCEAR-QTD 354.437 378.656 6,83% 208,12 216,68 4,11%Ajuste - CCEAR 0 0 - 0,00 0,00 -Madeira e Belo Monte 319.525 350.510 9,70% 125,49 130,49 3,99%Bilateral 389.343 401.646 3,16% 205,34 217,17 5,76%Cota Angra I e Angra II 159.999 164.604 2,88% 206,29 224,21 8,69%Cotas Lei n º 12.783/2013 1.515.585 1.424.848 -5,99% 60,44 63,27 4,68%Geração Própria 0 0 - 0,00 0,00 -Itaipu 843.150 906.481 7,51% 211,80 195,12 -7,87%Montante de Reposição 0 0 - 0,00 -Proinfa 110.229 109.735 -0,45% 0,00 0,00 -Sobra (-) / Exposição (+) -661.948 -417.796 -36,9% 169,98 175,05 3,0%

TOTAL 5.182.110 5.175.650 -0,1% 166,36 171,34 3,0%

Custo unitário (R$/MWh)Montante de energia (MWh)



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Gráfico V: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos

88. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial da EMS nos últimos dez anos, comparada com a variação do IGP-M (89,82%) e IPCA (82,08%) no mesmo período.

Gráfico VI: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2017)

402,76367,68 367,68 363,46

430,62 440,88

326,48357,08

452,29464,70 499,25 492,08

764,52 733,34

Reajuste abr/07

Revisão abr/08

Reajusteabr/09

Reajusteabr/10

Reajusteabr/11

Reajusteabr/12

Revisão abr/13

Reajusteabr/14

RTE2015

ReajusteAbr/15

Reajusteabr/16

Reajusteabr/17

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

Tarifa B1 Residencial

Variação IGPM

Variação IPCA



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89. 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 90. 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 dos Contratos de Concessão nº 001/1997. VIII. DA CONCLUSÃO 91. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº. 001/1997, no que consta do Processo nº 48500.005152/2016-60 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:

i) pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual das tarifas da EMS, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -1,92% sendo de -2,68% em média para os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de -1,58% 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 EMS;

iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de

transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo;

iv) pela aprovação, para fins de cálculo do atual reajuste tarifário, da previsão anual dos Encargos de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER; e

v) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora

para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária;



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IX. DA RECOMENDAÇÃO 92. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.

ANDRÉ LÚCIO NEVES Especialista em Regulação

RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO Especialista em Regulação

OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO Especialista em Regulação

De acordo:

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Gestão Tarifária

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I. DO OBJETIVO II. - aneel.gov.br Técnica 70 EMS... · A distribuidora, por meio de Carta ENERGISAMS/VPR-ANEEL/N° 021/20161, protocolada no dia 20 de abril de 2016, apresentou Pedido