reajuste tarifário da escelsa - 2009 anexos - EDP no Brasil ...

Nota Técnica nº 265/2009-SRE/ANEEL 

I. DO OBJETIVO 

Em 30 de Julho de 2009. 

Processo: 48500.002509/2009-29 

Assunto: Homologação das tarifas de fornecimento de 

energia elétrica e as Tarifas de Uso dos Sistemas de 

Distribuição – TUSD, estabelecimento da receita anual das 

instalações de conexão e fixação do valor anual da Taxa de 

Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE, 

referentes à Espírito Santo Centrais Elétricas S/A- 

ESCELSA, bem como homologação das tarifas de 

suprimento da ESCELSA para a distribuidora Empresa Luz e 

Força Santa Maria S.A – ELFSM. 

Esta Nota Técnica tem por objetivo apresentar os detalhes do Reajuste Tarifário Anual de 

2009 da Espírito Santo Centrais Elétricas S/A- ESCELSA, com a utilização da fórmula de cálculo do Índice de 

Reajuste Tarifário – IRT, de acordo com o que estabelece a Cláusula Nona do seu Contrato de Concessão de 

Distribuição de Energia Elétrica nº 01/1995. 

II. DOS FATOS 

2. A ESCELSA, sediada na cidade de Vitória - ES, atende atualmente 1.163.641 unidades 

consumidoras, conforme quadro abaixo, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de 

R$ 1.404.093.270,11 . 

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

(Fls. 2 Nota Técnica nº 265/2009-SRE/ANEEL, de 30 de Julho de 2009 – Processo n° 48500.002509/2009-29.) 

ESCELSA 

MERCADO CATIVO 

Classe de Consumo 

Nº de Unidades 

Consumidoras 

% 

Consumo mensal de 

energia (MWh / mês) 

Consumo de energia 

( % ) 

Residencial 905.428 77,81% 159.010,72 37,11% 

Rural 140.161 12,05% 45.754,67 10,68% 

Comercial 96.269 8,27% 97.441,09 22,74% 

Poder Público 9.338 0,80% 18.516,16 4,32% 

Industrial 10.974 0,94% 73.769,62 17,22% 

Iluminação Pública 305 0,03% 18.315,36 4,27% 

Serviço Público 1.021 0,09% 14.859,01 3,47% 

Consumo Próprio 145 0,01% 841,38 0,20% 

Total 1.163.641 100,00% 428.508 100,00% 

Fonte: SAD/SAMP - MAR/2009 

Aspectos Contratuais 

3. Em 17 de julho de 1995 foi firmado o Contrato de Concessão nº 01/1995 entre a União, por 

intermédio do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica – DNAEE, e a Espírito Santo Centrais 

Elétricas S/A- ESCELSA. Esse contrato tem por objeto a regulação da exploração, pela concessionária, de 

serviços públicos de distribuição de energia elétrica da concessão de que a mesma é titular. O mencionado 

contrato prevê, na Subcláusula Segunda da Cláusula Nona, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de 

energia elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica, conforme a Subcláusula Sexta 

da Cláusula Nona. 

4. Em 17 de julho de 2005 foi assinado o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 

01/1995, o qual dá nova redação à sua Cláusula Nona – 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 de julho de 

2004, assunto que foi objeto da Audiência Pública 045/2004, realizada pela ANEEL na forma presencial em 

20 de janeiro de 2005. 

Reajuste Tarifário 2008 e Revisão Tarifária Periódica de 2007 

5. Em 07 de agosto de 2008 as tarifas da ESCELSA foram, em média, reajustadas em 12,17%, 

conforme Resolução Homologatória nº 687,de 05 de agosto de 2008, sendo 7,48% relativos ao reajuste 

tarifário anual econômico e 4,69% referentes aos componentes financeiros pertinentes. 

6. A Resolução Homologatória nº 686, de 05 de agosto de 2008, publicou o resultado ainda 

provisório da Revisão Tarifária Periódica de 2007 da concessionária, fixando o reposicionamento em - 

4,90%. 

7. Consta da referida Resolução Homologatória nº 686/2008, que, tanto o reposicionamento 

tarifário quanto o componente “Xe” do “Fator X”, deverão ter seus percentuais definitivos estabelecidos 

quando da definição dos Custos Operacionais Eficientes, relativos à ESCELSA. 

8. Pela Nota Técnica nº 240-SRE/ANEEL, de 14 de julho de 2009, foi submetido à deliberação 

da Diretoria da ANEEL, no âmbito do Processo nº. 48500.004292/2006-50 e já levando em consideração as 



alterações efetuadas na REN nº 234/2006 publicadas por meio da Resolução Normativa nº 338, de 25 de 

novembro de 2008, o resultado definitivo da Revisão Tarifária Periódica de 2007 da ESCELSA, apresentando 

os percentuais recalculados de -6,44% para o reposicionamento tarifário e de 0,000% para o componente Xe 

do “Fator X”. Em conseqüência, o Reajuste Tarifário de 2008 foi recalculado provocando no atual Reajuste 

Tarifário de 2009 da concessionária os respectivos ajustes de R$ 9.185.651,71 na base tarifária econômica e 

de R$ 9.151.665,08 como componente financeiro. Além dos efeitos ocasionados no atual período de 

referência pelo recalculo do IRT de 2008, também estão sendo considerados os efeitos do calculo definitivo 

da Revisão de 2007 no período de referência do IRT de 2008, como componente financeiro devidamente 

atualizado pelo IGP-M no valor de R$ (21.161.509,43), tal valor já leva em conta o ajuste provisório realizado 

no reajuste de 2008. 

9. Em virtude de provimento de Recurso Administrativo interposto pela ESCELSA em relação ao 

procedimento de rateio da receita na Abertura Tarifária, que definia uma tarifa de Energia para suprimento 

diferente da efetivamente aplicada, está sendo considerado no atual Reajuste um componente financeiro no 

valor de R$ 14.397.502,71 , devidamente atualizado para Agosto de 2009. 

10. Esclarecido que o componente Xa do “Fator X” é recalculado em cada reajuste tarifário anual, 

na forma do Anexo VI da Resolução Normativa nº. 234/2006, com as alterações definidas na Resolução 

Normativa nº 338, de 25 de outubro de 2008, foi considerado no atual cálculo tarifário da ESCELSA o Fator X 

de -1,71%, sendo o componente Xe = 0,0000% e o componente Xa = -1,71% (variação em 12 meses do IGP- 

M = -0,67% e do IPCA = 4,65%). 

Proposta da Concessionária para o Reajuste Tarifário Anual de 2009 

11. Em 09 de julho de 2009, por meio da Carta CT-PRD-14/09, protocolada na ANEEL em 13 de 

julho de 2009, a ESCELSA encaminhou à ANEEL solicitação de Reajuste Tarifário Anual médio de 17,18%, a 

ser aplicado às tarifas de fornecimento de energia elétrica, a partir de 07 de Agosto de 2009. Esse percentual 

pleiteado contempla o reflexo da variação dos seguintes itens: 

a) Índice de Reajuste Tarifário – IRT, de 9,47%; 

b) CVA em Processamento (Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da 

Parcela A), de 4,762%; 

c) Saldo a Compensar da CVA Ano Anterior, de 0,046%; 

d) Recomposição de Desconto Concedido na TUSD, de 0,081% 

e) Recomposição de subsídio TUSD - REN 77/04 - Previsão 2009, de 0,276%; 

f) Subsidio Irrigante - REN 207/2006 - Saldo 2008, negativo de -0,014%; 

g) Subsidio Irrigante - REN 207/2006 - Previsão 2009, de 0,292%; 

h) Descontos concedidos para Auto Produtor (REN 166/05) - Saldo 2008, negativo 

de -0,103%; 

i) Descontos concedidos para Auto Produtor (REN 166/05) - Previsão 2009, de 0,729% 

j) Sobrecontratação - Dec 5163/2004, de -0,073%; 

k) Déficit do Programa Luz para Todos, de 1,288%; 

l) Desconto TUSD Fio B - ELFSM - Saldo 2008, negativo de -0,168% 

m) Desconto TUSD Fio B - ELFSM - Previsão 2009, de 0,340%; 



n) Diferença de preços entre submercados, de -0,137%; 

o) PA RB e RBFronteira, de -0,036%; 

p) PA Conexão, de 0,009%; 

q) Despesas com Garantias Financeiras, de 0,006%; 

r) Subsidio Baixa Renda - REN 089/2004 - Saldo 2008, de 0,051%; 

s) Subsidio Baixa Renda - REN 089/2004 - Previsão 2009, de 0,356% 

12. Nos cálculos para apuração do reajuste pleiteado de 17,18% a ESCELSA utilizou valores 

projetados para a variação do IGP-M, do IPCA e para os montantes relativos às receitas. 

13. Por meio do Correio Eletrônico, de 02 de julho de 2009, a ESCELSA encaminhou os dados e 

documentos necessários para o cálculo do déficit incorrido pela concessionária em função da implementação 

do Programa Luz para Todos – PLPT. 

14. Por meio da Carta CT-PRD-7/09, de 18/06/2009, protocolada na ANEEL em 19/06/2009,a 

ESCELSA solicitou reconhecimento dos custos adicionais de aquisição de energia elétrica devido ao aumento 

de perdas elétricas no montante de 113.724 MWh ocorrido no período de maio a setembro de 2008 na sua 

rede de distribuição. Cabe ressaltar que nos cálculos do reajuste pretendido de 17,18% a ESCELSA não 

contemplou quaisquer valores relacionados às perdas adicionais. 

III. DA ANÁLISE 

15. Consultado o aplicativo da ANEEL gerenciado pela Superintendência de Fiscalização 

Econômica e Financeira – SFF, denominado “Inadimplentes do Setor Elétrico”, constatou-se que a ESCELSA, 

conforme as disposições constantes do art. 10 da Lei n° 8.631, de 04 de março de 1993, alterado pelo art. 7° 

da Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, encontra-se adimplente, nesta data, com as obrigações intrasetoriais 

relacionadas no referido dispositivo legal, a seguir transcrito: 

“Art. 10. O inadimplemento, pelas concessionárias, pelas permissionárias e pelas 

autorizadas, no recolhimento das parcelas das quotas anuais de Reserva Global de Reversão 

- RGR, Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA, Conta 

de Desenvolvimento Energético - CDE, Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, 

compensação financeira pela utilização de recursos hídricos e outros encargos tarifários 

criados por lei, bem como no pagamento pela aquisição de energia elétrica contratada de 

forma regulada e da Itaipu Binacional, acarretará a impossibilidade de revisão, exceto a 

extraordinária, e de reajuste de seus níveis de tarifas, assim como de recebimento de 

recursos provenientes da RGR, CDE e CCC.” 

16. Em relação à tabela de preços dos serviços cobráveis previstos na Resolução ANEEL nº. 

457, de 29 de novembro de 2000, cabe ressaltar que, tendo em vista a cobertura dos custos de execução de 

tais atividades via Empresa de Referência, conforme consta do Anexo I da Resolução Normativa nº 338, de 

25 de novembro de 2008, que alterou a Resolução Normativa nº 234, de 31 de outubro de 2006, 

estabelecendo os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do 

segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de 

energia elétrica, o resultado do produto entre as freqüências regulatórias e as taxas reais passou a ser 



revertido para modicidade tarifária, aplicando-se como redutor do custo total da Empresa de Referência. 

Dessa forma, os valores constantes da mencionada Resolução nº 457/2000 estão sendo devidamente 

atualizados pela variação acumulada do IPCA até o mês do atual reajuste tarifário da concessionária, para 

fins de cobrança do consumidor solicitante dos serviços a partir de 07 de agosto de 2009. 

17. Em relação ao pleito da empresa de reconhecimento adicional de Perdas Técnicas no 

montante de 113.724 MWh devido a inversão de fluxo na SE Mascarenhas, provocado por elevados 

despachos de geração nas usinas térmicas/hidráulicas da área do Rio de Janeiro concomitantemente com 

reduzidos despachos de geração nas usinas hidráulicas da bacia do rio Doce e afluentes, entende-se que o 

reconhecimento do adicional de perdas técnicas não é devido, por não haver previsão legal para tanto. 

18. No momento da revisão tarifária periódica, observa-se a atual condição elétrica da 

distribuidora, de forma a se definir o valor regulatório de perdas na distribuição. São avaliados os aspectos 

físicos das redes da concessionária, as condições de suprimento à distribuidora e das cargas conectadas a 

ela, de modo que o valor regulatório de perdas na distribuição seja definido neste momento, e considerado nas 

tarifas por todo o período entre revisões tarifárias. 

19. Os dados solicitados para a determinação do montante de perdas técnicas na revisão tarifária 

da ESCELSA referem-se ao período de janeiro a dezembro de 2006. As alterações posteriores ao cálculo não 

são consideradas nas tarifas. Cabe ressaltar que tanto o sistema elétrico quanto as características de 

suprimento de uma distribuidora estão constantemente sofrendo modificações. Diversos são os fatores que 

alteram o perfil de perdas da concessionária, a exemplo de novas usinas conectadas ao sistema, linhas de 

Rede Básica que entram em operação, subestações construídas e até mesmo alterações no despacho de 

usinas em função de restrições elétricas e energéticas. Nesse contexto, não há como avaliar todos os 

aspectos operativos futuros do sistema elétrico no ato da revisão tarifária, nem como prever se as perdas 

sofrerão redução ou aumento no período. 

20. Todas as alterações do sistema elétrico que ocorrem no período entre revisões tarifárias 

podem alterar as perdas da distribuidora para mais ou para menos, sem que isso resulte em alteração nos 

montantes reconhecidos nas tarifas. Como exemplo, se um novo ponto de suprimento à distribuidora fosse 

inaugurado, resultando em redução de perdas em sua área de concessão, o percentual regulatório definido na 

revisão não seria revisitado em favor da modicidade tarifária. Conclui-se que há um risco para a 

concessionária neste aspecto, inerente à operação do sistema elétrico. 

21. Corrobora com esta opinião o Parecer n o 128/2008-PF/ANEEL, em sua folha 18, § 65, 

conforme transcrito a seguir: 

“Uma vez que o contrato de concessão prescreve, no que toca às perdas regulatórias, que o 

tratamento a ser estabelecido é o do momento da revisão, vislumbra-se que, de antemão, foi aí estabelecido 

o nível máximo de perdas admitidas diante da quantidade de energia que a concessionária pressupõe 

vender para atender a seu mercado. Logo, não há que se falar em reconhecimento de componente financeiro 

mesmo que as perdas reais sejam superiores às perdas previstas inicialmente, sob pena de ofensa a 

dispositivo contratual firmado entre os signatários.” 



Cálculo do IRT 2009 

22. O Reajuste Tarifário Anual da ESCELSA, calculado pela Superintendência de Regulação 

Econômica – SRE, para aplicação em 07 de agosto de 2009, resultou no percentual total de 15,12%, sendo 

8,34% relativo ao cálculo econômico e 6,78% referente aos componentes financeiros, assim distribuídos: 

a) Índice de Reajuste Tarifário Contratual - IRT, de 8,34%; 

b) CVA em Processamento, de 4,927%; 

c) Saldo a Compensar da CVA Ano Anterior, de -0,596%; 

d) Repasse da sobrecontratação de energia REN n° 255/2007, negativo de -0,086%; 

e) Exposição CCEAR entre Submercados, negativo de -0,147%; 

f) Parcela de Ajuste RB Fronteira, negativo de -0,036%; 

g) Parcela de Ajuste de Conexão, de 0,009%; 

h) Déficit - Programa Luz Para Todos, de 0,955%; 

i) Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2), de 0,061%; 

j) REVERSÃO Consultoria para Reavaliação de Ativos - Res. 493/2002, negativo de - 

0,044%; 

k) REVERSÃO Consultoria Campanha de Medidas - Res. 166/2005, negativo de - 

0,011%; 

l) Subsídio - Irrigação e Aqüicultura - Res 207/2006, de 0,291%; 

m) Previsão Subsídio - Irrigação e Aqüicultura - Res 207/2006, de 0,353%; 

n) REVERSÃO ano anterior Previsão Subsídio - Irrigação e Aqüicultura, de -0,306%; 

o) Subsídio - Consumidor Livre Fonte Incentivada TUSD - Res 77/2004, de 0,134%; 

p) Previsão Subsídio - Consumidor Livre Fonte Incentivada TUSD - Res 77/2004, de 

0,126%; 

q) REVERSÃO ano anterior Previsão Subsídio Fonte Incentivada (Cons.Livre), negativo 

de -0,130% 

r) Subsídio - Geração Fonte Incentivada TUSD G - Res 77/2004, de 0,141%; 

s) Previsão Subsídio - Geração Fonte Incentivada TUSD G - Res 77/2004, de 0,135%; 

t) REVERSÃO ano anterior Previsão Subsídio Fonte Incentivada (Geração), negativo 

de -0,065%; 

u) Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - APE/PIE - Res. 166/2005, de 0,733%; 

v) Previsão Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - APE/PIE - Res. 166/2005, de 0,732%; 

w) REVERSÃO ano anterior Previsão Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - APE/PIE, 

negativo de -0,833%; 

x) Subsídio - Baixa Renda, de 0,352%; 



y) Previsão Subsídio - Baixa Renda, de 0,353%; 

z) REVERSÃO ano anterior Previsão Subsídio Baixa Renda, negativo de -0,307%; 

aa) Subsídio TUSD Fio "B" dado à Suprida - Res 243/2006, de 0,310%; 

bb) Previsão Subsídio TUSD Fio "B" dado à Suprida - Res 243/2006, de 0,342%; 

cc) REVERSÃO ano anterior Previsão Subsídio TUSD Fio "B" dado à Suprida, negativo 

de -0,507%; 

dd) Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior, negativo de -0,789%; 

ee) Ajuste Financeiro Suprimento Santa Maria, de 0,946%; 

ff) Ajuste Financeiro referente à TUSD-G Geradoras/DIT's - Res 845/2009, negativo de - 

0,029%; 

gg) Ajuste financeiro ref. recálculo Revisão 2007 (Financeiro Abertura Tarifária), negativo 

de -0,236%. 

23. O índice médio final do reajuste, de 15,12%, foi calculado considerando-se o IGP-M 

acumulado no período de agosto de 2008 a julho de 2009, com variação de -0,67% do qual foi deduzido o 

Fator X de -1,71%, resultando um percentual de 1,04% aplicado para atualizar Parcela B da Concessionária. 

Cabe destacar que o Fator X é negativo devido à componente Xa de -1,71%, a qual reflete a diferença entre o 

IGP-M (-0,67%) e o IPCA (4,65%), aplicada sobre a parcela mão-de-obra dos custos operacionais. 

24. O índice compreende também a atualização de custos como: RGR, CCC, TFSEE, CDE, ESS, 

PROINFA, P&D, ONS, Energia Comprada, Rede Básica e encargos de Conexão. 

25. Conforme dispõe o Art. 7° da Portaria Interministerial n° 25, de 24 de janeiro de 2002, com a 

nova redação dada pela Portaria Interministerial nº 361, de 26 de novembro de 2004, os itens de custo da 

Parcela A, relativos à Quota de Reserva Global de Reversão – RGR, à Taxa de Fiscalização dos Serviços de 

Energia Elétrica – TFSEE, aos Encargos de Conexão e aos Encargos de Uso dos Sistemas de Distribuição, 

estão ajustados ou concatenados com a data de reajuste tarifário anual da ESCELSA. 

26. Também estão sendo considerados: o reajuste das Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição 

– TUSD e os procedimentos de abertura das tarifas dos consumidores atendidos pela ESCELSA. 

27. Em consonância com o disposto na Resolução Normativa nº.316, de 13 de maio de 2008, a 

base de cálculo utilizada para apuração do encargo de P&D e Eficiência Energética na Data do Reajuste em 

Processamento – DRP foi obtida mediante a dedução dos valores relativos aos encargos da CCC, CDE e 

RGR, da Receita Operacional Líquida – ROL da ESCELSA, nesta já considerados os respectivos ajustes 

financeiros que compõem a receita total da concessionária. 

28. No cálculo da Receita Anual – RA0 da ESCELSA, na Data de Referência Anterior – DRA do 

período de referência, de agosto de 2008 a julho de 2009, a SRE considerou o valor de R$ 1.394.907.618,40 

obtido do banco de dados Gerenciador de Tarifas de Fornecimento – GTF, preenchido considerando-se 

tarifas “cheias” (sem desconto) para os mercados relativos aos consumidores Residenciais Baixa Renda e 

Fontes Incentivadas, e tarifas dos consumidores rurais (10%) para os consumidores irrigantes com desconto 

em horário especial. No valor considerado no GTF foi adicionado o valor de R$ 9.185.651,71 , referente ao 

resultado do recálculo da revisão tarifária de 2007, após esse ajuste econômico, a Receita Anual – RA0 da 

ESCELSA totalizou o valor de R$ 1.404.093.270,11 . 



29. A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando 

n° 1111/2009-SFF/ANEEL, de 21 de julho de 2009, informou o seguinte: 

a) Valor da Reserva Global de Reversão – RGR para o período de agosto de 2009 a 

julho de 2010, sendo a quota anual de R$ 18.497.539,24 e o Ajuste de 2007, 

resultante da PAC do respectivo exercício, no valor a ser compensado, de R$ 

92.602,43 , resultando um encargo anual da RGR de R$ 18.404.936,81 ; 

b) Valores da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – 

CVA em processamento da ESCELSA, validando o montante atualizado até o 

trigésimo dia anterior à data contratual do reajuste anual da concessionária de R$ 

77.925.220,88; 

c) O desconto na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD, relativo a 

empreendimentos com potência instalada menor ou igual a 30.000 kW (PCH) de que 

trata a Resolução nº 77, de 18 de agosto de 2004, totalizaram um valor nominal de 

R$ 4.210.889,70; 

d) O desconto especial na tarifa de fornecimento relativa ao consumo de energia elétrica 

das atividades de irrigação e aqüicultura previsto na Resolução Normativa nº 207, de 

09 de janeiro de 2006, totalizaram o valor nominal de R$ 4.470.848,40; 

e) O desconto concedido na tarifa de fornecimento para autoprodutor previsto na 

Resolução nº 166, de 10 de outubro de 2005, totalizando o valor nominal de 

R$ 11.134.475,83;e 

f) Desconto na TUSD fio-B das concessionárias supridas com mercado inferior a 500 

GWh/ano, conforme previsto na Resolução nº 243, de 2006, no valor nominal de 

R$ 4.762.873,44. 

Transporte de Energia 

30. Por meio do Memorando nº. 244/2009-SRT/ANEEL, de 14 de julho de 2009, a 

Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT informou os valores dos encargos de 

uso da Rede Básica a serem considerados no cálculo do atual reajuste tarifário da ESCELSA, tendo por base 

o período de referência de agosto de 2008 a julho de 2009 e as tarifas de uso das instalações de transmissão 

componentes da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional vigentes desde junho de 2009, conforme 

quadro abaixo: 

REDE BÁSICA - RESUMO 

DRA DRP 

REDE BÁSICA NODAL 73.607.864,00 95.038.410,00 

REDE BÁSICA FRONTEIRA 24.763.855,00 24.046.358,00 

MUST ITAIPU 10.074.858,72 11.103.898,81 

DESPESA TOTAL 

108.446.577,72 130.188.666,81 

31. Em relação à parcela de ajuste fronteira – P.A. Fronteira deste ciclo, de acordo com o 

Memorando nº 244/2009-SRT/ANEEL, foram considerados os valores financeiros relativos à apuração das 

parcelas da RAP de fronteira para o ciclo tarifário 2008-2009 e à parcela de PIS/COFINS atribuída às receitas 

das transmissoras oriundas da Rede Básica de Fronteira no mesmo ciclo, totalizando o valor negativo de R$ 



(544.878,10). O valor da PA Fronteira aqui mencionado deverá ser também considerado no cálculo da Tarifa 

Média da Rede Básica, para fins de apuração da CVA Rede Básica em 2010. 

32. Com o estabelecimento da metodologia de cálculo locacional da Tarifa de Uso dos Sistemas 

de Distribuição aplicável às centrais geradoras (TUSDg), conforme REN n.º 349/2009, esta passa a ser 

formada por três componentes tarifárias: TUSDg-D/DIT, TUSDg-T e TUSDg-ONS. As receitas associadas à 

componente TUSDg-ONS devem ser repassadas ao ONS por meio do CUST (Contrato de Uso dos Sistemas 

de Transmissão). Conforme Nota Técnica n.º 042/2009-SRT/ANEEL, a ESCELSA tem encargos de uso a ser 

pago ao ONS de R$ 802.945,91 . 

33. No Reajuste Tarifário Anual de 2008 da ESCELSA, com relação à parcela do encargo de 

rede básica fronteira de responsabilidade da Usina Térmica Mascarenhas, referente às instalações de 

transmissão compartilhadas, conforme REN n° 067, de 2004, foram adotados os seguintes procedimentos: 

a. o mercado relativo à UTE não foi considerado no Gerenciador de Tarifas de Fornecimento – 

GTF da concessionária e o valor do encargo de rede básica de responsabilidade dessa 

geradora foi deduzido da despesa total de rede básica fronteira para fins de cálculo tarifário e 

abertura das tarifas da ESCELSA. Desse modo, ficou preservado o equilíbrio econômicofinanceiro 

contratual da concessionária, não sendo atribuído aos demais consumidores da 

ESCELSA o valor de responsabilidade exclusiva das referidas geradoras. 

34. No atual reajuste tarifário, estão sendo adotados os seguintes procedimentos: o mercado e a 

receita relativos às unidades geradoras afetadas pela REN n.º 349/2009 foram incluídos no GTF do período 

de referência; o encargo de rede básica fronteira relativo às componentes TUSDg-T e TUSDg-ONS, está 

sendo considerado para fins de cálculo do reajuste e da abertura das tarifas; para manter o equilíbrio 

econômico e financeiro da concessão, conforme definido na Segunda Revisão Tarifária Periódica da 

Concessionária, a receita a menor relativa à aplicação da componente TUSDg-D/DIT, no valor R$ 935.063,27 

, está sendo compensada na TUSD - Fio B. 

35. Também foi informado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – 

SRT pelo Memorando nº. 244/2009-SRT/ANEEL, de 14 de julho de 2009, o novo encargo anual de Conexão 

(base: junho de 2009) devido às transmissoras Castelo Energética, Furnas e ETES, a vigorar a partir de 

agosto de 2009, relativo às Demais Instalações de Transmissão – DIT em operação, conforme os quadros a 

seguir: 



ENCARGO CONEXÃO ANUAL DA ESCELSA para Castelo Energética 

Encargo anual de Conexão, da 

ESCELSA para Castelo Energética, 

relativo às Demais Instalações de 

Transmissão - DIT em operação 

Parc. Ajuste Revisão Transm. e PA 

PIS/COFINS da Conexão 

TOTAL 

A preços de 

01/06/2009 

Valor concatenado com 

a data de reajuste da 

ESCELSA 

323.252,08 321.530,49 

0,00 0,00 

323.252,08 321.530,49 

ENCARGO CONEXÃO ANUAL DA ESCELSA para FURNAS 

Valor concatenado 

A preços de 01/06/2009 com a data de 

reajuste da ESCELSA 


ESCELSA para FURNAS, relativo às 

Demais Instalações de 




TOTAL 

5.773.781,80 5.743.031,62 

133.868,70 133.155,74 

5.907.650,50 5.876.187,36 

ENCARGO CONEXÃO ANUAL DA ESCELSA para ETES 

Valor concatenado com a 

A preços de 01/06/2009 data de reajuste da 

ESCELSA 


ESCELSA para ETES, relativo às 



Parc. Ajuste Revisão Transm. e 

PA PIS/COFINS da Conexão 

TOTAL 

493.955,30 497.615,95 

0,00 0,00 

493.955,30 497.615,95 

36. Em relação aos quadros apresentados no item anterior, cabem os seguintes esclarecimentos: 

a) os encargos mencionados, calculados a preços de 01 de junho de 2009, foram 

atualizados até agosto de 2009 pela variação do IGP-M, com exceção da conexão da ESCELSA com 

a ETES, que foi atualizada por IPCA, resultando um encargo anual de conexão, relativo às DIT, 

devido às transmissoras de R$ 6.562.178,07 . 

b) a parcela de ajuste do PIS/PASEP e COFINS refere-se ao impacto financeiro do 

acréscimo desses tributos às instalações de conexão de uso próprio (RPC), que, conforme determina 



a Nota Técnica nº 046/2008-SRT/ANEEL, deve ser aplicado na data de reajuste tarifário de cada 

concessionária de distribuição. 

37. Levando em consideração a tarifa mensal de transporte da energia elétrica proveniente de 

Itaipu Binacional, de R$ 3,194 por kW, com vigência a partir de julho de 2009 (Resolução Homologatória nº 

844, de 2009), foi contemplado no atual reajuste tarifário da ESCELSA o valor de R$ 11.103.898,81 para 

cobertura deste encargo de transmissão. 

Aquisição de Energia 

38. O art. 36 do Decreto n° 5.163/2004 estabelece: 

“Art. 36. A ANEEL autorizará o repasse a partir do ano-base “A” dos custos de aquisição de energia 

elétrica previstos nos contratos de que tratam os arts. 15, 27 e 32 deste Decreto, pelos agentes de 

distribuição às tarifas de seus consumidores finais, conforme os seguintes critérios: 

§ 1º Deverá ser assegurada a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica 

constantes dos contratos de que trata o caput, utilizando-se metodologia de cálculo que deverá 

observar, dentre outras, as seguintes diretrizes: 

I - o preço médio ponderado dos contratos de compra de energia elétrica registrados, 

homologados ou aprovados na ANEEL até a data do reajuste em processamento, para 

entrega nos doze meses subseqüentes; e 

II - a aplicação deste preço médio ponderado ao mercado de referência, entendido como o 

mercado dos doze meses anteriores à data do reajuste em processamento. 

§ 2º Para cumprimento do disposto no § 1º, a ANEEL fica autorizada a celebrar, se for o caso, 

aditivos aos Contratos de Concessão de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.” 

39. Esta SRE adotou as tarifas a seguir mencionadas para a determinação dos custos a serem 

repassados aos consumidores finais da ESCELSA, conforme Decreto n° 5.163, de 30 de julho de 2004, 

observadas as disposições do contrato de concessão e demais normas pertinentes: 

Na Data de Referência Anterior - DRA 

• Montantes de energia elétrica comprada, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário 

anterior, o qual foi calculado conforme demonstrativo abaixo: 

TARIFA MÉDIA DA ENERGIA COMPRADA (REAJUSTE 2008) 

Empresa Vendedora Energia - MWh R$ Tarifa média 2008 

ENERGEST 139.721 19.208.844,96 

137,48 

CESA - VIÇOSA 24.528 4.062.622,93 

165,63 

CESA - SÃO JOÃO 120.310 18.446.142,65 

153,32 

ENERPEIXE 472.164 71.070.363,28 

150,52 

ENERTRADE 432.857 48.696.929,69 

112,50 

4) ITAIPU 1.663.086 127.187.534,37 

5) PROINFA 108.326 - 

COMPLEMENTO APÓS LEI 10.848 3.439.097 278.108.253,43 

TOTAL 6.400.088 566.780.691,30 

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

76,48 

- 

80,87 

88,56


Na Data do Reajuste em Processamento - DRP 

• (i) para a energia comprada por meio de contratos firmados anteriormente à Lei nº 10.848/2004: o preço 

de repasse de cada contrato vigente em DRP será aplicado ao montante de energia elétrica de cada 

contrato, verificado no período de referência, limitado ao montante de energia que poderá ser atendido 

pelo mesmo contrato nos 12 meses subseqüentes; 

OBS: para apuração do limite acima referido, conforme estabelecido no Decreto nº 5.163/2004, em seu 

artigo 13, no cumprimento da obrigação de contratar compra de energia para atendimento à totalidade do 

mercado dos agentes de distribuição, será contabilizada a energia elétrica: a) contratada até 16 de março 

de 2004; b) contratada nos leilões de energia; e c) proveniente de geração distribuída, do PROINFA e de 

Itaipu Binacional. 

Preço de Repasse da Compra de Energia Elétrica (PCEi) 

Considerar Preço contratual atualizado pela variação do IGPM 

Memorando nº 1111/2009-SFF/ANEEL, de 21/07/2009 

CESA VIÇOSA 

164,52 




SÃO JOÃO 

152,30 




ENERPEIXE 

149,51 




ENERTRADE 

111,75 


Considerar Preço contratual atualizado pela variação do IPCA 

CHAMADA PÚBLICA 

ENERGEST 

152,04 

OBS.:Na Nota Técnica nº 218/2008-SRE/ANEEL, que apresentou os detalhes do Reajuste Tarifário Anual 

de 2008 da ESCELSA, foi estabelecido que o contrato com a ENERGEST, de geração distribuída, tinha 

sido considerado de forma provisória e que o tratamento definitivo relativo a esse contrato deveria ser 



dado no Reajuste Tarifário de 2009. No entanto tal contrato ainda não foi aprovado pela ANEEL e se 

encontra em análise na SEM pelo processo nº 48500.000950/2008-95, portanto este contrato continua 

sendo considerado de forma provisória e caso o contrato não seja aprovado, ou haja alterações quanto 

ao preço e montantes, a correção deverá ser feita na Revisão Tarifária de 2010. 

• (ii) para a energia elétrica comprada por meio de contratos firmados após a Lei n o 10.848/2004: o preço 

médio de repasse dos contratos de compra de energia elétrica de que trata o caput do art. 36 do Decreto 

n° 5.163, de 2004, autorizados pela ANEEL até a data do reajuste em processamento (DRP), ponderado 

pelos respectivos volumes contratados para entrega nos 12 (doze) meses subseqüentes, aplicado ao 

montante de Energia Elétrica Comprada, deduzidos os montantes referidos no inciso (i) anterior. O 

cálculo do preço médio aqui mencionado consta do quadro abaixo: 

PREÇO MÉDIO PONDERADO - ENERGIA COMPRADA APÓS LEI 10.848/2004 

Empresa Vendedora Energia - MWh Preço - R$/MWh R$ 

CCEAR 2005 - 8 anos 1.527.570 71,40 109.070.487,81 

CCEAR 2006 - 8 anos 1.257.580 83,59 

CCEAR 2007 - 8 anos 45.871 93,69 

CCEAR 2006 - 3 anos 0 74,62 

CCEAR 2007-8 anos (A-1) 0 119,29 


CCEAR 2009 - 8 anos 0 112,51 

MCSD - 2005 - 8 anos 298.367 70,42 


MCSD - 2007 - 8 anos 65 91,50 

MCSD 2006 - 3 anos 605 71,84 

MCSD 2007-8 anos (A-1) 0 - 

MCSD 2008 - 8 anos 1.978 96,89 

MCSD 2009 - 8 anos 0 - 

9º Leilão de Ajuste 28.752 145,77 

1º Leilão 2008-H30 7.989 125,64 

1º Leilão 2008-T15 63.126 110,64 

1º Leilão 2009-H30 9.152 134,25 

1º Leilão 2009-T15 116.792 109,88 



1º Leilão 2010-HA30 4.335 155,36 

1º Leilão 2010-TA15 13.195 181,85 

1º Leilão 2010-H30 (A-5) 210.044 145,45 

1º Leilão 2010-T15 (A-5) 212.012 145,29 

4º Leilão 2010-T15 (A-3) 106.901 101,71 

105.125.236,60 

4.297.487,24 

- 

- 

18.290.916,44 

- 

21.010.656,55 

18.048.934,58 

5.971,51 

43.449,79 

- 

191.681,84 

- 

4.191.218,40 

1.003.757,75 

6.984.304,12 

1.228.646,50 

12.833.100,24 

18.640.811,23 

7.587.731,51 

673.539,89 

2.399.490,06 

30.551.783,17 

30.803.139,62 

10.872.878,85 

TOTAL 4.497.034 Preço Médio 403.855.223,68 

89,80 

• (iii) para a energia elétrica proveniente de Itaipu: o preço calculado a partir da tarifa de repasse de 

potência estabelecida pela Resolução Homologatória nº 749, de 9 de dezembro de 2008, de US$ 25,0298 

por kW , e da cotação para venda do dólar americano de 20 de julho de 2009 de R$/US$ 1,9068, 

resultando o valor de R$ 47,73/kW, o qual foi aplicado ao montante da demanda de potência contratada 

para os próximos doze meses, sendo que até dezembro/2009 conforme previsto na Resolução 



Homologatória nº 750 de 9 de dezembro de 2008, e de janeiro a julho de 2010 o montante de potência 

(kW) estimado, utilizando-se os mesmos montantes do período de janeiro à julho de 2009, flexibilizados 

pela nova cota-parte de Itaipu para 2010 fixada para a distribuidora (Nota Técnica nº 059/2007- 

SRG/ANEEL, de 26 de novembro de 2007). 

40. Conforme previsto no Contrato de Concessão, para o cálculo do Índice de Reajuste Tarifário 

Anual (IRT) as Perdas Elétricas do Sistema de Distribuição (Técnicas e Comerciais) receberão o tratamento a 

elas estabelecido no momento da última revisão tarifária periódica da concessionária. Sendo assim, o 

Balanço Energético a ser considerado na Data do Reajuste em Processamento (DRP) apresentou um 

montante de Energia Requerida de 6.520.731 MWh, a saber: 

DRP - Data do Reajuste em Processamento 

Descrição (%) Descrição 

(%) 

Perdas Técnica 7,20% Perdas Não Técnicas sobre BT 17,24% 

Perdas não Técnica Mercado BT 

3.177.107 

Perdas na Rede Básica 2,42% 

PERDAS DE ENERGIA % Ene rgia Inje tada 

% Energia 

Vendida 

Energia 

(MWh) 

1. PERDAS TOTAIS 25,64% 1.353.898 

Perdas na Rede Básica (%) 2,42% 154.073 

Distribuição (%) 13,26% 23,22% 1.199.825 

Perdas Técnicas (%) 7,20% 12,62% 652.092 

Perdas não Técnicas (%) 6,05% 10,60% 547.733 

V ENDA DE ENERGIA 

Receita 

(R$) 

Tarifa média 

(R$/MWh) 

Energia 

(MWh) 

% / E.Requerida 

18,40% 

2. MERCADO TOTAL (2.1 + 2.2) 1.193.660.784,21 231,02 5.166.833 

% / E.Injetada 

2.1 Fornecimento 1.143.625.740,09 240,81 4.749.105 

52,47% fornecimento 

2.2 Suprimento 50.035.044,12 119,78 417.728 

4,62% suprimento 

2.3 Consumidores Livres 201.246.834,19 74,98 2.683.906 

29,65% livres 

2.4 Consumidores da Rede Básica - 

7,20% perdas técnicas 

6,05% perdas não-técnicas 

3. ENERGIA REQUERIDA "DRP" (1+2) 

6.520.731 

100% Energia Injetada 

PROINFA (MWh) 154.095 9.050.564 MWh 


10,00% 

8,40%


BALANÇO ENERGÉTICO PARA DEFINIÇÃO DE 

SOBRAS/GLOSAS FÍSICAS NO IRT - DRP 

TOTAL - MWh 

(1) Energia PROINFA - MWh 154.095 

(2) ITAIPU - MWh 1.638.933 

(3) Compras - Contratos Bilaterais - MWh 1.236.036 

ENERGEST 155.227 

CESA VIÇOSA 24.528 

CESA - SÃO JOÃO 128.597 

ENERPEIXE 472.164 

ENERTRADE 455.520 

(4) Leilões CCEARs 4.497.034 

Leilão de Energia Existente 3.561.102 

Leilão de Energia Nova 935.932 

(5) = (1)+(2)+(3)+(4) Energia Disponível - MWh (CONTRATOS) 7.526.098 

(6) Fornecimento Cativo - MWh 4.749.105 

(7) Suprimento - MWh 417.728 

(8) = (7)+(6) Energia VENDIDA - MWh (MERCADO de VENDA) 5.166.833 

(9) PERDA REGULATÓRIA ( % s/ Energia Vendida) 26,20% 

(10)=(8)*(9) PERDA REGULATÓRIA TOTAL - MWh 1.353.898 

(11) = (10)+(8) Energia REQUERIDA - MWh 6.520.731 

(12) = (5)-(11) SOBRAS + GLOSAS 1.005.367 

41. A SRE elaborou o Balanço Energético para o período de referência do reajuste tarifário em 

análise, contendo as informações físicas apresentadas no quadro abaixo, referentes à leilões de energia, 

energia do PROINFA, e dos contratos bilaterais: 




SOBRAS/GLOSAS FÍSICAS NO IRT 

TOTAL - MWh 


(2) ITAIPU - MWh 1.650.654 







(4) Leilões CCEARs - Energia Existente 3.470.682 

LEILÃO 2005-08 1.793.560 

LEILÃO 2006-08 1.451.399 

LEILÃO 2007-08 44.947 

LEILÃO 2006-03 263 

LEILÃO 2008-08 180.514 

LEILÃO 2009-08 0 

(5) Leilões CCEARs - Energia Nova 252.168 

1º LEILÃO 2008-H30 7.856 

1º LEILÃO 2008-T15 63.127 

1º LEILÃO 2009-H30 4.956 

1º LEILÃO 2009-T15 67.849 



(6) Leilões CCEARs - Ajuste 52.737 

(7) = (1)+(2)+ 

(3)+(4)+(5)+(6) 

6º Leilão de Ajuste 26.417 


Energia Disponível - MWh (CONTRATOS) 6.654.395 







(14) = (7)-(13) SOBRAS + GLOSAS 145.553 

42. O Quadro-Resumo a seguir apresenta os montantes físicos (MWh), as tarifas (R$/MWh) e as 

respectivas despesas (R$), considerados no cálculo da energia comprada da ESCELSA: 



ESCELSA - DRA (Data de Referência Anterior) 

Empresas Vendedoras MWh R$/MWh - 2007 DRA - R$ 

1) CONTRATOS BILATERAIS 981.773 





2) GERAÇÃO DISTRIBUIDA 140.392 


3) LEILÃO ENERGIA NOVA 252.168 

1º LEILÃO 2008-H30 7.856 

1º LEILÃO 2008-T15 63.127 





4) LEILÃO ENERGIA EXISTENTE 3.377.866 

LEILÃO 2005-08 1.719.462 

LEILÃO 2006-08 1.391.437 

LEILÃO 2007-08 43.090 

LEILÃO 2006-03 263 

LEILÃO 2008-08 173.056 



5) ITAIPU 1.650.654 

6) PROINFA 105.988 

TOTAL ENERGIA REQUERIDA - DRA 6.508.841 88,56 

576.411.694,85 



Empresas Vendedoras MWh R$/MWh - 2008 DRP - R$ 

1) CONTRATOS BILATERAIS 1.080.809 145.118.165,60 

CESA VIÇOSA 24.528 164,52 4.035.422,18 

CESA - SÃO JOÃO 128.597 152,30 19.584.750,21 

ENERPEIXE 472.164 149,51 70.594.521,20 

ENERTRADE 455.520 111,75 50.903.472,01 

2) GERAÇÃO DISTRIBUIDA 121.682 18.500.113,89 

ENERGEST 121.682 152,04 18.500.113,89 

3) ITAIPU 1.638.933 100,12 164.086.436,34 

4) PROINFA 154.095 0,00 - 

SUBTOTAL 2.995.519 327.704.715,83 

COMPLEMENTO LEILÕES 3.525.212 89,80 

TOTAL ENERGIA REQUERIDA - DRP 6.520.731 98,81 

Componentes Financeiros 

ESCELSA - DRP (Data do Reajuste em Processamento) 

316.580.965,38 

644.285.681,21 

43. Conforme previsto no Art. 7º da Resolução Normativa n° 77, de 18 de agosto de 2004, foram 

considerados no atual reajuste tarifário da ESCELSA os valores relativos à perda de receita de distribuição 

decorrentes dos descontos concedidos na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD, aplicáveis aos 

empreendimentos hidrelétricos com potência instalada igual ou inferior a 1 MW e aos geradores com potência 

instalada menor ou igual a 30 MW (PCH e Fontes Incentivadas), incidindo na produção e no consumo da 

energia comercializada. Foram contemplados no atual cálculo tarifário da ESCELSA, os valores fiscalizados e 

validados pela SFF, de julho de 2008 a junho de 2009 para os consumidores livres e de junho de 2008 a maio 

de 2009 para os geradores, no Memorando nº1111/2009-SFF/ANEEL, de 21 de julho de 2009, de R$ 

4.178.998,23 sendo retirada a previsão dada no Reajuste tarifário do ano passado no valor negativo de R$ 

(2.953.420,44), tais valores foram devidamente atualizados pelo IGP-M para agosto de 2009. 

44. Ainda em relação aos descontos de que trata a REN nº 77, de 2004, foi considerado no atual 

cálculo tarifário da ESCELSA a “Previsão Subsídio Fonte Incentivada – Consumidor Livre” referente aos 

próximos 12 meses, no valor de R$ 3.968.038,43 , que corresponde ao valor fiscalizado pela SFF no atual 

reajuste sem considerar os montantes da UTE Aracruz de fevereiro a maio de 2008, devendo ser revertido o 

valor ora contemplado próximo reajuste tarifário da concessionária. 

45. Foi considerada a perda de receita da distribuidora em decorrência dos descontos 

concedidos na tarifa de fornecimento relativa ao consumo de energia elétrica das atividades de irrigação e 

aqüicultura, conforme Resolução n° 207, de 09 de janeiro de 2006. Com isso, no cálculo da perda de receita 

provocada pelo subsídio para irrigantes e aqüicultores, foram considerados os valores fiscalizados pela SFF, 

no Memorando nº1111/2009-SFF/ANEEL, de agosto de 2008 a maio de 2009, no valor de R$ 4.427.403,59 , 

sendo retirada a previsão dada no Reajuste de 2008 no valor negativo de R$ (4.658.569,03), tais valores 

foram devidamente atualizados pelo IGP-M para agosto de 2009. 



46. No cálculo do reajuste tarifário também foi considerada a previsão de perda de receita da 

distribuidora para o período de agosto de 2009 a julho de 2010 em decorrência dos descontos concedidos na 

tarifa de fornecimento relativa ao consumo de energia elétrica das atividades de irrigação e aqüicultura, 

conforme Resolução n° 207, de 09 de janeiro de 2006, no valor de R$ 5.365.018,09 , que corresponde ao 

valor fiscalizado pela SFF no atual reajuste, projetado 2 meses para adequação com o período de referência, 

devendo ser revertido o valor ora contemplado no próximo reajuste tarifário da concessionária. 

47. Visto que nem todo o subsídio referente ao conjunto de consumidores baixa renda é 

contemplado no montante da subvenção econômica homologada pela ANEEL e repassado às distribuidoras 

pela ELETROBRÁS, foi considerada no último cálculo tarifário da ESCELSA a “Previsão Subsídio Baixa 

Renda” referente ao período agosto de 2008 a julho de 2009, no valor de R$ 4.672.177,14 , tal valor 

devidamente atualizado está sendo revertido no atual reajuste tarifária no valor de R$ (4.667.694,47). Foi 

apurado o Subsídio no atual período de referência no valor de R$ 5.350.121,69 , calculado a partir dos dados 

fornecidos pela Superintendência de Regulação da Comercialização da Eletricidade – SRC por meio do 

Memorando nº 418/2009-SRC/ANEEL, de 17 de julho de 2009. Além disso, está sendo considerada a 

previsão do subsídio para os próximos 12 meses, no mesmo valor realizado de R$ 5.370.421,47 , devendo 

ser revertido o valor ora contemplado no próximo reajuste tarifário da concessionária. 

48. No cálculo da Revisão Tarifária de 2007 da ESCELSA, foi considerado, a título provisório, o 

valor de R$ 359.923,00 , referente aos custos incorridos pela concessionária na contratação de empresa 

especializada para realização da reavaliação dos ativos com vistas à composição da base de remuneração 

da concessionária, conforme estabelecido na Resolução nº 493, de 03 de setembro de 2002, e de R$ 

147.238,09 para realização da campanha de medição prevista na Resolução nº 166, de 10 de outubro de 

2005. Já no Reajuste Tarifário de 2008 foi considerado o valor de R$ 257.801,47 referente aos custos para 

reavaliação de ativos. 

49. Tais valores concedidos, devidamente atualizados pela variação do IGPM até agosto de 

2009, resultou em R$ (836.029,12), que foram revertidos no atual cálculo tarifário da ESCELSA por já 

estarem contemplados na nova metodologia de apuração dos custos operacionais regulatórios das 

concessionárias de distribuição de energia elétrica, em conformidade com o disposto nos itens 63 a 65 do 

Anexo I da Resolução Normativa nº 338, de 25 de novembro de 2008, a saber: 

“I.2.4.5. CUSTOS ADICIONAIS 

63. O propósito dos custos adicionais é considerar as particularidades do negócio 

de distribuição e custos operacionais passíveis de reconhecimento tarifário que não 

se enquadram nos itens anteriores ou que não tenham sido contemplados na 

parametrização do Modelo. 

64. Dentre os custos considerados adicionais parametrizados no Modelo destacamse: 

seguros de ativos, tributos, exames médicos periódicos, engenharia e supervisão 

de obras, consumo próprio em subestações, adicional de IPTU, menor aprendiz, 

publicações legais, campanha de medidas, laudo de avaliação, ajuste do custo de 

O&M em função de ativos com vida útil econômica acima da média e crescimentos 

dos processos de O&M e comerciais. 

65. Outros custos decorrentes de operação e manutenção em virtude de requisitos 

específicos de instalações e demais custos que não estejam contemplados no modelo 

deverão ser analisados nas revisões tarifárias específicas.” 

50. Também está sendo considerado no atual reajuste tarifário um ajuste financeiro negativo, já 

atualizado pela variação do IGPM, no total negativo de R$ (5.208.223,85), para correção do procedimento de 



cálculo da abertura tarifária na Revisão Tarifária Periódica do Segundo Ciclo da ESCELSA. Esse ajuste se dá 

especificamente em relação aos componentes financeiros apurados em agosto de 2007, que resultaram 

numa diferença indevida, a maior, no valor nominal de R$ 4.554.515,95 . Os itens financeiros incorretamente 

concedidos, por meio da abertura tarifária, totalizaram R$ 64.670.987,20 , sendo que o valor total dos itens 

financeiros efetivamente reconhecidos na Revisão Tarifária de 2007 foi de R$ 60.116.471,25 . 

51. Cabe esclarecer que para fins exclusivos de apuração do saldo ainda não compensado da 

CVA do ano anterior calculada no Reajuste de 2008, visando evitar duplicidade de ajustes para uma mesma 

parcela dos componentes financeiros, ao valor inicial da CVA em Processamento da Revisão (5º dia útil 

anterior) foi incorporada a correspondente diferença a maior incorretamente adicionada por meio do 

procedimento de abertura tarifária da Revisão Tarifária Periódica do Segundo Ciclo da ESCELSA, com isso o 

valor do Saldo a compensar calculado no Reajuste de 2008 foi recalculada, gerando a diferença positiva de 

1.624.425,52 , que está sendo considerada no atual Reajuste. 

Sobrecontratação de Energia 

52. O art. 38 do Decreto nº. 5.163, de 2004, determina que no repasse dos custos de aquisição 

de energia elétrica de que tratam os seus arts. 36 e 37 às tarifas dos consumidores finais, a ANEEL deverá 

considerar até cento e três por cento do montante total de energia elétrica contratada em relação à carga 

anual de fornecimento do agente de distribuição. O repasse aqui mencionado foi regulamentado pela 

Resolução Normativa nº. 255, de 06 de março de 2007, que atribuiu à Câmara de Comercialização de 

Energia Elétrica – CCEE a responsabilidade pela apuração dos valores a serem considerados nos cálculos 

tarifários das respectivas concessionárias, sendo que foi submetida à Audiência Pública na ANEEL (AP nº 

038/2007) a proposta de Regra e Procedimento de Comercialização elaborada pela CCEE objetivando 

disciplinar os cálculos, prazos, condições e fluxo de informações necessárias à apuração das denominadas 

Sobras Contratuais. 

53. Assim, foi considerado no atual reajuste tarifário da ESCELSA, em caráter definitivo, o valor 

de R$ (1.303.627,64), calculado com base nos dados relativos ao ano civil de 2008; e em conformidade com 

a metodologia aprovada na Resolução Normativa nº. 255, de 2007, e nº. 305, de 18 de março de 2008. 

Cumpre ressaltar que tal valor também contempla os valores definitivos do repasse da sobrecontratação de 

energia, referentes aos anos civis de 2005, 2006 e 2007, calculados em conformidade com a respectiva 

Regra e Procedimento de Comercialização elaborada pela CCEE à luz das REN nº. 255, de 2007, e nº 305, 

de 2008, e da Nota Técnica nº 085/2008-SEM/SRE/ANEEL, de 05 de março de 2008. 

54. Na análise do cálculo do custo da sobrecontratação de 2008 da empresa, à luz das 

metodologias aprovadas pela Resolução nº. 255/2007 e 305/2008, foi observado um conflito entre a forma de 

gestão da compra de energia pela ESCELSA e o princípio estabelecido no contrato de concessão de que a 

concessionária obriga-se a obter a energia elétrica requerida pelos usuários ao menor custo efetivo, dentre 

todas as alternativas disponíveis. De forma geral, a distribuidora buscou sazonalizar o fornecimento de 

energia de forma a não obter todo o benefício de vendas no curto prazo quando o PLD estava mais caro, que 

seria revertido para a modicidade tarifária dos consumidores, utilizando-se para isso de seu contrato com a 

parte relacionada da geradora ENERPEIXE. 

55. Em 28 de julho de 2009 por meio de correio eletrônico a ESCELSA apresentou justificativas 

para sazonalização realizada ex-post, quando já tinha conhecimento dos elevados valores do PLD. Segundo 

a concessionária todos os ajustes mensais foram realizados de forma a atender à estratégia adotada pelo 



Grupo EDP de não expor suas empresas de distribuição aos PLDs elevados observados no início de 2008. 

Como a Bandeirante se encontrava exposta ao mercado de curto prazo em 2008, em especial no início do 

ano, onde o PLD atingiu valores elevados, o Grupo EDP se utilizou do contrato com a ENERPEIXE para 

redefinir o perfil de venda para as empresas Bandeirantes, ESCELSA e Enersul (atualmente pertencente ao 

Grupo Rede). Com isso essas variações mensais dos volumes contratados não foram realizadas de forma a 

beneficiar a vendedora em detrimento dos consumidores finais da distribuidora, mas sim com o objetivo de 

evitar que a Bandeirante tivesse que buscar aquisição de energia a PLD elevado. 

56. A Empresa alegou também que a análise deveria ser feita observando todo portfólio de 

compra de energia da concessionária, já que o grupo buscou sazonalizar mais energia em janeiro através de 

outros contratos da ESCELSA. Com isso foram mantidos os valores finais registrados na CCEE, já que não 

ficou constatado que a Geradora obteve lucros com a venda à PLD elevado, já que os montantes mensais 

considerando as três distribuidoras foram mantidos, e além disso houve parcial compensação dos montantes 

transferidos no mês de janeiro para Bandeirante através de outros contratos. 

57. Conforme dispõe o art. 28 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, em seus §§ 2º e 3º, 

as regras de comercialização prevêem mecanismos específicos para o rateio dos riscos financeiros 

decorrentes de diferenças de preços entre submercados, eventualmente impostos aos agentes de distribuição 

que celebrarem Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na 

modalidade de quantidade de energia. A ESCELSA apresentou, segundo informações da Câmara de 

Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, uma exposição líquida final positiva (sobra de excedente 

financeiro) de R$ 2.094.653,17 nas contabilizações efetuadas no período de janeiro a dezembro de 2008. 

Tal valor, devidamente atualizado pela variação do IPCA até agosto de 2009, resultou em um ajuste 

financeiro negativo de R$ (2.236.368,44) que está sendo compensado no atual reajuste tarifário da 

concessionária. 

Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA 

58. Os valores da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA 

em Processamento relativos à ESCELSA, foram fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização 

Econômica e Financeira – SFF e validados pela SFF e pela SRE, conforme o Memorando n°1111/2009- 

SFF/ANEEL, de 21 de julho de 2009. 

59. Com relação aos valores da CVAenergia fiscalizados e informados pela SFF, vale destacar 

que o tratamento dado pela SRE foi o de considerar os volumes contratados para atendimento de 100% do 

menor valor entre o mercado regulatório e o real apurado mensalmente. Os montantes contratados excluídos 

do cálculo mensal da CVAenergia obedeceram à ordem de corte prevista na Resolução Normativa nº 255, de 

06 de março de 2007, que estabeleceu os critérios de repasse dos custos de sobrecontratação de até 103% 

do mercado regulatório. O cálculo da sobrecontratação de energia sob a nova metodologia disciplinada na 

referida Resolução, demandou nova forma de apuração da CVAenergia mediante a aplicação de Fatores “K” 

Mensais que objetivam limitar o montante de energia contratada até 100% do mercado. 

60. Outro procedimento adotado pela SRE, em relação à CVAenergia fiscalizada e validada 

preliminarmente pela SFF, dizem respeito à: (i) inclusão no cálculo da referida CVA dos montantes de energia 

do PROINFA (MWh) de modo a assegurar a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia 

elétrica, haja visto que a energia do PROINFA (MWh) é parte integrante do balanço energético da 



concessionária, bem como compõe o cálculo da tarifa média da compra de energia apurada no último 

reajuste tarifário. 

61. Sendo assim, depois de verificados e validados pela SRE os valores da CVAenergia, o 

montante final da CVA em Processamento da ESCELSA, atualizado até o trigésimo dia anterior à data 

contratual do reajuste, resultou em R$ 71.142.469,43 , conforme quadro a seguir: 

CVA EM PROCESSAMENTO R$ 

Conta de Consumo de Combustíveis - CVAccc 6.793.548,06 

Conta Desenvolvimento Energético – CVACDE 4.233.140,62 

Rede Básica – CVAREDEBÁSICA 381.600,01 

Energia Comprada - CVAEnergia 35.976.581,36 

Transporte Itaipu – CVATRANSP.ITAIPU 106.666,50 

Energia PROINFA – CVAPROINFA 8.740.190,40 

Encargos Serviço do Sistema - CVAESS 14.910.742,48 

CVA até o 30° dia anterior ao reajuste 71.142.469,43 

62. Os valores da CVA em processamento validados pela SFF e pela SRE, remunerados pela 

taxa de juros SELIC até o quinto dia útil anterior ao reajuste tarifário, resultaram no montante de 

R$ 71.555.196,67 . 

63. 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´s atualizados até o quinto dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram 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, divulgada 

pelo Banco Central do Brasil, referente aos trinta dias anteriores à data de reajuste anual, e a projeção de 

variação indicada no mercado futuro, trinta dias antes da data de reajuste tarifário anual, da taxa média de 

depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para prazo de doze meses. No caso 

da ESCELSA, a menor taxa obtida na comparação acima mencionada foi a da taxa média de depósitos 

interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para prazo de doze meses, de 9,02%, 

resultando o valor final da CVA em Processamento de R$ 74.958.866,38 , conforme quadro a seguir: 

CVA EM PROCESSAMENTO DISPOSITIVO LEGAL R$ 

Conta de Consumo de Combustíveis - CVAccc Resolução n° 492, 20/11/2001 7.157.984,05 

Conta Desenvolvimento Energético – CVACDE Resolução n° 184, 09/04/2003 4.460.225,02 

Rede Básica – CVAREDEBÁSICA Resolução n° 494, 20/11/2001 402.070,73 

Energia Comprada - CVAEnergia Resolução n° 153, de 14/03/2005 37.906.524,42 

Transporte Itaipu – CVATRANSP.ITAIPU Resolução n° 493, 20/11/2001 112.388,56 

Energia PROINFA – CVAPROINFA Resolução n° 189, de 06/12/2005 9.209.052,90 

Encargos Serviço do Sistema - CVAESS Resolução n° 089, 18/02/2002 15.710.620,71 

74.958.866,38 

64. Conforme previsto no § 4° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 2002, 

para o cálculo do Reajuste Tarifário de 2009 foi verificado se o saldo da CVA em Processamento considerado 

na Reajuste Tarifário de 2008 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas 

entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele reajuste tarifário da concessionária 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. No caso d ESCELSA, conforme demonstrado no quadro a seguir, apurou-se 



um Saldo a Compensar da CVA Ano Anterior de R$ 315.892,09 , a ser considerado para este reajuste 

tarifário anual a partir 07 de agosto de 2009: 

Valor da CVA 5° dia Útil 

10.899.526,12 

Até o 5° dia útil anterior - Calculada no IRT anterior 

Selic Efetiva* Mês/Ano 

Receita Cativo 

COM Financeiros 

Receita Cativo 

SEM Financeiros 

CVA recebida 

cativo+carga 

CVA Saldo 

Atualizado 

CVA Saldo 

a Compensar 

1,01017657 ago/08 93.628.508,63 89.300.228,64 869.507,57 11.010.445,91 10.140.938,34 

1,01103091 set/08 96.313.320,96 91.860.926,85 893.051,62 10.252.802,12 9.359.750,49 

1,01175877 out/08 102.548.509,13 97.807.873,32 957.448,10 9.469.809,65 8.512.361,55 

1,01019969 nov/08 104.173.332,04 99.357.583,55 974.138,62 8.599.184,99 7.625.046,37 

1,01124093 dez/08 95.713.160,14 91.288.510,40 895.056,15 7.710.758,99 6.815.702,84 

1,01047807 jan/09 101.813.044,82 97.106.408,22 970.831,88 6.887.118,25 5.916.286,37 

1,00855086 fev/09 103.327.704,28 98.551.047,66 992.849,89 5.966.875,71 4.974.025,82 

1,00970884 mar/09 108.552.723,91 103.534.523,90 1.044.968,33 5.022.317,84 3.977.349,51 

1,00839567 abr/09 102.520.126,84 97.780.803,10 977.718,94 4.010.742,02 3.033.023,08 

1,00770893 mai/09 93.036.255,17 88.735.354,00 875.899,48 3.056.404,44 2.180.504,96 

1,00762182 jun/09 100.162.668,59 95.532.325,96 945.147,06 2.197.124,38 1.251.977,32 

1,00723801 jul/09 100.162.668,59 95.532.325,96 945.147,06 1.261.039,14 315.892,09 

1.201.952.023,10 

1.146.387.911,57 

11.341.764,71 

65. Cabe destacar que devido ao recalculo das CVAs consideradas na Revisão de 2007 e nos 

Reajustes de 2008 e 2006 para levarem em consideração a utilização dos fatores k mensais. A CVA energia 

deste reajuste está considerando um ajuste negativo de R$ (8.369.488,09) na CVA Energia, que atualizado 

pela Selic para Agosto de 2009 resultou no valor negativo de R$ (9.379.539,78). 

Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica e Programa LUZ PARA TODOS (PLPT) 

66. No Reajuste tarifário anual de 2008 da ESCELSA foi considerado o valor de R$ 

(2.418.347,04), referente ao déficit incorrido pela concessionária com a implementação do Programa Luz 

Para Todos – PLPT, já levando a consideração a reversão do valor de R$ 17.713.117,82 considerado a título 

provisório na Revisão Tarifária de 2007, tendo em vista o disposto na Resolução Normativa nº 294, de 11 de 

dezembro de 2007, que estabeleceu a metodologia aplicável e os procedimentos de repasse tarifário dos 

déficits incorridos pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica em função da execução do 

Programa Luz Para Todos. 

67. No atual cálculo tarifário da ESCELSA, e após as análises cabíveis das informações 

fornecidas pela concessionária e do provimento parcial do recurso interposto pela Concessionária sobre o 

Reajuste de 2008, a SRE considerou um componente financeiro atualizado até agosto de 2009 de R$ 

14.520.750,40 . Tal valor leva em consideração os valores calculados no IRT de 2008 e na RTP 2007, 

devidamente corrigido. 

68. A diferença entre o reajuste solicitado pela ESCELSA, de 17,18%, e o reajuste tarifário 

calculado pela SRE, de 15,12%, está demonstrada a seguir: 



DIFERENÇAS verificadas no Índice de Reajuste Tarifário - IRT em relação ao Pleito da Concessionária - (R$ e %) 

ITENS EMPRESA ANEEL MOTIVO 

IGP-M - Fator X 1,46% 1,04% Empresa utilizou IGPM projetado 

RA0 1.394.907.621 1.404.093.270 Empresa Não considerou Ajuste Reajuste 2008 

ENCARGOS SETORIAIS 208.526.726 202.333.181 

RGR (Anual e Ajuste) 24.927.775 18.404.937 ANEEL usou valores definidos pela SFF 

TFSEE 3.357.601 3.326.406 ANEEL usou valor definido pela SRE 

P&D 14.834.138 14.697.823 Valores de RA1 diferentes 

CCC 49.411.999 49.411.999 ANEEL utilizou valores homologados 

ESS 10.709.754 11.202.981 ANEEL utilizou previsão repassada pela SRG. 

ENERGIA COMPRADA 651.858.616 644.285.681 

ENERGIA COMPRADA TOTAL 651.858.616 644.285.681 Uso de montantes e tarifas diferentes 

TRANSPORTE DE ENERGIA 148.960.735 149.728.279 

REDE BÁSICA 130.188.680 130.991.613 ANEEL usou valor definido pela SRT 

CONEXÃO 6.597.567 6.562.178 ANEEL usou valor definido pela SRT 

ÍNDICE DE REAJUSTE TARIFÁRIO - IRT 9,47% 8,34% 

CVA 72.722.644 65.895.219 

CVAencargo 36.537.883 ANEEL usou valores v alidados p/SFF e SRE 

CVAenergia 72.722.644 37.906.524 ANEEL usou valores v alidados p/SFF e SRE 

CVAtransporte 514.459 ANEEL usou valores v alidados p/SFF e SRE 

Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes CVA 2007 701.984 (9.063.648) ANEEL usou valores v alidados pela SRE 

OUTROS COMPONENTES FINANCEIROS 16.143.872 9.037.543 

Repasse da Sobrecontratação - art 38 Dec. 5163/2004 (2005 a 2008) (1.111.480,93) 

Déficit do Programa Luz para Todos 19.669.364,63 

Diferença de preços entre submercados (2.094.653,17) 

PA RB e RBFronteira (544.878,10) 

PA Conexão 134.002,30 

Despesas com Garantias Financeiras 91.517,53 

Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior - 

Ajuste Financeiro Suprimento Santa Maria - 

Ajuste financeiro ref. recálculo Revisão 2007 (Financeiro Abertura Tarifária) - 

Ajuste Financeiro referente à TUSD-G Geradoras/DIT's - Res 845/2009 - 

REVERSÃO Consultoria para Reavaliação de Ativos - Res. 493/2002 - 

REVERSÃO Consultoria Campanha de Medidas - Res. 166/2005 - 

(1.303.627,64) ANEEL usou valores v alidados pela SRE 

14.520.750,40 

ANEEL usou valores v alidados pela SRE 

(2.236.368,44) ANEEL usou valores v alidados pela SRE 

(544.878,10) ANEEL usou valores definidos pela SRT 

133.155,74 

- 

ANEEL usou valores definidos pela SRT 

Não Validado pela SFF 

(12.009.844,36) Empresa não calculou 

14.397.502,71 

Empresa não calculou 

(3.583.798,33) Empresa não considerou no cálculo 

(434.383,02) Empresa não considerou no cálculo 



Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) - 935.063 Empresa não considerou no cálculo 

Receitas de geradores não consideradas na Revisão 2007 - - Empresa não considerou no cálculo 

SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 28.073.055 28.192.129 

Subsídio Consumidor Liv re - Res. 077/2004 1.244.258,93 

Subsídio Consumidor Liv re - Res. 077/2004 - Previsão 4.208.144,72 

Subsídio a Irrigantes e aquicultores 08-09 (219.456,82) 

Subsídio a Irrigantes e aquicultores 09-10 - Previsão 4.455.619,70 

Descontos Auto Produtor (REN 166/05) - Saldo 2008 (1.579.700,74) 

1.225.577,79 

3.968.038,43 

ANEEL usou valor validado pela SFF 


(231.165,45) ANEEL usou valor validado pela SFF 

5.365.018,09 


(1.517.664,46) ANEEL usou valor validado pela SFF 

Descontos Auto Produtor (REN 166/05) - Previsão 11.134.059,30 11.134.475,83 ANEEL usou valor validado pela SFF 

Desconto TUSD Fio B - ELFSM - Saldo 2008 (2.559.123,12) 

Desconto TUSD Fio B - ELFSM - Previsão 2009 5.185.612,14 

Subsidio Baixa Renda - REN 089/2004 - Saldo 2008 773.150,36 

Subsidio Baixa Renda - REN 089/2004 - Previsão 2009 5.430.490,42 

(3.000.861,66) ANEEL usou valor validado pela SFF 

5.195.861,94 

682.427,22 

5.370.421,47 

TOTAL COMPONENTES FINANCEIROS (R$) 117.641.555 103.124.891 

FINANCEIROS (%) 7,70% 6,78% 

REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL (% MÉDIO) 17,18% 15,12% 

EFEITO DO RECALCULO DA BASE TARIFÁRIA - RTP 2007 e Reajuste 2008 -0,48% -0,48% 

FINANCEIROS RETIRADOS DA BASE -4,69% -4,69% 

EFEITO SOBRE AS TARIFAS VIGENTES (% MÉDIO) 12,01% 9,96% 


ANEEL usou valores v alidados pela SRC 

ANEEL usou valores v alidados pela SRC 

69. Com relação ao pleito de IRT da ESCELSA, as maiores diferenças com relação ao cálculo da 

ANEEL se encontram nos itens financeiros, pois a concessionária não calculou os efeitos provocados pelo 

recalculo da RTP 2007, apesar de citar na carta do pleito a necessidade de incorporação destes. 



70. Outros itens que contribuíram com a diferença entre os dois índices estão motivados na 

tabela de diferenças anterior. 

71. 

cativo. 

O quadro a seguir demonstra o efeito da abertura tarifária nos diferentes grupos de consumo 

Reajuste Médio Final de 

Efeito Médio a ser percebido pelo Consumidor Cativo 

Grupo de Consumo % 

A2 13,49% 

A3 15,41% 

A3a 14,24% 

A4 10,74% 

AT (igual ou maior que 2,3 kV) 11,12% 

BT (abaixo de 2,3 kV) 9,44% 

72. O art. 19 da Resolução Normativa n° 166, de 10 de outubro de 2005, regulamenta a 

aplicação da TUSD-Encargos para o atendimento feito por empreendimento próprio de produção 

independente e autoprodução. Dessa forma, nos Anexos II-A e II-B da Resolução Homologatória das tarifas 

da concessionária estão sendo incluídos os quadros relativos à TUSD específica para os PIEs e APEs, cujo 

faturamento deverá ser realizado de acordo com o disposto no art. 20 da Resolução n° 166/2005. 

73. Para uma melhor compreensão, apresentamos, a seguir, análise detalhada da apuração do 

IRT da ESCELSA. 

74. O cálculo do Índice de Reajuste Tarifário – IRT econômico da ESCELSA, para aplicação a 

partir de 07 de agosto de 2009, resultou em um percentual médio de 8,34%, dos quais 7,96% referem-se à 

variação de custos da Parcela A e 0,38% são decorrentes da atualização da Parcela B, tendo sido 

considerada a variação acumulada do IGP-M de -0,67% e o Fator X de -1,71%, relativamente ao período de 

agosto de 2008 a julho de 2009. 

75. Dentre os diversos itens de custos considerados no cálculo do IRT da ESCELSA, merecem 

destaque os seguintes itens: 

• A variação do PROINFA entre 2008/2009 foi de 77,50%,com impacto no índice de 

reajuste de 1,031%, que se deve ao aumento da energia associada ao programa em 

2009. 

• A variação da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, de 16,90%, com impacto no 

índice de reajuste de 0,742%, que se deve à regra de cálculo do encargo, que leva em 

consideração o crescimento de mercado da concessionária e o IPCA; 

• O encargo setorial ESS, cujo impacto no índice foi de 0,259%; e cujo impacto no cálculo 

da CVA em Processamento foi de 1,03%, totalizando 1,29%. Essa variação se deve ao 

despacho fora da ordem de mérito no ano de 2008 determinado pelo CMSE com fins de 

segurança energética; 

• Os encargos de Rede Básica tiveram um expressivo aumento de 18,13%, devido: (i) à 

nova metodologia de cálculo da TUSD-g estabelecida na REN 349/2009, que transfere 

para as distribuidoras a responsabilidade pelo pagamento de encargos de uso da 

transmissão dos geradores conectados às DIT’s, correspondendo a uma parcela de R$ 

419.522.554,43 (ii) à entrada em operação das novas instalações, conforme detalhado no 

Memorando SRT nº 250/2009. Apesar das expressivas variações de tais custos 

(Transporte de Energia) sua contribuição ao IRT é de 1,64%; 



• O custo com Energia Comprada com variação de 11,78% e impacto no índice econômico 

de 4,83%, principalmente pelo aumento provocado pela Energia de ITAIPU de 2,696% no 

índice, em decorrência do aumento do preço de repasse que sofreu efeito do aumento do 

dólar (Reajuste 2008: R$/US$ 1,5913 Reajuste 2009: R$/US$ 1,9068).Além do 

considerável impacto na CVA energia em processamento de 2,49%; e 

• Os Subsídios concedidos pela Concessionária, cujo impacto total neste IRT foi de 

1,853%. 

76. Importante mencionar que o reajuste tarifário não segue necessariamente a mesma variação 

da inflação. A fórmula paramétrica constante no Contrato de Concessão considera uma “Parcela A“, de 

despesas não totalmente gerenciáveis pela concessionária, e uma “Parcela B“, de custos gerenciáveis pela 

mesma. As despesas integrantes da “Parcela B“ são corrigidas unicamente, na proporção do fator (IGP-M – 

X), no período de referência abordado. Já as despesas constantes da “Parcela A” são conseqüência da 

aplicação de legislações específicas e podem sofrer variações superiores à inflação medida no período 

analisado. As taxas de crescimento dos encargos do item anterior foram superiores às do IGP-M. 

77. Ao Índice de Reajuste Tarifário – IRT econômico de 8,34% foram adicionados os 

componentes financeiros devidos, no total de 6,78%, resultando um percentual final médio de 15,12% para o 

reajuste tarifário anual de 2009 da ESCELSA. 

Detalhamento dos valores da Parcela A - Custos Não Gerenciáveis – VPA 

78. O Valor da Parcela A - VPA da ESCELSA apresentou uma variação de 12,63% no período de 

referência, conforme demonstrado abaixo, representando um percentual de 7,96% na composição do IRT 

econômico da concessionária: 

VPA 

DRA DRP Variação % Participação % 

Valor em R$ Valor em R$ no Período no IRT 

884.583.766 996.347.141 12,63% 7,96% 

79. A participação de 7,96% do Valor da Parcela A – VPA no IRT tem a seguinte composição: 

a) Reserva Global de Reversão – RGR 

RGR 

DRA 

Valor em R$ 

DRP 

Valor em R$ 

Variação % 

no Período 

Participação % 

no IRT 

RGR – ANUAL 16.608.189 18.497.539 11,38% 0,13% 

RGR – AJUSTE (574.498) (92.602) -83,88% 0,03% 

TOTAL – RGR 16.033.691 18.404.937 14,79% 0,17% 

ATOS LEGAIS EM DRA ATOS LEGAIS EM DRP 

RGR - ANUAL Memorando SFF nº 1019, de 22/07/2008 Mem. Nº 1111/2009-SFF/ANEEL de 21/07/09 

RGR – AJUSTE Memorando SFF nº 1019, de 22/07/2008 Mem. Nº 1111/2009-SFF/ANEEL de 21/07/09 



b) Conta de Consumo de Combustíveis – CCC 


CCC 


61.235.943 49.411.999 -19,31% -0,84% 


CCC Res.Homolog. nº 616, de 26/02/2008 Res.Homolog. nº 792, de 31/03/2009 

c) Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 


CDE 


61.653.509 72.074.870 16,90% 0,74% 


CDE Res.Normat. nº 291, de 27/11/2007 Res.Homolog. nº 754, de 16/12/2008 

d) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 


TFSEE 


3.358.628 3.326.406 -0,96% 0,00% 


TFSEE Nota Técnica SRE n° 212, de 08/07/2008 Nota Técnica n° 232 de 08/07/2009 

e) Pesquisa e Desenvolvimento – P&D 


P & D 


12.835.342 14.697.823 14,51% 0,13% 


P & D Res.Normat. nº 233, de 24/10/2006 Res.Normat. nº 316, de 13/05/2008 

f) Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS 


ONS 


61.241 64.485 5,30% 0,00% 


ONS Resolução Autorizativa Nº 1.425, de 24 de Res. Autorizativa nº 1.982, DE 25/06/2009 

g) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA 


PROINFA 


18.675.643 33.149.680 77,50% 1,03% 


PROINFA Res.Homolog. nº 567, de 27/11/2007 Res.Homolog. nº 772, de 27/01/2009 



h) Encargos relativos ao Transporte de Energia 

TRANSPORTE DE ENERGIA 

DRA 

Valor em R$ 

DRP 

Valor em R$ 

Variação % 

no Período 

Participação % 

no IRT 

REDE BÁSICA 108.446.578 130.991.613 20,79% 1,61% 

CONEXÃO 6.600.313 6.562.178 -0,58% 0,00% 

TOTAL - TRANSPORTE 115.046.891 137.553.791 19,56% 1,60% 


REDE BÁSICA Res.Homolog. Nº 671, de 24/06/2008 Res.Homolog. Nº 844, de 25/06/2009 

CONEXÃO Res.Homolog. Nº 670, de 24/06/2008 Res.Homolog. Nº 843, de 25/06/2009 

i) Energia Elétrica Comprada – EC 


ENERGIA COMPRADA Valor em R$ Valor em R$ no Período no IRT 

576.411.695 644.285.681 11,78% 4,83% 


ENERGIA COMPRADA Aditivo ao Contrato de Concessão Aditivo ao Contrato de Concessão 

Detalhamento dos valores da Parcela B - Custos Gerenciáveis – VPB 

80. O índice utilizado para reajustar a Parcela B reflete a variação acumulada do IGP-M no 

período de agosto de 2008 a julho de 2009, de -0,67%, que ajustado pelo Fator X de -1,71% atingiu o 

percentual de 1,04%, no período, conforme demonstrado abaixo, representando um percentual de 0,38% na 

composição do IRT da concessionária. 

Gráficos 

VPB 

81. Os gráficos abaixo se referem: 



519.509.504 524.899.907 1,04% 0,38% 

Gráfico I – Participação percentual dos itens não gerenciáveis (VPA) e dos gerenciáveis (VPB) na 

composição do IRT. 

Gráficos II – Participação (peso) dos itens não gerenciáveis (VPA) e dos gerenciáveis (VPB), na 

composição da nova Receita Anual da ESCELSA. 

Gráfico III – Participação de cada segmento, tributos e encargos setoriais na composição da receita 

da concessionária. 



Gráfico I 

Gráfico II 

10 % 

9% 

8% 

7% 

6% 

5% 

4% 

3% 

2% 

1% 

0% 

-1% 

PARTICIPAÇÃO PERCENTUAL NA COMPOSIÇÃO DO ÍNDICE DE REAJUSTE 

TARIFÁRIO-IRT econômico 

0,17% 0,00% 

-0,84% 

1,0 3 % 

0,74% 

0,26% 0,13% 0,00% 

4,83% 

1,64% 

7,96% 

0,38% 

PARTICIPAÇÃO (%) DOS ITENS DA PARCELA "A" E DA PARCELA "B" NA 

NOVA RECEITA DA CONCESSIONÁRIA 

CUSTO DA 

DISTRIBUIÇÃO 

34,5% 

CUSTO DA 

TRANSMISSÃO 

9,8% 

ENCARGOS 

SETORIAIS 13,3% 

CUSTO DA 

ENERGIA 42,4% 


8,34%


Gráfico III 

CUSTO DA 

TRANSMISSÃO 

7,0 % 

CUSTO DA 

DISTRIBUIÇÃO 

24,4% 

ABERTURA DA CONTA DE ENERGIA ELÉTRICA 

DA ESCELSA 

CUSTO DA 

ENERGIA 

29,9% 

41,5% sobre a 

receita sem 

tributos (por 

fora) 

ENCARGOS 

SETORIAIS 

9,4% 

TRIBUTOS 

(Por dentro) 

29,3% 

IC M S 

33,1% 

PIS 

1, 5% 

COFINS 

6,9% 

82. Na a construção do gráfico anterior foram utilizadas as alíquotas médias de 23,38% para o 

ICMS, 1,06% para o PIS e 4,88% para o COFINS. 

83. O quadro a seguir demonstra, na primeira coluna, a participação percentual dos itens não 

gerenciáveis (VPA) e gerenciáveis (VPB) na composição do IRT. A segunda coluna demonstra quanto cada 

item evoluiu no período de 2008 a 2009. E a terceira coluna representa a distribuição da receita para cobrir os 

custos não gerenciáveis e gerenciáveis. 



ITENS - Parcela A 

PARTICIPAÇÃO NO IRT 

Participação IRT Relação 2008/2007 Particip. Receita % 

RGR (ANUAL + AJUSTE) 0,17% 14,79% 1,21% 

CCC -0,84% -19,31% 3,25% 

TFSEE 0,00% -0,96% 0,22% 

CDE 0,74% 16,90% 4,74% 

CFURH 0,00% 0,00% 0,00% 

ESS 0,26% 47,99% 0,74% 

PROINFA 1,03% 77,50% 2,18% 

P&D 0,13% 14,51% 0,97% 

ONS 0,00% 5,30% 0,00% 

ENCARGOS DO CONSUMIDOR 1,49% 11,52% 13,30% 

ENERGIA COMPRADA 2,14% 6,67% 31,57% 

ITAIPU 2,70% 29,98% 10,79% 

ENERGIA COMPRADA PARA REVENDA 4,83% 11,78% 42,35% 

TRANSPORTE ITAIPU 0,03% 4,05% 0,80% 

REDE BÁSICA 1,61% 20,79% 8,61% 

CONEXÃO -0,0027% -0,58% 0,43% 

TRANSPORTE DE ENERGIA 1,64% 18,13% 9,84% 

VPA1 - DRP 7,96% 12,63% 65,50% 

VPB1 - DRP = (VPB0)*(IGPM-X) 0,38% 1,04% 34,50% 

ÍNDICE DE REAJUSTE TARIFÁRIO - IRT 8,34% 

CVA 4,332% 

CVAencargo 2,402% 

CVAenergia 2,492% 

CVAtransporte 0,034% 

CVA do ano anterior -0,596% 

Outros Componentes Financeiros 0,594% 

Repasse da Sobrecontratação - art 38 Dec. 5163/2004 (2005 a 2008) -0,086% 

Exposição por diferença preços entre submercados -0,147% 

Ajuste financeiro referente ao recalculo Reajuste 2008 e Revisão 2007 -0,789% 

Ajuste Financeiro Suprimento Santa Maria 0,946% 

Parcela Ajuste Rede Básica Fronteira -0,036% 

Déficit do Programa Luz para Todos 0,955% 

Parcela Ajuste Conexão 0,009% 

Ajuste financeiro ref. recálculo Revisão 2007 (Financeiro Abertura Tarifária) -0,236% 

REVERSÃO Consultoria para Reavaliação de Ativos - Res. 493/2002 -0,044% 

REVERSÃO Consultoria Campanha de Medidas - Res. 166/2005 -0,011% 

Ajuste Financeiro referente à TUSD-G Geradoras/DIT's - Res 845/2009 -0,029% 

Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) 0,061% 

Subsídios Tarifários 1,853% 

Saldo Subsídios Irrigantes e aquiculturos 08/09 -0,015% 

Previsão Irrigantes e aquiculturos 09/10 0,353% 

Saldo Subsídio Consumidor Livre - Res 077/2004 0,081% 

Previsão Subsídio Consumidor Livre - Res 077/2004 0,261% 

Saldo Subsídio Baixa Renda 0,045% 

Previsão Subsídio Baixa Renda 0,353% 

Saldo Subsídio Autoprodutor -0,100% 

Previsão Subsídio Autoprodutor 0,732% 

Saldo Subsídio TUSD Fio-B -0,197% 

Previsão Subsídio TUSD Fio-B 0,342% 

TOTAL DOS COMPONENTES FINANCEIROS 6,78% 

REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL (% MÉDIO) 15,12% 


1.404.093.270 

RA0 


84. O quadro abaixo demonstra a evolução dos custos (em R$), participação percentual no Índice 

de Reajuste Tarifário e a receita atualizada da ESCELSA. 

PARCELA A 

PARCELA B 

ENCARGOS 

SETORIAIS 

COMPRA DE 

ENERGIA 

ENCARGOS DE 

TRANSMISSÃO 

GERENCIÁVEIS 

IRT - ÍNDICE DE REAJUSTE TARIFÁRIO - ESCELSA - Agosto de 2009 

ITENS DA 

ANTERIOR ATUAL VARIAÇÃO PARTICIP. 

RECEITA 

DRA - R$ DRP - R$ (R$) NO IRT 

RGR 16.608.189 18.497.539 1.889.350 0,13% 

RGR - Ajuste (574.498) (92.602) 481.895 0,03% 

CCC 61.235.943 49.411.999 (11.823.944) -0,84% 

TFSEE 3.358.628 3.326.406 (32.223) 0,00% 

CDE 61.653.509 72.074.870 10.421.361 0,74% 

ESS 7.570.190 11.202.981 3.632.792 0,26% 

PROINFA 18.675.643 33.149.680 14.474.037 1,03% 

P&D 12.835.342 14.697.823 1.862.481 0,13% 

ONS 61.241 64.485 3.244 0,00% 

Subtotal I 181.424.188 

ENERGIA COMPRADA 450.174.924 

Subtotal II 576.411.695 

TRANSPORTE ITAIPU 11.700.992 

REDE BÁSICA NODAL 73.607.864 

REDE BÁSICA FRONTEIRA 24.763.855 

MUST ITAIPU 10.074.859 

CONEXÃO 6.600.313 

REDE BÁSICA ONS (A2) - 

Subtotal III 126.747.883 

TOTAL 884.583.766 

REMUNERAÇÃO DO CAPITAL 519.509.504 

202.333.181 

480.199.245 

644.285.681 

12.174.488 

95.038.410 

24.046.358 

11.103.899 

6.562.178 

802.946 

149.728.279 

996.347.141 

524.899.907 

20.908.993 

30.024.321 

67.873.986 

473.496 

21.430.546 

(717.497) 

1.029.040 

(38.135) 

802.946 

22.177.450 

110.960.429 

1,49% 

2,14% 

4,83% 

0,03% 

1,53% 

-0,05% 

0,07% 

0,00% 

0,06% 

1,64% 

7,96% 

TOTAL 519.509.504 524.899.907 5.390.403 0,38% 

Delta Econômico 

- 

RECEITA TOTAL ( R$) E IRT 1.404.093.270 1.521.247.048 117.153.778 8,34% REAJUSTE TOTAL 

Componentes Financeiros 103.124.891 

6,78% 15,12% 

Subsídios Tarifários 

16.328.092 

1,07% 

Observação: variação do IGPM em 12 meses = = = > -0,67% 

5.390.403 

0,38% 

NÃO GERENCIÁVEIS 

7,96% 

GERENCIÁVEIS 

0,38% 

Os quadros abaixo relacionados constituem os Anexos a esta Nota Técnica e se referem às planilhas de 

cálculos do IRT. 

• Quadro A – Memória de Cálculo – Reajuste Tarifário Anual; 

• Quadro B – Componentes Financeiros; 

• Quadro C – CVA consolidada; 


IRT 

8,34% 

1.521.247.048 

RA1


• Quadro I – IVI–Índice de Variação da Inflação – IGP-M e Fator X; 

• Quadro II – Receita Anual-RAo e Mercado em (MWh); 

• Quadro III – Encargos Setoriais e de Transporte de Energia; 

• Quadro IV – Encargos de Rede Básica; 

• Quadro V – Encargos de Conexão; 

• Quadro VI – Tarifa Média da Energia Comprada; 

• Quadro VII – Energia Comprada; e 

• Quadro VIII – Balanço Energético; 

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 

85. O inciso IV do art. 15 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, estabelece que as tarifas 

máximas do serviço público de energia elétrica serão fixadas em ato específico da ANEEL, que autorize a 

aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do respectivo contrato. 

86. O inciso X do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335, de 06 de outubro de 1997, estabelece a 

competência da ANEEL para atuar nos processos de definição e controle de preços e tarifas. 

87. O art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 2004, com a redação dada pelo art. 9° da 

Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, estabelece incumbência da ANEEL para homologar as tarifas de 

energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e do Contrato de Concessão. 

V. DA CONCLUSÃO 

88. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 01/1995, no que consta do 

Processo nº 48500.002509/2009-29 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos: i) pela 

aprovação do reajuste tarifário anual médio de 15,12%, a ser aplicado às tarifas da Espírito Santo Centrais 

Elétricas S/A- ESCELSA, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos de 

9,96% sendo de 11,12% para os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 9,44% para os 

conectados em Baixa Tensão (BT); ii) pela fixação das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD; 

e iv) pelo estabelecimento dos valores da Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE e 

da receita anual referente às instalações de Conexão; observados os Anexos a seguir discriminados: 

a) Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica 

• Anexo I – com vigência de 07 de agosto de 2009 a 06 de agosto de 2010, considera o índice 

de reajuste tarifário médio de 15,12% que incorpora os percentuais do Índice de Reajuste 

Tarifário - IRT econômico de 8,34% e dos componentes financeiros adicionais de 6,78%;. 

• Anexo II – considera apenas o Índice de Reajuste Tarifário Anual – IRT econômico de 8,34%, 

com vigência a partir de 07 de agosto de 2010, devendo constituir a base de cálculo dos 

reajustes tarifários subseqüentes. 



b) Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 

• Anexo II-A – fixa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD, que inclui os 

reflexos da CVA e demais componentes financeiros pertinentes, com vigência de 07 de 

agosto de 2009 a 06 de agosto de 2010. 

• Anexo II-B– fixa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD que estarão em 

vigor a partir de 07 de agosto de 2010, devendo constituir a base de cálculo dos reajustes 

tarifários subseqüentes. 

c) Receita Anual referente às Instalações de Conexão 

• Anexo III-A – estabelece a receita anual referente às instalações de conexão das 

transmissoras Castelo Energética S/A – CESA, FURNAS Centrais Elétricas S/A - FURNAS, e 

da ETES, que estará em vigor no período de 07 de agosto de 2009 a 06 de agosto de 2010. 

• Anexo III-B – estabelece a receita anual referente às instalações de conexão das 

transmissoras Castelo Energética S/A – CESA, FURNAS Centrais Elétricas S/A - FURNAS, e 

da ETES que estará em vigor a partir de 07 de agosto de 2010, devendo constituir a base de 

cálculo dos reajustes tarifários subseqüentes. 

d) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 

• Anexo IV – fixa para a distribuidora ESCELSA o valor da Taxa de Fiscalização de Serviços 

de Energia Elétrica – TFSEE, referente ao período de agosto de 2009 a julho de 2010. 

e) Tarifas de Energia – TE e de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD para as 

concessionárias supridas 

• Anexo V-A – fixa as Tarifas de Energia – TE e de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 

da ESCELSA para a distribuidora Santa Maria a serem aplicadas no próximo processo 

tarifário da suprida. 

• Anexo V-B – as tarifas constantes do Anexo V-B contemplam somente o respectivo 

reposicionamento tarifário. 

• Anexo V-C – fixa as Tarifas de Energia – TE e de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 

da ESCELSA para a distribuidora Santa Maria, devendo constituir a base de cálculo dos 

reajustes tarifários subseqüentes. 

f) Encargo de Serviço do Sistema - ESS 

• Anexo VI – fixa a previsão de custo do Encargo de Serviço do Sistema – ESS da ESCELSA 

para 2009. 



VI. DA RECOMENDAÇÃO 

89. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 

Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima. 

ADRIANO ALMEIDA TRINDADE 

Analista Administrativo 

EDUARDO DE ALENCASTRO 

Líder do Processo de Reajuste Tarifário 

De acordo, 

DAVI ANTUNES LIMA 

Superintendente de Regulação Econômica 



REAJUSTE TARIFÁRIO DA ESCELSA - 2009 

ANEXOS 


DADOS: EMPRESA 

DADOS: EMPRESA 


DRP 

IPCA 4,65% 7/8/2009 

IGP-M -0,67% 

FATOR X -1,71% 

(IGP-M - FATOR X) 1,04% 

EMPRESA 1,46% 

QUADRO A 

DATA DE REFERÊNCIA ANTERIOR - DRA - R$ OBS. 

DATA DE REFERÊNCIA ANTERIOR - DRA - R$ 

OBS. 

RGR (Anual e Ajuste) 16.033.691,41 

CCC 61.235.943,06 

TFSEE 3.358.628,36 

CDE 61.653.509,11 

CFURH - 

ESS 7.570.189,82 

PROINFA 18.675.642,67 

P&D 12.835.341,88 

ONS 61.241,28 

ENCARGOS SETORIAIS 181.424.187,59 

ENERGIA COMPRADA 576.516.610,91 


CCC 61.235.943,06 

TFSEE 3.358.628,36 

CDE 61.653.509,11 

CFURH - 

ESS 7.570.189,82 

PROINFA 18.675.642,67 

P&D 12.835.341,88 

ONS 61.241,28 



ITAIPU ITAIPU 126.236.770,91 

ENERGIA COMPRADA TOTAL 576.516.610,91 

TRANSPORTE ITAIPU 11.700.992,18 

REDE BÁSICA 108.446.589,92 

CONEXÃO 6.600.313,45 

CUSD - 

TRANSPORTE DE ENERGIA 126.747.895,55 



REDE BÁSICA 108.446.577,72 

CONEXÃO 6.600.313,44 

CUSD - 


Ajuste Econômico ref. Reajuste 2008 (Revisão 2007) Ajuste Econômico ref. Reajuste 2008 (Revisão 2007) 9.185.651,71 

RA0 1.394.907.620,66 

RA0 TOTAL 1.394.907.620,66 

VPA0-DRA 884.688.694,05 

VPB0-DRA 510.218.926,61 


CCC 49.411.999,05 

TFSEE 3.357.600,91 

CDE 72.074.869,75 

CFURH - 

ESS 10.709.754,04 

PROINFA 33.149.680,03 

P&D 14.834.137,63 

ONS 60.909,74 



RA0 1.394.907.618,40 

RA0 total 1.404.093.270,11 

VPA0-DRA 884.583.765,78 

VPB0-DRA 519.509.504,33 

Part. % IRT DATA DO REAJUSTE EM PROCESSAMENTO - DRP - R$ 

2008/2007 Part. % IRT 

0,638% RGR (Anual e Ajuste) 18.404.936,81 

-0,848% CCC 49.411.999,05 

0,000% TFSEE 3.326.405,76 

0,747% CDE 72.074.869,75 

0,000% CFURH - 

0,225% ESS 11.202.981,35 

1,038% PROINFA 33.149.680,03 

0,143% P&D 14.697.823,10 

0,000% ONS 64.485,12 

1,94% ENCARGOS SETORIAIS 202.333.180,98 

5,401% ENERGIA COMPRADA 480.199.244,87 

ITAIPU 0,000% ITAIPU 164.086.436,34 



REDE BÁSICA 130.188.680,25 

CONEXÃO 6.597.566,99 

CUSD - 

IVI 

ANEXO II 


VPA1-DRP 1.009.346.077,60 

VPB1-DRP 517.674.911,81 

5,40% ENERGIA COMPRADA TOTAL 644.285.681,21 

0,034% TRANSPORTE ITAIPU 12.174.488,17 

1,559% REDE BÁSICA 130.991.612,72 

0,000% CONEXÃO 6.562.178,07 

0,000% CUSD - 

0,000% 

1,59% TRANSPORTE DE ENERGIA 149.728.278,96 

0,000% DELTA PB - 

8,94% VPA1-DRP 996.347.141,14 

0,53% VPB1-DRP 524.899.907,03 

14,79% 0,169% 

-19,31% -0,842% 

-0,96% -0,002% 

16,90% 0,742% 

0,00% 0,000% 

47,99% 0,259% 

77,50% 1,031% 

14,51% 0,133% 

5,30% 0,000% 

11,52% 1,49% 

6,67% 2,138% 

29,98% 2,696% 

11,78% 4,83% 

4,05% 0,034% 

20,79% 1,606% 

-0,58% -0,003% 

0,00% 0,000% 

18,13% 1,64% 

0,00% 

12,63% 7,96% 

1,04% 0,38% 

IRT EMPRESA 9,47% 9,47% IRT ANEEL 8,34% 8,34% 

RA1 total 1.527.020.989,40 

RA1 total 1.521.247.048,17 

IRT EMPRESA 9,47% IRT Anexo II 8,34% oito vírgula trinta 

TOTAL (R$) 117.641.554,95 

DADOS: ANEEL 

TOTAL (R$) 103.124.891,00 

FINANCEIRO TOTAL (%) 7,70% FINANCEIRO TOTAL (%) 6,78% seis vírgula setenta 

IRT TOTAL - EMPRESA 17,18% IRT Anexo I 15,12% quinze vírgula doze 

ANEXO II 

OBSERVAÇÃO: Vigência do Reajuste: 07 / 08 / 2009 OBSERVAÇÃO: Vigência do Reajuste: 07 / 08 / 2009 

DATA DO REAJUSTE EM PROCESSAMENTO - DRP - R$ 

COMPONENTES FINANCEIROS COMPONENTES FINANCEIROS 

DADOS: ANEEL 



QUADRO B 

TIPO COMPONENTES FINANCEIROS R$ % s/ RA1 TOTAIS POR TIPO 

ENERGIA Repasse da sobrecontratação de energia REN n° 255/2007 (1.303.627,64) -0,086% 

ENERGIA Exposição CCEAR entre Submercados (2.236.368,44) -0,147% 

ENERGIA Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,000% 

ENERGIA Ajuste Financeiro ref. concatenação Suprimento (componente TE) 0,000% 

ENERGIA Saldo a compensar da RTE 0,000% 

ENERGIA CVAec - Energia Comprada 37.906.524,42 2,492% 

TRANS IT CVAti - Transporte Itaipu 112.388,56 0,007% 

34.366.528,34 

112.388,56 

ESS CVAess - Encargo de Serviço do Sistema 15.710.620,71 1,033% 15.710.620,71 

RB CVArb (NODAL) 402.070,73 0,026% 402.070,73 

RB/CI CVArb (SELO) - 0,000% - 

CFURH CVAcf - Compensação Financeira 0,000% - 

CCC CVAccc 7.157.984,05 0,471% 7.157.984,05 

CDE CVAcde 4.460.225,02 0,293% 4.460.225,02 

PROINFA CVAProinfa 9.209.052,90 0,605% 9.209.052,90 

FR Parcela de Ajuste RB Fronteira (544.878,10) -0,036% (544.878,10) 

CUSD Ajuste Financeiro ref. concatenação Suprimento (componente TUSD) 0,000% 

CUSD Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,000% - 

CONEXÃO Parcela de Ajuste de Conexão 133.155,74 0,009% 

CONEXÃO Passivo Financeiro Complementar de Conexão 0,000% 

CONEXÃO Consumidor A1 - Ativos de Conexão já considerados na Parcela A 0,000% 

133.155,74 

FIO B Déficit - Programa Luz Para Todos 14.520.750,40 0,955% 

FIO B Consumidor A1 - Ativos de Conexão já considerados na Parcela B 0,000% 

FIO B Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) 935.063,27 0,061% 

FIO B Parcela Restante do Delta PB 0,000% 

FIO B REVERSÃO Consultoria para Reavaliação de Ativos - Res. 493/2002 (667.658,00) -0,044% 

FIO B REVERSÃO Consultoria Campanha de Medidas - Res. 166/2005 (168.371,12) -0,011% 

14.619.784,55 

S Subsídio - Irrigação e Aqüicultura - Res 207/2006 4.427.403,59 0,291% 

S Previsão Subsídio - Irrigação e Aqüicultura - Res 207/2006 5.365.018,09 0,353% 

S REVERSÃO ano anterior Previsão Subsídio - Irrigação e Aqüicultura (4.658.569,03) -0,306% 

S Subsídio - Consumidor Livre Fonte Incentivada TUSD - Res 77/2004 2.033.722,69 0,134% 

S Previsão Subsídio - Consumidor Livre Fonte Incentivada TUSD - Res 77/2004 1.920.404,16 0,126% 

S REVERSÃO ano anterior Previsão Subsídio Fonte Incentivada (Cons.Livre) (1.970.942,03) -0,130% 

S Subsídio - Geração Fonte Incentivada TUSD G - Res 77/2004 2.145.275,54 0,141% 

S Previsão Subsídio - Geração Fonte Incentivada TUSD G - Res 77/2004 2.047.634,27 0,135% 

S REVERSÃO ano anterior Previsão Subsídio Fonte Incentivada (Geração) (982.478,41) -0,065% 

S Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - APE/PIE - Res. 166/2005 11.151.203,89 0,733% 

S Previsão Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - APE/PIE - Res. 166/2005 11.134.475,83 0,732% 

S REVERSÃO ano anterior Previsão Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - APE/PIE (12.668.868,34) -0,833% 

S Subsídio - Baixa Renda 5.350.121,69 0,352% 

S Previsão Subsídio - Baixa Renda 5.370.421,47 0,353% 

S REVERSÃO ano anterior Previsão Subsídio Baixa Renda (4.667.694,47) -0,307% 

S Subsídio - Cooperativa 0,000% 

S Previsão Subsídio Cooperativa 0,000% 

S REVERSÃO ano anterior Previsão Subsídio Cooperativa 0,000% 

S Subsídio TUSD Fio "B" dado à Suprida - Res 243/2006 4.716.527,30 0,310% 

S Previsão Subsídio TUSD Fio "B" dado à Suprida - Res 243/2006 5.195.861,94 0,342% 

S REVERSÃO ano anterior Previsão Subsídio TUSD Fio "B" dado à Suprida (7.717.388,96) -0,507% 

S Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TUSD) 0,000% 

S Ajuste Financeiro Suprida x Supridora - Res 243/2006 (Componente TE) 0,000% 

28.192.129,20 

OUTROS Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior (12.009.844,36) -0,789% 

OUTROS Ajuste Financeiro Suprimento Santa Maria 14.397.502,71 0,946% 

OUTROS Ajuste Financeiro referente à TUSD-G Geradoras/DIT's - Res 845/2009 (434.383,02) -0,029% 

OUTROS Receitas de geradores não consideradas na Revisão 2007 - 0,000% 

OUTROS Ajuste financeiro ref. recálculo Revisão 2007 (Financeiro Abertura Tarifária) (3.583.798,33) -0,236% 

OUTROS Saldo a Compensar CVA ano anterior (9.063.647,70) -0,596% 

OUTROS Saldo a Compensar Financeiros ano anterior 0,000% 

(10.694.170,69) 



ESCELSA 

QUADRO C 

CVA EM PROCESSAMENTO CVA ANO ANTERIOR a compensar CVA TOTAL 

CVACCC % s/ RA1 CVACCC % s/ RA1 CVACCC % s/ RA1 

7.157.984,05 0,47% 17.586,11 0,00% 7.175.570,16 0,47% 

CVACDE CVACDE CVACDE 4.460.225,02 0,29% (169.657,36) -0,01% 4.290.567,66 

CVAENERGIA COMPRADA CVAENERGIA COMPRADA CVAENERGIA COMPRADA 

37.906.524,42 2,49% (9.202.689,48) -0,60% 28.703.834,94 

CVATRANSPORTE ITAIPU CVATR AN SPOR TE I TAI PU CVATRANSPORTE ITAIPU 

112.388,56 0,01% (4.814,77) 0,00% 107.573,79 

CVARB SELO CVARB SELO CVARB SELO 

0,00% - 0,00% - 

CVARB NODAL CVARB NODAL CVARB NODAL 

402.070,73 0,03% (207.128,16) -0,01% 194.942,57 

0,28% 

1,89% 

0,01% 

0,00% 

0,01% 

CVAENCARGOS SERV SISTEMA CVAENCARGOS SERV SISTEMA CVAENCARGOS SERV SISTEMA 

15.710.620,71 1,03% 408.725,10 0,03% 16.119.345,81 1,06% 

CVAPROINFA CVAPROINFA CVAPROINFA 9.209.052,90 0,61% 94.330,85 0,01% 9.303.383,75 

CVA CVA 

4,93% (9.063.647,70) -0,60% 65.895.218,69 

CVA TOTAL DAS CVA´s TOTAL DAS CVA´s TOTAL DAS CVA´s 

74.958.866,38 


0,61% 

4,33%


QUADRO I 

ESCELSA 

I.V.I - ANEEL I.V.I - EMPRESA 

Mês/Ano IGP-M - % % Acumulado Mês/Ano IGP-M - % % Acumulado 

ago/08 -0,32% -0,32% ago/08 -0,32% -0,32% 

set/08 0,11% -0,22% set/08 0,11% -0,21% 

out/08 0,98% 0,76% out/08 0,98% 0,77% 

nov/08 0,38% 1,14% nov/08 0,38% 1,15% 

dez/08 -0,13% 1,01% dez/08 -0,13% 1,02% 

jan/09 -0,44% 0,57% jan/09 -0,44% 0,57% 

fev/09 0,26% 0,84% fev/09 0,26% 0,84% 

mar/09 -0,74% 0,09% mar/09 -0,74% 0,09% 

abr/09 -0,15% -0,07% abr/09 -0,15% -0,06% 

mai/09 -0,07% -0,14% mai/09 -0,07% -0,13% 

jun/09 -0,10% -0,24% jun/09 -0,10% -0,23% 

jul/09 -0,43% -0,67% jul/09 0,20% -0,03% 

Fator X -1,7071% Fator X -1,492% 

IGP-M - (Fator X) 1,04% IGP-M - (Fator X) 1,46% 



ESCELSA 

QUADRO II 

FORNECIMENTO ENERGIA 

MWh Energia - R$ Demanda - R$ Total - R$ 

A1 Azul - 

A2 Azul 7.233 868.573,40 802.760,00 1.671.333,40 

A3 Azul 21.197 2.537.495,65 1.160.799,83 3.698.295,48 

A3a Azul 173.168 19.027.022,54 10.207.508,23 29.234.530,77 

A3a Verde 11.673 1.804.802,13 290.230,10 2.095.032,23 

A3a Convencional 24 3.073,85 37.882,80 40.956,65 

A4 Azul 99.342 11.572.995,71 11.606.609,16 23.179.604,87 

A4 Convencional 217.089 27.955.208,58 40.696.264,32 68.651.472,90 

A4 Verde 1.042.272 164.471.643,29 56.748.904,66 221.220.547,95 

AS Azul - 

AS Convencional - 

AS Verde - 

BT 3.177.107 793.833.965,84 

793.833.965,84 

CATIVOS 4.749.105 1.022.074.780,99 121.550.959,10 1.143.625.740,09 

TUSD Consumidores Livres MWh Energia - R$ Demanda - R$ Total - R$ 

Uso Carga - A1 - 

Uso Carga - A2 2.653.216 50.835.612,14 131.501.684,55 182.337.296,69 


Uso Carga - A3a 620 11.872,53 28.905,00 40.777,53 

Uso Carga - A4 29.517 565.546,70 3.860.006,33 4.425.553,03 

BT - 

Uso Carga - Cons. Livres 2.683.353 51.413.031,37 135.390.595,88 186.803.627,25 

TUSD Uso Distribuição MWh Energia - R$ Demanda - R$ Total - R$ 




Uso Carga - A3a - 

Uso Carga - A4 553 86.179,12 86.179,12 

Uso Carga - AS - 

Uso Carga - Distribuição 553 - 

86.179,12 86.179,12 

TUSD Geração MWh Energia - R$ Demanda - R$ Total - R$ 


Uso Carga - A2 0 - 9.491.293,73 9.491.293,73 

Uso Carga - A3 0 - 3.172.422,00 3.172.422,00 

Uso Carga - A3a 0 - 1.302.367,00 1.302.367,00 

Uso Carga - A4 390.945,09 390.945,09 

Uso Carga - Geração 0 - 14.357.027,82 14.357.027,82 

SUPRIMENTO MWh Energia - R$ Demanda - R$ Total - R$ 

A1 - 

A2 383.479 37.941.445,21 6.180.950,12 44.122.395,33 

A3 34.249 3.388.556,19 2.524.092,60 5.912.648,79 

A3a - 

A4 - 

Suprimento 417.728 41.330.001,40 8.705.042,72 50.035.044,12 

Energia - R$ Demanda - R$ Total - R$ 

TOTAL MWh 7.850.739 1.114.817.813,76 280.089.804,64 1.394.907.618,40 

Total MWh sem Suprimento 7.433.011 0,94679 Total RAo 1.394.907.618,40 



ANEEL 

ANEEL 

QUADRO III 

Em DRA 

ENCARGOS SETORIAIS 

Dispositivo Legal VALOR - R$ 

RGR Memorando SFF nº 1019, de 22/07/2008 16.608.189,14 

RGR - Ajuste Memorando SFF nº 1019, de 22/07/2008 (574.497,73) 

CCC Res.Homolog. nº 616, de 26/02/2008 61.235.943,06 

TFSEE Nota Técnica SRE n° 212, de 08/07/2008 3.358.628,36 

CDE Res.Normat. nº 291, de 27/11/2007 61.653.509,11 

ESS Resolução Homologatória Nº 573, de 4 de dezembro de 2007 7.570.189,82 

PROINFA Res.Homolog. nº 567, de 27/11/2007 18.675.642,67 

P&D Res.Normat. nº 233, de 24/10/2006 12.835.341,88 

ONS Resolução Autorizativa Nº 1.425, de 24 de junho de 2008 61.241,28 

TOTAL - DRA 

181.424.187,59 

Em DRP Dispositivo Legal VALOR - R$ 

RGR Mem. Nº 1111/2009-SFF/ANEEL de 21/07/09 18.497.539,24 

RGR - Ajuste Mem. Nº 1111/2009-SFF/ANEEL de 21/07/09 (92.602,43) 

CCC Res.Homolog. nº 792, de 31/03/2009 49.411.999,05 

TFSEE Nota Técnica n° 232 de 08/07/2009 3.326.405,76 

CDE Res.Homolog. nº 754, de 16/12/2008 72.074.869,75 

ESS Resolução do Reajuste 11.202.981,35 

PROINFA Res.Homolog. nº 772, de 27/01/2009 33.149.680,03 

P&D Res.Normat. nº 316, de 13/05/2008 14.697.823,10 

ONS Res. Autorizativa nº 1.982, DE 25/06/2009 64.485,12 Variação % DRP/DRA 

TOTAL - DRP 

202.333.180,98 11,52% 

Em DRA 

ENCARGOS COM TRANSPORTE DE ENERGIA 

Dispositivo Legal VALOR - R$ 

TRANSPORTE ITAIPU Res.Homolog. Nº 671, de 24/06/2008 11.700.992,18 

REDE BÁSICA NODAL Res.Homolog. Nº 671, de 24/06/2008 73.607.864,00 

REDE BÁSICA FRONTEIRA 

REDE BÁSICA ONS (A2) 

REDE BÁSICA EXPORT. (A2) 

Res.Homolog. Nº 671, de 24/06/2008 24.763.855,00 

MUST ITAIPU Res.Homolog. Nº 671, de 24/06/2008 10.074.858,72 

CONEXÃO 

CUSD 

Res.Homolog. Nº 670, de 24/06/2008 6.600.313,44 

TOTAL - DRA 

126.747.883,34 

Em DRP Dispositivo Legal VALOR - R$ 

TRANSPORTE ITAIPU Res.Homolog. Nº 844, de 25/06/2009 12.174.488,17 

REDE BÁSICA NODAL Res.Homolog. Nº 844, de 25/06/2009 95.038.410,00 

REDE BÁSICA FRONTEIRA Res.Homolog. Nº 844, de 25/06/2009 24.046.358,00 

REDE BÁSICA ONS (A2) 

REDE BÁSICA EXPORT. (A2) 

802.945,91 

MUST ITAIPU Res.Homolog. Nº 844, de 25/06/2009 11.103.898,81 

CONEXÃO Res.Homolog. Nº 843, de 25/06/2009 6.562.178,07 

CUSD Variação % DRP/DRA 

TOTAL - DRP 

149.728.278,96 18,13% 



QUADRO IV 

REDE BÁSICA Tarifas - R$ / MW Despesa - R$ 

DRA DRP DRA DRP 

Pontos de Conexão MUST 2008 MUST 2009 Total - MW 

Res. Hom. nº 671, Res. Hom. nº 844, 

de 24/06/2008 de 25/06/2009 

CAMPOS - 138 141,0 136,0 

1.657,0 4.870,00 6.106 8.069.590,00 10.117.642,00 

MASCARENHAS - 138 160,0 237,0 

2.459,0 4.525,00 5.975 11.126.975,00 14.692.525,00 

VERONA - 138 - 

- 

- 4.528,00 6.030 

- 

- 

VIANA - 138 341,0 328,0 

4.001,0 4.999,00 6.443 20.000.999,00 25.778.443,00 

VITÓRIA - 138 610,0 550,0 

6.900,0 4.987,00 6.442 34.410.300,00 44.449.800,00 

Total 1.252,0 1.251,0 15.017,00 4.901,64 6.328,72 73.607.864,00 95.038.410,00 

Tarifa Média - R$ / MW 

RB FRONTEIRA Tarifas - R$ / MW Despesa - R$ 


Pontos de Conexão MUST 2008 MUST 2009 Total - MW 



CAMPOS - 138 141,0 136,0 

1.657,0 503,00 

472 833.471,00 782.104,00 

MASCARENHAS - 138 160,0 237,0 

2.459,0 1.429,00 1.164 3.513.911,00 2.862.276,00 

VERONA - 138 - 

- 

- 1.429,00 

31 

- 

- 

VIANA - 138 341,0 328,0 

4.001,0 2.973,00 2.978 11.894.973,00 11.914.978,00 

VITÓRIA - 138 610,0 550,0 

6.900,0 1.235,00 1.230 8.521.500,00 8.487.000,00 

Total 1.252,0 1.251,0 15.017,00 1.649,05 1.601,28 24.763.855,00 24.046.358,00 

MUST ITAIPU 


Tarifas - R$ / MW 

Despesa - R$ 


Pontos de Conexão 

Total - MW 



IBIÚNA 

52,94% 1.840,5 2.898,00 3.194,00 5.333.748,73 5.878.534,66 

IVAIPORÃ 

47,06% 1.636,0 2.898,00 3.194,00 4.741.109,98 5.225.364,14 

Total 3.476,5 2.898,00 3.194,00 10.074.858,72 11.103.898,81 

Quota-parte ESCELSA IBIÚNA 


2008 2,5227% IVAIPORÃ 

2009 2,4893% 



CONEXÃO - DRP ref. Castelo Energética 

QUADRO V 

CONEXÃO - DRP ref. FURNAS 

CONEXÃO - DRP ref. ETES 

DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO - DIT Castelo Energética DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO - DIT 

FURNAS DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO - DIT 

ETES 

Anexo II da Res. ANEEL 843, de 25/06/2009 



Período Total R$ IGP-M 323.252,08 Período Total R$ IGP-M 5.773.781,80 Período Total R$ IPCA 493.955,30 

jun/09 323.252,08 -0,098% jun/08 5.773.781,80 -0,098% jun/08 493.955,30 0,360% 

jul/09 322.935,09 -0,435% jul/08 5.768.119,91 -0,435% jul/08 495.733,00 0,380% 

ago/09 321.530,49 

abr/09 5.743.031,62 

abr/09 497.615,95 

Total -0,533% 321.530,49 Total -0,533% 5.743.031,62 Total 0,741% 497.615,95 

PA REVISÃO TRANSM. E PA PIS/COFINS CCT ref. às DIT Castelo Energética PA REVISÃO TRANSM. E PA PIS/COFINS CCT ref. às DIT 

FURNAS PA REVISÃO TRANSM. E PA PIS/COFINS CCT ref. às DIT 

ETES 

Anexo VI da Res. ANEEL 843, de 25/06/2009 



Período Total R$ IGP-M 0,00 Período Total R$ IGP-M 133.868,70 Período Total R$ IPCA 0,00 

jun/09 0,00 -0,098% jun/08 133.868,70 -0,098% jun/08 0,00 0,360% 

jul/09 0,00 -0,435% jul/08 133.737,43 -0,435% jul/08 0,00 0,380% 

ago/09 0,00 

abr/09 133.155,74 

abr/09 0,00 

Total -0,533% 0,00 Total -0,533% 133.155,74 Total 0,741% 0,00 

ENCARGO CONEXÃO ANUAL DA ESCELSA para Castelo Energética 

ENCARGO CONEXÃO ANUAL DA ESCELSA para FURNAS 

ENCARGO CONEXÃO ANUAL DA ESCELSA par a ETES 

A preços 

01/06/2009 

Valor concatenado com 

de 

a data de reajuste da 

ESCELSA 

Valor concatenado 

A preços de 01/06/2009 com a data de 

reajuste da ESCELSA 

Valor concatenado com a 

A preços de 01/06/2009 data de reajuste da 

ESCELSA 




ESCELSA para Castelo Energética, 

relativo às Demais Instalações de 

323.252,08 321.530,49 

ESCELSA para FURNAS, relativo às 


5.773.781,80 5.743.031,62 

ESCELSA para ETES, relativo às 


493.955,30 497.615,95 






0,00 0,00 



133.868,70 133.155,74 

Parc. Ajuste Revisão Transm. e 

PA PIS/COFINS da Conexão 

0,00 0,00 

TOTAL 

323.252,08 321.530,49 TOTAL 

5.907.650,50 5.876.187,36 TOTAL 

493.955,30 497.615,95 



QUADRO VI 

TARIFA MÉDIA DA ENERGIA COMPRADA (REAJUSTE 2008) 

Empresa Vendedora Energia - MWh R$ Tarifa média 2008 

ENERGEST 139.721 19.208.844,96 

137,48 

CESA - VIÇOSA 24.528 4.062.622,93 

165,63 

CESA - SÃO JOÃO 120.310 18.446.142,65 

153,32 

ENERPEIXE 472.164 71.070.363,28 

150,52 

ENERTRADE 432.857 48.696.929,69 

112,50 

4) ITAIPU 1.663.086 127.187.534,37 

5) PROINFA 108.326 - 

COMPLEMENTO APÓS LEI 10.848 3.439.097 278.108.253,43 

TOTAL 6.400.088 566.780.691,30 

PREÇO MÉDIO PONDERADO - ENERGIA COMPRADA APÓS LEI 10.848/2004 

76,48 

- 

80,87 

88,56 

Empresa Vendedora Energia - MWh Preço - R$/MWh R$ 

CCEAR 2005 - 8 anos 1.527.570 71,40 109.070.487,81 

CCEAR 2006 - 8 anos 1.257.580 83,59 


CCEAR 2006 - 3 anos 0 74,62 

CCEAR 2007-8 anos (A-1) 0 119,29 


CCEAR 2009 - 8 anos 0 112,51 



MCSD - 2007 - 8 anos 65 91,50 

MCSD 2006 - 3 anos 605 71,84 

MCSD 2007-8 anos (A-1) 0 - 

MCSD 2008 - 8 anos 1.978 96,89 

MCSD 2009 - 8 anos 0 - 

9º Leilão de Ajuste 28.752 145,77 

1º Leilão 2008-H30 7.989 125,64 

1º Leilão 2008-T15 63.126 110,64 





1º Leilão 2010-HA30 4.335 155,36 

1º Leilão 2010-TA15 13.195 181,85 

1º Leilão 2010-H30 (A-5) 210.044 145,45 

1º Leilão 2010-T15 (A-5) 212.012 145,29 

4º Leilão 2010-T15 (A-3) 106.901 101,71 

105.125.236,60 

4.297.487,24 

- 

- 

18.290.916,44 

- 

21.010.656,55 

18.048.934,58 

5.971,51 

43.449,79 

- 

191.681,84 

- 

4.191.218,40 

1.003.757,75 

6.984.304,12 

1.228.646,50 

12.833.100,24 

18.640.811,23 

7.587.731,51 

673.539,89 

2.399.490,06 

30.551.783,17 

30.803.139,62 

10.872.878,85 

TOTAL 4.497.034 Preço Médio 403.855.223,68 

89,80 



ESCELSA 

QUADRO VII 

ESCELSA - DRA (Data de Referência Anterior) 

Empresas Vendedoras MWh R$/MWh - 2007 DRA - R$ 

1) CONTRATOS BILATERAIS 981.773 





2) GERAÇÃO DISTRIBUIDA 140.392 


3) LEILÃO ENERGIA NOVA 252.168 

1º LEILÃO 2008-H30 7.856 

1º LEILÃO 2008-T15 63.127 





4) LEILÃO ENERGIA EXISTENTE 3.377.866 

LEILÃO 2005-08 1.719.462 

LEILÃO 2006-08 1.391.437 

LEILÃO 2007-08 43.090 

LEILÃO 2006-03 263 

LEILÃO 2008-08 173.056 



5) ITAIPU 1.650.654 

6) PROINFA 105.988 

TOTAL ENERGIA REQUERIDA - DRA 6.508.841 88,56 

576.411.694,85 

ESCELSA - DRP (Data do Reajuste em Processamento) 

Empresas Vendedoras MWh R$/MWh - 2008 DRP - R$ 

1) CONTRATOS BILATERAIS 1.080.809 145.118.165,60 

CESA VIÇOSA 24.528 164,52 4.035.422,18 

CESA - SÃO JOÃO 128.597 152,30 19.584.750,21 

ENERPEIXE 472.164 149,51 70.594.521,20 

ENERTRADE 455.520 111,75 50.903.472,01 

2) GERAÇÃO DISTRIBUIDA 121.682 18.500.113,89 

ENERGEST 121.682 152,04 18.500.113,89 

3) ITAIPU 1.638.933 100,12 164.086.436,34 

4) PROINFA 154.095 0,00 - 

SUBTOTAL 2.995.519 327.704.715,83 

COMPLEMENTO LEILÕES 3.525.212 89,80 

TOTAL ENERGIA REQUERIDA - DRP 6.520.731 98,81 

316.580.965,38 

644.285.681,21 



ESCELSA 

QUADRO VIII 


SOBRAS/GLOSAS FÍSICAS NO IRT 

TOTAL - MWh 


(2) ITAIPU - MWh 1.650.654 







(4) Leilões CCEARs - Energia Existente 3.470.682 

LEILÃO 2005-08 1.793.560 

LEILÃO 2006-08 1.451.399 

LEILÃO 2007-08 44.947 

LEILÃO 2006-03 263 

LEILÃO 2008-08 180.514 

LEILÃO 2009-08 0 

(5) Leilões CCEARs - Energia Nova 252.168 

1º LEILÃO 2008-H30 7.856 

1º LEILÃO 2008-T15 63.127 





(6) Leilões CCEARs - Ajuste 52.737 

(7) = (1)+(2)+ 

(3)+(4)+(5)+(6) 



Energia Disponível - MWh (CONTRATOS) 6.654.395 







(14) = (7)-(13) SOBRAS + GLOSAS 145.553

reajuste tarifário da escelsa - 2009 anexos - EDP no Brasil ...

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?