REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2157/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anua, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD referentes à Companhia Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-10-21
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.001103/2016-58
INTERESSADOS: CPFL- Piratininga - Companhia Piratininga de Força e Luz
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CPFL- Piratininga - Companhia Piratininga de Força e Luz, a
vigorar a partir de 23 de outubro de 2016.
I - RELATÓRIO
1. A CPFL Piratininga é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e
atende cerca de 1,6 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento
anual da ordem de R$ 4,15 bilhões.
2. A REH nº 1.972, de 20/10/2015, homologou o resultado da quarta Revisão Tarifária Periódica da
CPFL Piratininga, que representou um efeito médio tarifário de 21,11% para os consumidores da distribuidora, em
relação às tarifas homologadas na RTE 2015.
3. A CPFL Piratininga, por meio da Carta nº 111/RR/CPFL PIRATININGA/2015, de 4 de novembro de
2015, apresentou pedido de reconsideração contra a resolução que homologou a sua 4ª RTP, questionando os Custos
Operacionais, Base de Remuneração Regulatória, Contratos bilaterais nos custos de Compra de Energia, Reversão
da RTE e o cálculo da sobrecontratação.
4. A SGT, através da Nota Técnica 315/2016, consolidou o seu posicionamento e das áreas envolvidas,
na qual recomendou o provimento parcial considerando procedente os pedidos relativos à Base de Remuneração,
contratos bilaterais e o cálculo da sobrecontratação. Os efeitos desse provimento parcial estão refletidas no atual
cálculo tarifário da distribuidora.
5. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 343, de 13 de outubro de 2016,
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da CPFL Piratininga.
6. No dia 14/10/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de
Consumidores da CPFL Piratininga as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução
Normativa nº 652 ANEEL, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do
PRORET – Procedimentos de Regulação Tarifária.
7. É o relatório.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 009/2002-ANEEL.

II - FUNDAMENTAÇÃO
8. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2016 da CPFL Piratininga conduzirá a um efeito médio nas
tarifas a ser percebido pelos consumidores de -24,21%, sendo de -30,23%, em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de -19,54%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -30,23%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -19,54%
Efeito Médio AT+BT -24,21%
9. O efeito médio de -24,21% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculado
conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada dos componentes
financeiros estabelecidos na RTP 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento; e (iii) da inclusão
dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes.
10. A atualização dos custos das Parcelas A e B contribuiu para o efeito médio em - 5,35%, composto
pela redução de custos de Parcela A (-7,02% ) e pelo aumento de custos da Parcela B (1,67%).
11. A atualização dos componentes financeiros a serem compensados nos 12 meses subsequentes
contribuíram para a redução da tarifa em - 7,19%, enquanto a retirada dos componentes financeiros considerados no
processo anterior, representa uma redução de - 11,66% no atual reajuste.
12. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -24,21%
[-24,21% = -5,35% -11,66% -7,19%], constituiu a conjugação dos quatro movimentos tarifários explicitados:
13. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
1,67%
0,10%
-3,18%
-3,94%
-7,19%
-11,66%
-24,21%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores

14. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -8,49% | -7,02% | 79,93% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -11,06% | -3,18% | 27,03% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 9,37% | 0,01% | 0,10% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -34,62% | -6,15% | 12,25% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 17,18% | 0,43% | 3,07% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 12,19% | 0,65% | 6,31% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 86,69% | 2,01% | 4,57% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | -16,40% | -0,13% | 0,72% |
| ONS | 12,49% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 2,23% | 0,10% | 5,05% |
| Rede Básica | -3,41% | -0,09% | 2,75% |
| Rede Básica Fronteira | 11,33% | 0,07% | 0,74% |
| Rede Básica ONS (A2) | 22,39% | 0,00% | 0,00% |
| MUST Itaipu | 10,05% | 0,05% | 0,62% |
| Transporte de Itaipu | 4,00% | 0,01% | 0,28% |
| Conexão | 29,77% | 0,07% | 0,34% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | -3,93% | -0,01% | 0,33% |
| Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) | -8,00% | -3,94% | 47,84% |
| PARCELA B | 9,60% | 1,67% | 20,07% |
| IRT | -5,35% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -7,19%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE -4,37%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE 3,86%
CVA em Processamento - Transmissão 0,08%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -6,28%
Neutralidade dos Encargos 2,65%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 0,58%
Recalculo da sobrecontratação/exposição de energia 2014 0,16%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,02%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs -0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg -0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Ajuste Liminar Abrace -3,95%
Ajuste Parcela B (Retificação da Base de Remuneração) - Financeiro de Parcela B 0,07%
Ajuste Parcela A (Retificação da Base de Remuneração) - Financeiro de Parcela A 0,00%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -11,66%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -24,21%
15. A tabela 2 acima nos mostra que os custos da Parcela A (composta pela soma dos custos com
Encargos Setoriais, Transmissão e Aquisição de Energia) representam 79,93% dos custos totais da Concessionária

e que a variação desses custos contribuiu com uma redução de - 7,02% pontos percentuais na composição do atual
índice de reajuste tarifário.
16. O custo dos encargos setoriais diminuiu - 11,06% em comparação com os valores referentes ao
processo tarifário anterior, contribuindo com um efeito tarifário médio de - 3,18 pontos percentuais. Destaco,
principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE
para 2016, conforme Resolução Homologatória no 2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para o efeito médio
de -6,15 pp no atual reajuste da CPFL Piratininga.
17. O custo de compra de energia sofreu uma redução de - 8,00% em relação ao processo anterior,
contribuindo para um redução tarifária de -3,94 pp. Aqui destaco o impacto da nova tarifa de repasse de potência da
Itaipu Binacional para 2016, publicada pela Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma
redução de - 44,13% em relação à tarifa praticada em 2015, também influenciada pela redução da cotação do dólar.
18. O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 exibe a variação
dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao processo anterior.
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia.
0,96%
0,85%

0,30% 0,27% 0,56% 0,32%
-0,14%
-0,76% -0,44%
-3,94%
-5,86%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Monte Bilateral II 12.783/2013 Itaipu Proinfra
Angra
Belo
e
I
e Angra
- Alternativa- Madeira º

Existente Existente - Alternativa- n
Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

Tipo de contrato Processo A-1 Processo atual Variação Processo A-1 Processo atual Variação
162.823,90 255,18

| Existente - CCEAR-DSP | 171.497,25 | 5,33% | 345,44 | 35,37% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-QTD | 744.778,40 | -8,71 -100,00% | 213,57 | 246,89 | 15,60% |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 2.699.027,08 | 3.061.455,96 | 13,43% | 210,79 | 226,40 | 7,40% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.104.152,43 | 1.166.177,35 | 5,62% | 161,74 | 175,83 | 8,71% |
| Madeira e Belo Monte | 862.860,09 | 1.457.015,29 | 68,86% | 115,69 | 123,23 | 6,52% |
| Bilateral | 1.843.570,88 | 2.151.139,59 | 16,68% | 205,06 | 218,48 | 6,55% |
| Cota Angra I e Angra II | 386.328,14 | 398.501,98 | 3,15% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |

1.315.451,69 35,82

| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 1.776.060,73 | 35,02% | 65,51 | 82,88% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Itaipu | 2.176.925,31 | 2.291.542,98 | 5,27% | 326,10 | 182,20 | -44,13% |
| Proinfa | 219.131,05 | 231.973,93 | 5,86% | 397,06 | 538,18 | 35,54% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -1.453.088,19 | -2.623.349,06 | 80,5% | 198,80 | 178,22 | -10,4% |
| TOTAL | 10.061.960,77 | 10.082.007,28 | 0,2% | 203,12 | 186,50 | -8,2% |

19. A tabela 2 mostra também que os custos da Parcela B representam 20,07% dos custos totais da
Concessionária e que seu incremento de 9,60% contribuiu com 1,67 pp do total do efeito médio a ser percebido pelos
consumidores.
20. A atualização da Parcela B considerou a variação acumulada do IGP-M entre outubro de 2015 e
setembro de 2016, de 10,66%, subtraída do Fator X, de 1,06%, resultando no fator de atualização da Parcela B de
9,60%.
21. No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão
Tarifária da CPFL Piratininga, de 1,22% e - 0,18%, respectivamente. O componente Q do Fator X foi calculado
considerando os pesos dos indicadores DEC e FEC, resultando no percentual de 0,02%.
22. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento de:
a) geração (compra de energia);
b) transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e
c) encargos setoriais2 e dos tributos3.
2 No Gráfico 3, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais de
energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
3 Na construção do Gráfico 4, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 16,8% para o ICMS e de 8,7% para o PIS/COFINS, incidentes sobre
a fatura, contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de
34,29% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Encargos
Custo de
Setoriais
Transmissão 27,0%
5,1%
Custo de
Distribuição
20,1%
Custo de
Energia
47,8%
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 343/2016-SGT/ANEEL.
Custo de
Transmissão
3,9%
Encargos
Setoriais
21,0%
ICMS 17,6%
Série1
Custo de 22,2%
Energia
37,2%
Custo de
Distribuição
PIS/COFINS 4,6%
15,6%
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 343/2016-SGT/ANEEL.
23. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressalto o
estorno do montante relativo ao cumprimento de decisões liminares relativas ao pagamento da CDE.
24. Por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/2016, de 14 de junho de 2016, a Diretoria da ANEEL
decidiu que as distribuidoras realizassem o acerto de contas da arrecadação a menor do encargo no momento do
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

recolhimento da CDE junto à Eletrobrás e que fosse realizado o estorno do montante considerados nos processos
tarifários em virtude do efeito das liminares.
25. Portanto, está sendo estornado o valor de R$ 163.829.554,43, devidamente atualizado pela SELIC
para outubro de 2016, com uma impacto no IRT de -3,95%.
26. Destaco, ainda, que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias
Amarela e Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que fora deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA e
da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da CPFL Piratininga não sofresse aumento adicional médio de 11,74%.
27. A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 4 – Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | (53.883.712,50) | -1,30% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 196.147.649,43 | 4,72% |
| CVA em Processamento - Transmissão | 3.349.344,10 | 0,08% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (260.760.139,91) | -6,28% |
| Neutralidade dos Encargos | 110.234.604,24 | 2,65% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | 23.906.955,84 | 0,58% |
| Recalculo da sobrecontratação/exposição de energia 2014 | 6.555.969,70 | 0,16% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 705.101,32 | 0,02% |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | (119.231,08) | 0,00% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | (522.186,25) | -0,01% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | (35.742.588,61) | -0,86% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | (110.738.933,95) | -2,67% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | (16.845.561,63) | -0,41% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (502,94) | 0,00% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 8.498,40 | 0,00% |
| Ajuste Liminar Abrace | (163.829.554) | -3,95% |
| Ajuste Parcela B (Retificação da Base de Remuneração) - Financeiro de Parcela B | 2.798.978 | 0,07% |
| Ajuste Parcela A (Retificação da Base de Remuneração) - Financeiro de Parcela A | 42.370 | 0,00% |
| Total | (298.692.940,57) | -7,19% |

28. A SGT destacou, na Nota Técnica nº 343, de 13 de outubro de 2016, que o efeito médio a ser
percebido pelos consumidores da CPFL Piratininga, de -24,21%, contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da
Concessionária evoluísse nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (81,46%) e do IPCA (76,01%) no mesmo
período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
550,00
Tarifa B1 Residencial
500,00 504,56
Variação IGPM
450,00
Variação IPCA 411,09
400,00
350,00
336,65

314,21 314,21 314,84
300,00 304,30
295,49
274,64 278,24
250,00
200,00
150,00

out/07 out/08 out/09 out/10 out/11 out/12 out/13 out/14 out/15 out/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Revisão Reajsute
29. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da CDE a
ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores mensais
a serem repassados durante 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a diferença
entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
30. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CPFL
Piratininga, em relação às competências entre outubro/2016 a setembro/2017, é de 6.794.355,60 (seis milhões
setecentos e noventa e quatro mil trezentos e cinquenta e cinco reais e sessenta centavos). Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre outubro/2015 e setembro/2016.
III - DIREITO
31. Esse voto fundamenta-se nos seguintes dispositivos legais e normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002;
c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009;
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010;
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e
Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, a Conta
5
de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos
seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação
e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano;
classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 09/2002ANEEL.
IV - DISPOSITIVO
32. Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.001103/2016-58, voto pela emissão de
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CPFL- Piratininga - Companhia
Piratininga de Força e Luz, a vigorar a partir de 23 outubro de 2016, que conduz ao efeito médio
a ser percebido pelos consumidores de -24,21%, sendo -30,23% para os consumidores em alta
tensão e -19,54% para os consumidores em baixa tensão;
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica –
TE aplicáveis aos consumidores e usuários da CPFL Piratininga;
c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como
Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do Encargo
de Energia de Reserva – EER; e
e) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CPFL Piratininga, de modo a
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
Brasília, 18 de outubro de 2016.
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor