REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2090/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual de 2016, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Cooperativa Regional de Eletrificação Rural do Alto Uruguai - Creral.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-06-27
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 183/2016-SGT/ANEEL
Em 15 de junho de 2016.
Processo: 48500.000348/2016-68
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia –
TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de
Distribuição – TUSD referentes à Cooperativa
Regional de Eletrificação Rural do Alto Uruguai
- Creral e demais providências pertinentes ao
seu Reajuste Tarifário Anual de 2016.
I - DO OBJETIVO
Esta Nota Técnica apresenta os detalhes do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da
Cooperativa Regional de Eletrificação Rural do Alto Uruguai – Creral, calculado em conformidade com
as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de Permissão
de Distribuição nº 41/2010.
II - DOS FATOS
2. A Creral, sediada na cidade de Erechim - RS, atende atualmente cerca de 7 mil unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de aproximadamente 22
milhões de reais.
3. Em 31 de maio de 2010, foi firmado o Contrato de Permissão nº 41/2010 entre a União e a
Creral por intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Esse contrato tem por objeto a
regulação da exploração, pela permissionária, de serviços públicos de distribuição de energia elétrica. O
Contrato de Permissão prevê a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia elétrica da
permissionária, mediante aplicação de fórmula específica.
4. No processo de reajuste tarifário anual de 2015, as tarifas da Creral foram, em média,
reajustadas em 22,79%, sendo 23,09% relativos ao cálculo econômico e -0,30% aos componentes
financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.914 de 23 de junho de 2015.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.000348/2016-68
48581.001894/2016-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 183/2015-SGT/ANEEL, de 15 de junho de 2016.
III - DA ANÁLISE
5. Nos reajustes tarifários anuais, as tarifas de fornecimento e uso do sistema de distribuição
são reajustadas de modo a recuperar a receita da permissionária decorrente da aplicação do Índice de
Reajuste Tarifário (IRT), calculado de acordo com fórmula paramétrica que consta do Contrato de
Permissão.
𝑉𝑃𝐴1 + 𝑉𝑃𝐵0𝑥(𝐼𝑉𝐼± 𝑋)
𝐼𝑅𝑇=
RA
Onde:
VPA1 = Valor da Parcela A na Data do Reajuste em Processamento (DRP)
VPB0 = Valor da Parcela B na Data de Referência Anterior (DRA)
IVI = Índice de variação da inflação (IPCA)
X = Fator X
RA = Receita de Referência na Data do Reajuste Anterior (DRA)
6. Para fins de reajuste tarifário, a receita anual da permissionária é dividida em duas parcelas:
a "Parcela A", formada pelos custos relacionadas às atividades de geração e transmissão de energia, além
dos encargos setoriais; e a "Parcela B", formada por custos diretamente gerenciáveis pela permissionária,
próprios da atividade de distribuição.
7. O Índice de Reajuste Tarifário é dado pela razão entre o somatório do Valor da Parcela A
(VPA) e do Valor da Parcela B (VPB), ambos atualizados para a "Data do Reajuste em Processamento" –
DRP, e a Receita de Referência (RA), na "Data de Referência Anterior" – DRA.
8. As despesas formadoras da Parcela A são atualizadas para a data do reajuste em
processamento de acordo com a legislação específica e podem sofrer variações distintas da inflação medida
no período analisado. Os outros custos, constantes da Parcela B, são corrigidos pelo Índice Nacional de
Preços ao Consumidor Amplo – IPCA. A correção da Parcela B ainda depende do Fator X, índice fixado
pela ANEEL por ocasião da revisão tarifária periódica, cuja função é compartilhar com o consumidor os
ganhos de eficiência e competitividade da permissionária ao longo do ciclo tarifário.
9. O reajuste tarifário também compreende o cálculo dos componentes financeiros, que não
compõem a Parcela A e B da permissionária, mas que são acrescentados ou subtraídos das tarifas finais
pagas pelos consumidores para compensação nos 12 (meses) subsequentes ao reajuste tarifário em
processamento.
A. Cálculo do IRT 2015
10. O Reajuste Tarifário Anual da Creral, calculado pela Superintendência de Gestão Tarifária
– SGT, para aplicação a partir de 30 de junho de 2016, resultou no percentual total de -9,98%, sendo -3,94%
relativo ao cálculo econômico e -6,04% referente aos componentes financeiros pertinentes.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 183/2015-SGT/ANEEL, de 15 de junho de 2016.
Quadro 1. Índice de Reposicionamento Tarifário
Descrição Valores (R$)
RA1 (VPA1+VPB0 x (IVI - X))
20.906.324,69
RA0
21.764.103,02
IRT Economico -3,94%
Componentes Financeiros -6,04%
IRT Economico e Financeiro -9,98%
11. O índice médio final do reajuste, de -9,98%, foi calculado considerando-se o IPCA
acumulado no período junho de 2015 a maio de 2016, de 9,32%, e o Fator X de 1,15%, resultando um
percentual de 8,17% a ser aplicado para atualizar a Parcela B da receita da permissionária. O IRT
compreendeu também a atualização de custos relacionados às atividades de geração e transmissão e aos
encargos setoriais, bem como a atualização dos componentes financeiros.
1. Receita de Referência (RA)
12. No cálculo da Receita de Referência da permissionária, foram considerados os dados de
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica – SAMP para o período de junho de 2015 a maio de 2016 e as tarifas homologadas no processo
tarifário anterior, correspondendo ao faturamento anual de R$ 21.764.103,02.
13. O quadro a seguir apresenta o valor final da Receita de Referência (RA) por subgrupo
tarifário e nível de tensão.
Quadro 2. Receita de Referência

| Descrição | Energia (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 54.458,20 | 21.674.731,82 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 27.362,39 | 9.269.535,64 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 27.095,81 | 12.405.196,18 |
| Total | 54.458,20 | 21.764.103,02 |

2. Valor da Parcela B na Data de Referência Anterior (VPB0)
14. O custo de Parcela B, considerando as condições vigentes na "Data do Referência Anterior",
foi obtido subtraindo da Receita de Referência (RA) o custo de Parcela A calculado para a mesma data. Os
itens de custos de Parcela A foram obtidos aplicando-se os componentes tarifários correspondentes,
vigentes na "Data do Referência Anterior", ao mercado faturado de junho de 2015 a maio de 2016.
15. O quadro a seguir apresenta os itens de custos de Parcela A e B na DRA e a participação
percentual desses itens na composição da Receita de Referência (RA).
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Quadro 3. Receita em DRA, participação dos custos na Receita de Referência

| Reajuste Tarifário | DRA (R$) | Partic. na RA0 |
| --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 3.455.190,59 | 16% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 55.951,48 | 0,26% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 2.876.429,44 | 13,22% |
| PROINFA | 341.273,97 | 1,57% |
| P&D e Eficiência Energética | 181.535,69 | 0,83% |
| Energia Comprada | 3.182.425,84 | 15% |
| Energia | 3.182.425,84 | 14,62% |
| Transporte de Energia | 3.219.471,94 | 15% |
| Uso do sistema de distribuição | 3.219.471,94 | 14,79% |
| Total Parcela A | 9.857.088,37 | 45% |
| Total Parcela B | 11.907.014,65 | 55% |
| RA0 | 21.764.103,02 | 100% |

3. Encargos Setoriais na Data do Reajuste em Processamento (DRP)
16. Os encargos setoriais, oriundos das políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL
e não representam ganhos de receita para a permissionária. Os encargos considerados nesse processo
são:
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de
9/7/2013. A CDE tem como finalidade de promover a universalização do serviço de
energia elétrica; garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada
aos consumidores Residencial Baixa Renda; prover recursos para os dispêndios da
Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; prover recursos e permitir a amortização
de operações financeiras vinculados à indenização por ocasião da reversão das
concessões ou para atender à finalidade de modicidade tarifária; promover a
competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar, fotovoltaica,
pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional nas
áreas atendidas pelos sistemas interligados; prover recursos para compensar descontos
aplicados às tarifas de uso dos sistemas elétricos de distribuição e às tarifas de energia
elétrica.
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei nº
9.427, de 26/12/1996, com redação alterada pela Lei n° 12.783/2013, destina-se à
cobertura do custeio das atividades da ANEEL;
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – Proinfa. Criado
pela Lei nº. 10.438, de 26/4/2002 e regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, o Proinfa
tem como objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na
produção de energia elétrica (energia eólica, biomassa e pequena central hidrelétrica);
e
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iv) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE).
Instituídos pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000 e regulamentado pelas Resoluções
Normativas nº 300/2008 e nº 316/2008. A Lei nº 13.280, de 3 de maio de 2016, retira
as permissionárias menores de 500 GWh da obrigatoriedade de investir nos
programas de P&D e PEE, que é o caso da permissionária.
17. Os valores dos encargos setoriais da Permissionária na DRP estão demonstrados no
quadro abaixo:
Quadro 4. Encargos Setoriais em DRP
Encargos Setoriais Valores (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 60.828,22
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 1.767.713,14
PROINFA 460.111,01
Total 2.288.652,37
18. A cobertura tarifária para o encargo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE foi
calculada pela multiplicação do mercado de energia da permissionária, em MWh, verificado no período de
referência, pelo custos da CDE, em R$/MWh, constante na REH 2.018 de 5 de fevereiro de 2016.
19. A cobertura tarifária relativa à quota de custeio do Proinfa foi calculada pela multiplicação
do mercado de energia da permissionária, em MWh, verificado no período de referência, descontado do
montante das unidades consumidores classificadas na Subclasse Residencial Baixa Renda, pelo custo do
Proinfa, em R$/MWh, estabelecido para o ano de 2016, conforme Resolução Homologatória n° 2.003/2015.
20. O valor de cobertura para P&D e Eficiência Energética é zero pois a permissionária tem
mercado inferior a 500GWh/ano.
4. Compra de Energia
a. Energia Requerida
21. Para o cálculo da despesa com energia comprada para revenda, apura-se a energia
requerida para atendimento do seu mercado de referência. A energia requerida é obtida a partir do mercado
de venda da permissionária, adicionada das perdas regulatórias.
22. No cálculo de energia requerida, foi considerado o nível de perdas regulatórias na
distribuição definido na primeira revisão tarifária periódica da permissionária, de 9,62% sobre a energia
injetada. Este valor será mantido até a segunda revisão tarifária, quando será definida uma trajetória de
redução de perdas para o ciclo tarifário subsequente.
Quadro 5. Perdas
Descrição Energia Injetada
Perdas na Rede Básica 0,00%
Perdas na Distribuição 9,62%
Total 9,62%
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Fls. 6 Nota Técnica nº 183/2015-SGT/ANEEL, de 15 de junho de 2016.
23. O requisito de energia elétrica apurado para o reajuste em processamento foi de 57.323
MWh, formado por 54.458 MWh, para atendimento ao mercado de fornecimento e suprimento (mercado de
venda), e 2.865 MWh, para cobertura das perdas regulatórias de energia elétrica, conforme demostrado no
quadro a seguir:
Quadro 6. Energia Requerida
Descrição Energia (MWh)
Mercado Total 54.458
Fornecimento 54.458
Perdas Totais 2.865
Perdas na Distribuição 2.865
Energia Requerida 57.323,23
b. Valoração dos custos de aquisição de energia
24. A Creral é suprida atualmente pela distribuidora RGE. Na valoração do custo de aquisição
de energia, em conformidade com o estabelecido no Submódulo de 8.1 do PRORET, aplicaram-se sobre as
tarifas de suprimento de energia, estabelecida no último processo tarifário da supridora, os índices de
descontos definidos no Processo de Regularização da Permissionária.
25. A aplicação dos descontos nas tarifas de suprimento de energia resultou nas tarifas
constantes no quadro abaixo, aplicadas aos montantes supridos nos últimos doze meses:
Quadro 7. Tarifas de Suprimento de Energia

Supridora Tensão Tarifa (R$/MWh)
RGE A4
49,88
RGE BT
211,18
26. A energia do Proinfa foi considerada a custo zero na composição de aquisição de energia.
O montante de energia do Proinfa correspondeu à última quota anual de energia elétrica homologada para
a permissionária, de 1.079 MW/h, conforme REH nº 1.833/2014.
27. No quadro a seguir estão relacionados os custos de compra de energia elétrica da Creral,
com os montantes de suprimento e PROINFA.
Quadro 8. Custo de Energia em DRP

Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)
Suprimento 57.323 50,52 2.896.222,43
PROINFA 1.079 - -

Sobras (-) / Exposição (+) -1.079 50,52 - 54.534,03
Total 57.323 49,57 2.841.688,40
28. Para o cálculo da compra de energia, foram computadas as sobras ou déficits de energia,
calculadas a partir da diferença entre os totais de energia contratada e energia requerida, ambas relativas
ao período de referência.
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Fls. 7 Nota Técnica nº 183/2015-SGT/ANEEL, de 15 de junho de 2016.
29. O custo de compra de energia, considerando os preços de repasse aplicados à energia
requerida, resultou no valor de R$ 2.841.688,40.
5. Transporte de Energia
Custo das Instalações de Distribuição – CUSD
30. Os Custos das Instalações de Distribuição referem-se aos valores pagos pelas
permissionárias pelo uso das instalações de distribuição de outras concessionárias e/ou permissionárias.
31. Na valoração destes custos, em conformidade com o estabelecido no Submódulo de 8.1 do
PRORET, aplicou-se sobre as tarifas de suprimento, estabelecidas no último processo tarifário da supridora,
o índice de desconto no valor de 12,11%.
32. A aplicação dos descontos nas tarifas de suprimento de uso resultou nas tarifas constantes
no quadro abaixo, cujos valores aplicados aos montantes de Ponta, Fora Ponta e Energia, verificados no
período de referência, resultam no valor de R$ 2.896.024,51.
Quadro 9. CUSD
Componente Tarifa

Supridora Tensão Montante Despesa (R$)
TUSD com desc

| RGE | A4 | Fora de Ponta | 143.660 | 4,04 | 580.806,94 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| RGE | A4 | Ponta | 113.037 | 16,29 | 1.841.910,20 |
| RGE | A4 | Não se aplica | 58.190 | 7,79 | 453.130,37 |
| RGE | BT | Não se aplica | 235 | 85,92 | 20.177,00 |
| Custo de Transporte | 315.122 | 2.896.024,51 |  |  |  |

6. Componentes Financeiros
33. Os componentes financeiros considerados neste reajuste tarifário são decorrentes dos
seguintes ajustes financeiros: (i) do Pis/Cofins na compra de energia e no encargo de uso do sistema de
distribuição; (ii) da neutralidade dos encargos setoriais na Parcela A; e (iii) do repasse para compensação
por descontinuidade; e (iv) da retenção de adicionais de bandeiras tarifárias.
(i) Repasse de Pis/Cofins. O repasse de Pis/Cofins objetiva capturar a diferença entre o
valor de cobertura de suprimento contemplado nas tarifas da Permissionária e o valor
pago por esta a supridora nos últimos 12 meses, com a incidência do Pis/Cofins. O valor
apurado pela SGT, com base nas faturas encaminhadas pela permissionária, resultou
em R$ 741.243,84.
(ii) Neutralidade dos Encargos Setoriais na Parcela A. O ajuste financeiro dos encargos
setoriais na Parcela A resulta da diferença entre a cobertura tarifária de encargos
setoriais – CDE, PROINFA, TFSEE e P&D - e a receita auferida pela permissionária,
decorrente da aplicação das tarifas de fornecimento vigentes ao mercado de referência.
O valor da diferença total foi apurado em R$ (471.189,37).
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(iii) Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias: Os recursos provenientes da
aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são revertidos à Conta
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
O saldo entre previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte
termelétrica e à exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo e os
valores arrecadados de bandeira estão sendo revertidos no processo tarifária, atualizado
por SELIC, totalizando -R$ 1.439.529,06.
(iv) Repasse das compensações por descontinuidade. Neste reajuste estão sendo
consideradas também as compensações recebidas das supridoras por descumprimento
das metas de continuidade no suprimento. No caso da permissionária, os valores
referentes às indenizações por descumprimento dessas metas por parte da(s)
supridora(s) totalizam -R$ 234.489,32, revertidos em sua totalidade para a modicidade
tarifária.
34. O quadro a seguir demonstra os componentes financeiros considerados no Reajuste
Tarifário de 2014 da Permissionária.
Quadro 9. Componentes Financeiros da Permissionária
Componentes Financeiros Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento 741.243,84
Neutralidade Encargos Setoriais (471.189,37)
Compensação DIC FIC (234.489,32)
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (1.439.529,06)
Total Financeiros (1.403.963,9074)
7. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
35. Nos termos do inciso VII, art. 13, da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº
12.839, de 09/07/2013, conforme dispõe o Decreto nº 7.891, de 23/01/2013, a CDE deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia
elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário
especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500
GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural; e serviço público de irrigação.
36. Conforme art. 3º do Decreto nº 7.891/2013, o montante mensal de recursos da CDE a ser
repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A – Eletrobras a cada distribuidora deve ser homologado
pela ANEEL. Para definição dos valores mensais a serem repassados, utiliza-se o mercado considerado no
respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo
processo.
37. O valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Creral em relação ao período de
competência de junho de 2016 a maio de 2017, até o 10º dia útil do mês subsequente, que contempla o
ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de junho de 2015 a maio
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Fls. 9 Nota Técnica nº 183/2015-SGT/ANEEL, de 15 de junho de 2016.
de 2016, bem como a previsão para o período de junho de 2016 a maio de 2017, é de R$ 253.769,50,
conforme apresentado na tabela abaixo:
Quadro 10. Valores dos subsídios que serão repassados pela CDE

Cobertura Cobertura 2014/15 Subsidio Subsidio Apurado Diferença Previsão Previsão & Previsão 2015/16 &
Tipo de Subsidio

2014/15 Atualizada [1] Apurado Atualizado [2] [1] [2] Diferença [1]+[2] Diferença (Mensal)
Subsidio Carga Fonte Incentivda - - - - - - - -

Subsidio Geração Fonte Incentivda 36.743,35 38.894,12 44.066,40 46.645,82 7.751,70 43.783,26 51.534,96 4.294,58
Subsidio Distribuição - - - - - - - -

| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 2.939,22 | 3.111,27 | 4.841,45 | 5.030,10 | 1.918,83 | 4.485,06 | 6.403,89 | 533,66 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Rural | 2.935.877,39 | 3.107.728,56 3.090.526,39 | 3.265.826,14 | 158.097,58 2.817.230,48 | 2.975.328,05 | 247.944,00 |  |  |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 3.615,65 | 3.827,29 | 8.252,03 | 8.543,27 | 4.715,98 | 7.251,06 | 11.967,04 | 997,25 |
| TOTAL | 2.979.175,6101 3.153.561,2346 3.147.686,2600 | 3.326.045,3228 | 172.484,0882 2.872.749,8543 3.045.233,9425 | 253.769,4952 |  |  |  |  |

B. Resultados
38. O reajuste tarifário anual médio a ser aplicado às tarifas da Creral, a partir de 30 de junho
de 2016 , é de -9,98%, dos quais -3,94% correspondem ao cálculo econômico e -6,04% referem-se aos
componentes financeiros pertinentes.
39. O Quadro 12 apresenta os itens de custo que conduziram ao referido efeito médio; a
participação percentual dos itens de custos das Parcelas A e B na composição do IRT; a variação entre
DRA e DRP; a distribuição da receita para cobrir os custos das Parcelas A e B; e a contribuição de cada
componente financeiro considerado para a formação do índice de reajuste final.
Quadro 11. Participação das Parcelas A, B e financeiros no IRT
Participação no Participação na
REAJUSTE TARIFÀRIO Variação
Reajuste Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | -33,80% | -5,36% | 10,95% |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 8,70% | 0,02% | 0,29% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | -38,50% | -5,09% | 8,46% |
| PROINFA | 34,80% | 0,55% | 2,20% |
| P&D e Eficiência Energética | 0,00% | -0,83% | 0,00% |
| ENERGIA COMPRADA | -10,70% | -1,57% | 13,59% |
| Energia | -10,70% | -1,57% | 13,59% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | -10,00% | -1,49% | 13,85% |
| Uso do sistema de distribuição | -10,00% | -1,49% | 13,85% |
| Total de Parcela A | -18,60% | -8,41% | 38,39% |
| Total de Parcela B | 8,17% | 4,47% | 61,61% |

IRT Economico -3,94%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação
3,19%
Repasse de PIS COFINS suprimento
-2,03%
Neutralidade Encargos Setoriais
-1,01%
Compensação DIC FIC
-6,20%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
Total Financeiros -6,04%
IRT Economico e Financeiro -9,98%
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40. Os custos da Parcela A representam 38,39% da receita econômica da Permissionária. O
aumento desses custos responde por -8,41%, do total de -3,94%, que compõe o índice de reajuste tarifário
econômico da Creral com destaque para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais variou em -33,80% em
comparação aos valores referentes ao último processo tarifário, correspondendo ao
efeito de -5,36% no IRT. Destaca-se a variação de -38,54% da CDE, correspondendo a
uma redução média de -5,09%, devido à diminuição do valor unitário do encargo;
ii) Custos de Transmissão. Variação de -10,00% em relação ao processo anterior,
correspondendo a um impacto tarifário de -1,49%. A variação se deve à diminuição dos
custos de suprimento da supridora.
iii) Compra de Energia. Variação de -10,70% em relação ao processo anterior, contribuindo
no Reajuste Tarifário com -1,57%, devido à diminuição das tarifas de suprimento da
RGE, impactada pela alteração do custo do mix de energia e da CDE ACR.
41. Quanto à Parcela B, sua participação no reposicionamento tarifário reflete, em parte, a
atualização dos custos gerenciáveis pela variação acumulada do IPCA, de 9,32%, no período de junho de
2015 a maio de 2016, de um Fator X de 1,15% e do peso relativo da Parcela B de 61,61% da Receita,
resultando num efeito de 4,47% na composição do índice de reajuste tarifário econômico.
42. Ao IRT econômico de -3,94% foram adicionados os componentes financeiros devidos no
total de -6,04%, correspondendo ao percentual final de -9,98% para o reajuste tarifário anual de 2016 da
Creral.
43. O Gráfico 1 abaixo demonstra a participação de cada segmento na composição da receita
da permissionária, desagregando os encargos setoriais.
Gráfico 1. Composição da Receita – Encargos Desagregados
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CUSTO DA
ENERGIA
13,6%
CUSTO DA
TRANSMISSÃO
13,9%
PROINFA
2,2%
CDE
8,5%
TFSEE
0,3%
CUSTO DA
P&D
DISTRIBUIÇÃO
0,0%
61,6%
44. O Gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 13,42% para o ICMS e de 0,00% para
o Pis e Cofins (total de 13,42% por dentro), o que equivale a uma majoração de 15,50%, por fora, sobre o
valor da conta de energia elétrica, sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
Gráfico 2. Composição da Receita – Com tributos
CUSTO DA
DISTRIBUIÇÃO
53,3%
ICMS
13,4%
PIS/COFINS
ENCARGOS
0,0%
SETORIAIS
CUSTO DA 9,5%
TRANSMISSÃO CUSTO DA
12,0% ENERGIA
11 8%
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D. Efeito Médio
45. O reajuste tarifário conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -
9,92%. O quadro abaixo apresenta o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores atendidos
em alta e baixa tensão.
Quadro 12. Efeito médio para consumidor cativo
Grupo de consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (> 2,3 kV) -10,99%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) -8,85%
Efeito médio geral -9,92%
46. A diferença entre o reajuste médio calculado e o efeito médio percebido pelos
consumidores, deve-se, principalmente, à retirada dos componentes financeiros considerados no último
processo tarifário.
47. O Gráfico 3 abaixo apresenta a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e
B na composição Efeito Consumidor.
Gráfico 3. Participação percentual no Efeito Consumidor
4,47%
0,06%
-1,49% -1,57%
-5,36%
-6,04%
-9,92%

Encargos Transporte Custos de Distribuição Componentes Efeito da Retirada Efeito Médio
Setoriais Aquisição de Financeiros dos Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
48. No Gráfico 4 é apresentada a evolução da tarifa B1-Residencial da permissionária no
período de 2012 a 2016, sendo essa trajetória comparada com: (i) a tarifa fixada em 2012 da permissionária
e reajustada pelo IPCA e pelo IGP-M; e (ii) a tarifa da principal supridora.
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Gráfico 4. Evolução Tarifas Residencial B1
E. Situação de Adimplência ou Inadimplência
49. Segundo o sistema de acompanhamento da Superintendência de Fiscalização Econômica
Financeira – SFF, conforme as disposições constantes do art.10 da Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993,
alterado pelo art. 7 da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, a Permissionária encontra-se, nesta data,
adimplente com as obrigações intrassetoriais relacionadas no referido dispositivo legal.
F. Serviços Cobráveis
50. Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das distribuidoras
e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação acumulada do IPCA
até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória nº 1.121, de 15/3/2011.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
51. 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.
52. 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.
53. 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 a incumbência da ANEEL para homologar as tarifas de
energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e do Contrato de Permissão.
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V - DA CONCLUSÃO
54. Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 41/2010, no que consta do
Processo 48500.000348/2016-68 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:
i) pela aprovação do reajuste tarifário anual médio de -9,98% a ser aplicado às tarifas de
fornecimento e de uso do sistema de distribuição, que corresponde a um efeito médio
de -9,92% ser percebido pelos consumidores;
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento da supridora RGE para a Creral;
iii) pela fixação do valor das quotas anuais da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE
e do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; e
iv) pela homologação do valor mensal de recursos da CDE a ser repassado pela Eletrobrás
à Creral , de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
VI - DA RECOMENDAÇÃO
55. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
DANIEL CARDOSO DANNA JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo,
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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