REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2164/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado da segunda revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Cooperativa de Eletrificação de Ibiúna e Região - Cetril.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-10-27
Autor: ANEEL

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E
GE ST ÃO T ARI FÁRIA
Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL
Brasília, 19 de outubro de 2016
S E G U N D A
R E V I S Ã O T A R I F Á R I A P E R I Ó D I C A
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
C o o p e r a t i v a d e E l e t r i f i c a ç ã o d e I b i ú n a e R e g i ã o - C e t r i l
C I C L O 2 0 1 6 – 2 0 1 9
FINAL
Agência Nacional de Energia Elétrica
Superintendência de Regulação Econômica
SGAN 603 / Módulo "I" – 1º andar
CEP: 70830-030 – Brasília – DF
Tel: + 55 61 2192-8695
Fax: + 55 61 2192-8679
4581.003011/2016-00

Nota Técnica nº 353/2016–SGT/ANEEL
Em 19 de outubro de 2016.
Processo n.º 48500.002682/2016-56
Assunto: Segunda Revisão Tarifária Periódica da
Cooperativa de Eletrificação de Ibiúna e Região -
Cetril.
I. OBJETIVO
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da Segunda Revisão Tarifária Periódica da Cooperativa de
Eletrificação de Ibiúna e Região - Cetril, consolidada após análise das contribuições trazidas no âmbito da
Audiência Pública nº 61/2016.
2. O Submodulo 8.1 do Módulo 8 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET aplicáveis a esta
segunda revisão, encontra-se vigente desde 23 de março de 2016, conforme estabelecido na Resolução
Normativa nº 704/2016, fundamentando os cálculos apresentados na presente Nota Técnica.
3. A Seção II apresenta uma breve descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da Cetril, a Seção III
descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo da Receita Verificada, Parcela A,
Parcela B, Outras Receitas, Componentes Financeiros e Fator X e os resultados apurados. A seção IV traz as
conclusões.
II. DOS FATOS
4. O Contrato de Permissão nº 08/2008, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de
energia elétrica na área de permissão da Cetril, define a data de 30 de outubro de 2016 para aplicação dos
resultados de sua segunda revisão tarifária periódica.
5. A Resolução Normativa 704, de 23 de março de 2016, aprovou o Submódulo 8.4 e a revisão dos
Submódulos 8.1, 8.2 e 8.3 do PRORET – Procedimentos de Regulação Tarifária, que definem as regras de
reajuste e revisão tarifária das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica e minuta
de termo aditivo ao contrato de permissão.
6. Pela nova regra, as permissionárias poderiam optar por assinar novo termo aditivo ao contrato de
permissão ficando livres para definirem a Parcela B seguindo a metodologia do PRORET 8.4 ou continuar com
tarifas definidas pelo PRORET 8.1.
4581.003011/2016-00

(Fls. 2 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016).
7. A Cetril, optou por não celebrar termo aditivo contratual e permanece com as tarifas estabelecidas pela
ANEEL seguindo a metodologia do Submódulo 8.1 do PRORET.
8. Desta forma foi encaminhado à Cetril o Ofício nº 114/2016-SGT/ANEEL, de 22 de agosto de 2016, no
qual foram solicitadas as informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária.
9. Em 05 de setembro de 2016, a Cetril enviou, pelo ofício 043/2016, de 1º de setembro de 2016, as
informações para o cálculo da Parcela B.
10. Por meio dos Memorandos 369/2016 de 09 de setembro de 2016 e 429/2016 de 19 de outubro de 2016,
a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD informou as perdas técnicas em 11,277%
sobre a energia injetada, conforme Nota Técnica n° 126/2016 – SRD/ANEEL, de 8 de setembro de 2016.
Na Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL, de 13 de setembro de 2016, decidiu-se pela
11.
instauração da Audiência Pública nº 61/2016, no período de 14 de setembro a 13 de outubro de 2016, na
modalidade intercâmbio documental, com vistas a obter subsídios e informações adicionais para o
aprimoramento da proposta referente à Segunda Revisão Tarifária Periódica da Cetril.
III. ANÁLISE
12. O reposicionamento tarifário proposto para a revisão tarifária da Cetril é de 7,98%, calculado conforme
metodologia detalhada no Submódulo 8.1 do PRORET.
III.1 RECEITA VERIFICADA
A apuração da Receita Verificada se dá através de informações de mercado no período de referência,
13.
de outubro de 2015 a setembro de 2016, declaradas pela permissionária no Sistema de Acompanhamento de
Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP.
Tabela 1 - Receita Verificada

Descrição Energia (MWh) Receita (R$)
Fornecimento
69.049,42 36.410.850,05

A4 (2,3 kV a 25 kV) 1.153,06 557.899,72
BT (menor que 2,3 kV) 67.896,36 35.852.950,33
Total 69.049,42 36.410.850,05
III.2 PARCELA B
14. A Parcela B compreende os custos relativos à atividade de distribuição de energia elétrica. Tratam-se,
basicamente, dos custos operacionais, remuneração e depreciação dos investimentos feitos, que foram
calculados obedecendo à metodologia do PRORET.
ܸܲܤ = ܥܣܱܯ + ܴܥ + ܴܴܳ
onde:
CAOM corresponde aos custos de administração, operação e manutenção;
RC é a Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; e

(Fls. 3 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016).
QRR é a quota de reintegração regulatória (depreciação);
III.2.1 – Base de Remuneração Regulatória
Os cálculos da Remuneração do Capital e da Quota de Reintegração Regulatória dependem da Base
15.
de Remuneração Regulatória - BRR.
16. A BRR foi calculada obedecendo à metodologia do PRORET e é composta pelos seguintes itens:
a) Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado
conforme caso específico);
b) Almoxarifado em Operação; e
c) Obrigações Especiais.

(Fls. 4 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016).
Tabela 2 – Base de Remuneração Regulatória
Descrição Valores
R$ 7.792.041,38
(1) VNR MEDIDORES
R$ 42.140.003,67
(2) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - CONDUTORES
(3) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - ESTRUTURAS R$ 30.647.670,05
(4) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - EQUIPAMENTOS R$ 56.341.695,79
(5) VNR LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO - CONDUTORES R$ -
(6) VNR LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO - ESTRUTURAS R$ -
R$ 7.144.895,13
(7) VNR SUBESTAÇÕES - EQUIPAMENTOS
R$ 321.520,28
(8) VNR SUBESTAÇÕES - TERRENOS
R$ 285.795,81
(9) VNR SUBESTAÇÕES - EDIFICAÇÕES
R$ 5.392.108,98
(10) VNR MÓVEIS E IMÓVEIS ADMINISTRATIVOS
R$ 150.065.731,09
(11) VNR - TOTAL
Descrição Valores
R$ 144.352.101,83
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
R$ -
(2) Obrigações Especiais Bruta
R$ 11.330.165,89
(3) Bens Totalmente Depreciados
R$ 133.021.935,94
(4) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)
R$ 56.217.129,99
(5) Depreciação Acumulada
R$ 88.134.971,84
(6) Valor da Base de Remuneração (VBR)
R$ -
(7) Obrigações Especiais Líquida
R$ 321.520,28
(8) Terrenos e Servidões
R$ 433.056,31
(9) Almoxarifado em Operação
(10) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(5)-(7)+(8)+(9) R$ 88.889.548,43
(11) Taxa de Depreciação 4%
(12) Quota de Reintegração Regulatória R$ 5.320.877,44
(13) Remuneração de Capital (RC) = BRR líq x WACC R$ 3.351.135,98
Referência para Custos Operacionais (OPEX) Valores
1.884,12
Total de km de rede (linhas e redes de distribuição)
24.712
nº de consumidores declarado
38,94%
Depreciação Acumulada (DAC) / VNR
7,85%
Saldo 100% Depreciado / VNR
17. Registre-se que, conforme previsto no item 5.7.1 do submódulo 8.1 do PRORET, foram procedidos
ajustes nos quantitativos de medidores e condutores em baixa tensão.
18. A Parcela B, expressa pela soma dos componentes acima, resultou em R$ 25.221.113,92, dentro da
faixa de oscilação de 30% da Parcela B do processo anterior. Com aplicação do fator de ajuste de mercado, a
Parcela B considerada para a composição da Receita Requerida resulta em R$ 24.799.181,98, como detalhado
na tabela a seguir.

(Fls. 5 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016).
Tabela 3 - Parcela B
Composição da Parcela B Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) R$ 15.699.372,84
Custos Operacionais (CO) R$ 15.653.981,25
Receitas Irrecuperáveis (RI) R$ 45.391,60
Custo Anual dos Ativos (CAA)
R$ 9.521.741,08
Remuneração do Capital (RC) R$ 3.351.135,98
Quota de Reintegração Regulatória (QRR) R$ 5.320.877,44
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI) R$ 849.727,66
Parcela B (VPB) R$ 25.221.113,92
Parcela B do último IRT R$ 20.078.940,52
Parcela B com limite de +/- 30% R$ 25.221.113,92
Variação da Parcela B 25,61%
Fator de Ajuste de Mercado (Pm) 1,15%
VPB * (1-Pm) R$ 24.799.181,98
III.3 PARCELA A
19. A Parcela A foi calculada considerando o mercado de referência e as condições vigentes na data da
revisão tarifária periódica. A Parcela A engloba o Custo de Energia Comprada, Custo com o Uso do Sistema
de Distribuição e/ou Transmissão e os Custos com Encargos Setoriais.
III.3.1 – Encargos Setoriais
20. Os Encargos Setoriais foram estabelecidos conforme legislação vigente e estão demonstrados na tabela
a seguir:
Tabela 4 - Encargos Setoriais
Encargos Setoriais Valores (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 121.628,40
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 2.241.344,17
PROINFA 573.944,34
Total 2.936.916,91
III.3.2 – Mecanismo de Alteração do Nível de Desconto – Aquisição de energia
21. A Cetril é suprida atualmente pelas distribuidoras CPFL Piratininga e Elektro. Na valoração do custo de
aquisição de energia, aplica-se, sobre as tarifas de suprimento de energia estabelecidas nos últimos processos
tarifários das supridoras, os índices de descontos definidos no Processo de Regularização da Permissionária.
22. O Decreto 4.541, de 23 de dezembro de 2002, que disciplinou a aplicação de descontos na compra de

(Fls. 6 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016).
energia para as permissionárias de distribuição, também define a retirada destes a partir da segunda revisão
tarifária, conforme transcrição abaixo:
Art. 52 [...]
§ 1º A ANEEL poderá definir desconto sobre as tarifas que trata o caput,
aplicáveis às permissionárias e autorizadas citadas no art. 50, quando
necessário para garantir a mesma condição econômica dos contratos de
suprimento atuais.
§ 2º O desconto mencionado no § 1º, vigente na data de assinatura do contrato
de permissão, será reduzido a partir da segunda Revisão Tarifária Periódica,
a cada ano e para cada permissionária, à razão de vinte e cinco por cento ao
ano, até a sua extinção, de modo a estimular o incentivo à eficiência.
23. Assim, os descontos aplicados à Cetril serão reduzidos, a partir do presente processo tarifário, em 25%
ao ano, resultando nas seguintes porcentagens:
Tabela 5 - Descontos na compra de energia

Supridora Nível Desconto anterior Novo desconto
CPFL PIRATININGA A4 50,65% 37,99%
ELEKTRO A4 66,58% 49,94%
III.3.3 – Energia Requerida
24. A energia requerida é obtida a partir do mercado de venda da permissionária nos 12 meses anteriores
à revisão tarifária, adicionado das perdas regulatórias. Cabe à ANEEL definir, a cada revisão tarifária, um
referencial regulatório de perdas que leve em consideração o desempenho da permissionária nos segmentos
de perdas que tenha maior gestão.
25. O limite de perdas regulatórias admissíveis é um valor fixo definido para todo o ciclo de revisão tarifária,
conforme Submódulo 8.1 do PRORET. Para a Cetril, a Superintendência de Regulação dos Serviços de
Distribuição - SRD calculou as perdas técnicas em 11,28% sobre a energia injetada, conforme Nota Técnica
n° 126/2016–SRD/ANEEL, de 08 de setembro de 2016.
III.3.4 – Valoração da Compra
26. Para a valoração da compra de energia elétrica para a revenda, apura-se a energia requerida pela Cetril
para atendimento de seu mercado de referência, obtida a partir do mercado de venda da permissionária,
adicionado das perdas regulatórias e líquida da energia do PROINFA e aplicou-se a nova tarifa de suprimento.
A energia do Proinfa foi considerada a custo zero na composição de aquisição de energia. O montante
27.
de energia do Proinfa correspondeu à última quota anual de energia elétrica homologada para a permissionária,
de 1.287 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015.

(Fls. 7 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016).
Tabela 6 - Custo com Compra de Energia

Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)
Suprimento 75.673 150,76 11.408.798,52
PROINFA 1.287 - -

Sobras (-) / Exposição (+) 865 150,76 130.472,09
Total 77.826 148,27 11.539.270,61
III.3.5 – Custo com o Uso do Sistema de Distribuição
28. 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.
29. Na valoração destes custos, aplicou-se sobre as tarifas de suprimento, estabelecidas no último processo
tarifário das supridoras, o índice de desconto definidos na primeira revisão tarifária no valor de 70,00%.
30. 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$ 1.123.277,46.
Tabela 7 - Custo o Uso do Sistema de Distribuição

| Componente | Tipo de | Tarifa |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Supridora | Tensão | Montante | Despesa (R$) |  |  |  |
| TUSD | Montante | com desc |  |  |  |  |
| CPFL PIRATININGA | A4 | Fora de Ponta | DemandaKW | 216.410 | 1,25 | 270.079,68 |
| CPFL PIRATININGA | A4 | Ponta | DemandaKW | 206.281 | 3,28 | 676.395,40 |

CPFL PIRATININGA A4

Fora de Ponta EnergiaTUSD 66.217 2,07 136.871,35
CPFL PIRATININGA A4

| Ponta | EnergiaTUSD | 8.633 | 2,07 | 17.844,35 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ELEKTRO | A4 | Fora de Ponta | DemandaKW | 1.249 | 2,12 | 2.653,89 |
| ELEKTRO | A4 | Ponta | DemandaKW | 142 | 5,24 | 745,44 |
| ELEKTRO | A4 | Fora de Ponta | EnergiaTUSD | 5.032 | 2,02 | 10.173,98 |
| ELEKTRO | A4 | Ponta | 4.210 | 2,02 | 8.513,37 |  |

Custo de Transporte 1.123.277,46
508.175
III.4. OUTRAS RECEITAS
31. As outras receitas podem ser classificadas em duas categorias, conforme sua natureza:
em "receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica", que são as relativas aos serviços
cobráveis, e "receitas de atividades acessórias", que são atividades de natureza econômica acessória ao objeto
do contrato de permissão, exercida por conta e risco da permissionária. As atividades acessórias subdividemse em 2 subgrupos:
a) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade regulada,
prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como: arrecadação de convênios
ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de faturas de terceiros por meio de
estrutura própria de arrecadação; veiculação de propaganda ou publicidade em fatura de energia

(Fls. 8 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016).
elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos;
compartilhamento de infraestrutura; serviços de avaliação técnica e de aferição de medidores em
laboratório próprio; e operacionalização de serviço de créditos tributários.
b) Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como atividade não
regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de distribuição de energia
elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por terceiros, observando-se
a legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da concorrência. São elas:
elaboração de projeto, construção, expansão, operação, manutenção ou reforma de: (1) redes de
distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao
atendimento dos empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia
elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de
energia; (4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: (6)
padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas
de medição de energia elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e
minigeração distribuída; e (9) sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do consumo
de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis
nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em
lei; serviços de comunicação de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades
acessórias previstas.
32. O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será de 60%
da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à permissionária, com fins de estimular
a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço de
distribuição de energia elétrica.
33. Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias complementares
também será de 60% da receita bruta da permissionária, com exceção dos itens: a) (8) geradores, incluindo-se
unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de iluminação pública, b) eficientização do
consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos
de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços de
comunicação de dados, os quais o percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta.
34. Desse modo, para cada natureza de receita há um percentual que deve ser revertido
à modicidade tarifária, nos termos do Submódulo 2.7 do PRORET. A tabela a seguir sintetiza o cálculo de
"Outras Receitas".

(Fls. 9 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016).
Tabela 8 - Outras Receitas
Receita Média
Compartilhamento
Regulatória 36 meses
Fator IGP-M 656,89

| Serviços Cobráveis | 75.889,36 | 60% | 10.540,19 |
| --- | --- | --- | --- |
| Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros | 11.879,21 | 60% | 1.649,89 |
| Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D | 0,00 | 50% | 0,00 |
| Veiculação de publicidade | 0,00 | 60% | 0,00 |
| Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos | 0,00 | 60% | 0,00 |
| Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses) | 44.120,56 | 60% | 6.127,86 |
| Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores. | 0,00 | 60% | 0,00 |
| Operacionalização de serviço de créditos tributários | 0,00 | 60% | 0,00 |

Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de: - - 0,00

| (1) redes de distribuição p/ regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos empreendimentos de múltiplas UCs; | 0,00 | 60% | 0,00 |
| --- | --- | --- | --- |
| (2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; | 0,00 | 60% | 0,00 |
| (3) subestações de energia; | 0,00 | 60% | 0,00 |
| (4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; | 0,00 | 60% | 0,00 |
| (5) banco de capacitores; | 0,00 | 60% | 0,00 |
| (6) padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; | 0,00 | 60% | 0,00 |
| (7) sistemas de medição de energia elétrica; | 0,00 | 60% | 0,00 |
| (8) geradores, incluindo-se microgeração e minigeração; | 0,00 | 30% | 0,00 |
| (9) sistemas de iluminação pública. | 0,00 | 60% | 0,00 |
| Eficientização (no consumo e na instalação de cogeração qualificada), exceto projetos de P&D / Eficiência Energética previstos em lei | 0,00 | 30% | 0,00 |
| Serviços de comunicação de dados | 0,00 | 30% | 0,00 |
| Serviços de consultoria | 0,00 | 60% | 0,00 |

Total 131.889,13
35. O resultado econômico pode ser assim representado:
Figura 1 - Efeito do Processo de Revisão Tarifária sobre a Receita

Parcela B Energia Transporte Encargos
45.000.000,00
40.000.000,00
35.000.000,00
30.000.000,00
25.000.000,00
20.000.000,00
15.000.000,00
10.000.000,00
5.000.000,00
-
Reajuste Anterior Revisão atual
III.5. COMPONENTES FINANCEIROS
36. Os componentes financeiros considerados neste processo tarifário, apresentados na tabela a seguir,
são decorrentes dos seguintes ajustes financeiros: (i) do Pis/Cofins na compra de energia e no encargo de uso

(Fls. 10 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016).
do sistema de distribuição; (ii) da Neutralidade dos encargos setoriais na Parcela A; (iii) do Repasse das
compensações por descontinuidade; e (iv) da Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias.
Tabela 9 - Componentes Financeiros
Componentes Financeiros Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento 1.323.800,72
Neutralidade Encargos Setoriais -448.097,48
Compensação DIC FIC -4.404,18
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -1.956.368,48
Total Financeiros -1.085.069,42
a) Repasse de Pis/Cofins: O repasse de Pis/Cofins objetiva capturar a diferença entre o valor de
cobertura de suprimento contemplado nas tarifas da Permissionária e o valor pago por esta as
supridoras nos últimos 12 meses, com a incidência do Pis/Cofins. O valor apurado pela SGT, com base
nas faturas encaminhadas pela permissionária e atualizado pelo IPCA, resultou em R$ 1.323.800,72.
b) 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$ -448.097,48.
c) Repasse das compensações por descontinuidade: Nesta revisão, também estão sendo
consideradas 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 das supridoras totalizam -R$ 4.404,18, revertidos em
sua totalidade para a modicidade tarifária.
d) 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 tarifário, atualizado por SELIC,
totalizando -R$ 1.956.368,48.
III.6 FATOR X
37. Na apuração do Fator X no processo de revisão tarifária da Cetril foi observada a metodologia descrita
no Submódulo 8.1 do PRORET, obtendo-se parâmetros observados no cálculo.

(Fls. 11 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016).
Tabela 10 - Fator X
Fator X 1,15%
Componente Pd 1,15%
Componente T 0,00%
III.7. RESULTADOS DA REVISÃO TARIFÁRIA
38. Aplicando-se as metodologias definidas no Submódulo 8.1 do PRORET em relação à Cetril resultaram
nos seguintes parâmetros que serão observados na definição das tarifas de referência no período 30 de outubro
de 2016 a 29 de outubro de 2017.
Tabela 11 - Resultados da Revisão Tarifária
Participação no Participação na
Processo tarifário Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | -34,42% | -4,23% | 7,27% |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 44,50% | 0,10% | 0,30% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | -38,48% | -3,85% | 5,55% |
| PROINFA | 35,52% | 0,41% | 1,42% |
| P&D e Eficiência Energética | 0,00% | -0,90% | 0,00% |
| ENERGIA COMPRADA | 7,96% | 2,34% | 28,56% |
| Energia | 7,96% | 2,34% | 28,56% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | -3,62% | -0,12% | 2,78% |
| Uso do sistema de distribuição | -3,62% | -0,12% | 2,78% |
| Total de Parcela A | -4,48% | -2,01% | 38,61% |
| Total de Parcela B | 23,51% | 12,96% | 61,39% |

Variação econômica 10,95%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação
Repasse de PIS COFINS suprimento 3,62%
Neutralidade Encargos Setoriais -1,22%
Compensação DIC FIC -0,01%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -5,35%
Total Financeiros -2,97%
Variação econômica e financeira 7,98%
39. Comparativamente à proposta submetida à Audiência Pública, pode-se constatar, conforme tabela a
seguir, uma queda de 4,76%, na variação econômica e financeira, que se deve, sobretudo, à redução do custo
da energia comprada, que representou um impacto negativo de 5,17% do efeito médio calculado
na AP.

(Fls. 12 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016).
Tabela 12 – Análise comparativa: Audiência Pública versus Proposta Final

Processo Tarifário AP FINAL Diferença
Encargos Setoriais

| -4,21% | -4,23% | -0,02% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Energia Comprada | 6,03% | 2,34% | -3,69% |
| Transporte de Energia | -0,01% | -0,12% | -0,10% |
| Parcela A | 1,80% | -2,01% | -3,81% |
| Parcela B | 13,81% | 12,96% | -0,85% |
| Variação Econômica | 15,61% | 10,95% | -4,66% |
| Componentes Financeiros | -2,87% | -2,97% | -0,10% |
| Variação Econômica e Financeira | 12,74% | 7,98% | -4,76% |
| Retirada dos Componentes Financeiros | -0,55% | -0,95% | -0,40% |
| Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores | 12,19% | 7,03% | -5,17% |

40. A tabela a seguir reproduz os efeitos médios s serem percebidos pelos consumidores.
Tabela 12 - Efeito médio ao consumidor
Grupo de consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (≥ 2,3 kV) -21,81%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) 7,51%
Efeito médio geral 7,03%
III.8. OBRIGAÇÕES INTRASSETORIAIS
41. Segundo o sistema de acompanhamento da Superintendência de Administração e Finanças – SAF,
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.
IV. CONCLUSÃO
42. Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 08/2008, no que consta do Processo
48500.002682/2016-56 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:
a) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de 7,03%
ser percebido pelos consumidores, sendo de -21,81%, em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de 7,51%, em média, para os consumidores conectados na
Baixa Tensão;
b) pela fixação das Tarifas de Suprimento das distribuidoras CPFL Piratininga e Elektro para
a Cetril;
c) 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;

(Fls. 13 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016).
d) pela homologação do valor mensal de recursos da CDE a ser repassado pela Eletrobrás à
Cetril, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
e) pela fixação dos componentes Pd e T do Fator X em, respectivamente: 1,15% e 0%; e
f) pela fixação do referencial regulatório de perdas de energia em 11,28%, para os reajustes
tarifários de 2017, 2018 e 2019.
V. RECOMENDAÇÃO
43. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação da Revisão Tarifária
Periódica em questão, conforme detalhado na conclusão acima a partir de 30 de outubro de 2016.
FERNANDO DA COSTA BACCIN JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo,
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária