REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2164/2016
Tipo de documento: voto
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

VOTO
PROCESSO: 48500.002682/2016-56
INTERESSADO: Cooperativa de Eletrificação de Ibiúna e Região – Cetril
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO: Segunda Revisão Tarifária Periódica da Cooperativa de Eletrificação de Ibiúna e Região – Cetril, a
vigorar a partir de 30 de outubro de 2016.
I. R E L A T Ó R I O
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 30/10/2016, para fins de
aplicação dos resultados decorrentes da segunda revisão tarifária periódica.
2. A REN nº 704/2016, 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 para os reajustes e revisões tarifárias
das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica e para a minuta de termo aditivo ao
contrato de permissão.
3. Pela nova regra, as permissionárias poderiam optar por assinar novo termo aditivo ao contrato
de permissão, ficando livres para definirem a Parcela B, em conformidade à metodologia do PRORET 8.4, ou
continuar com tarifas definidas pelo PRORET 8.1.
4. 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.
5. Desta forma, em 22 de agosto de 2016, foi encaminhado à Cetril o Ofício nº 114/2016SGT/ANEEL, no qual foram solicitadas as informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, para
fins de Audiência Pública, estabelecendo-se como prazo para resposta até 2 de setembro de 2016. A CETRIL
encaminhou as informações iniciais, por correio eletrônico, no prazo final estabelecido.

6. Na Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL, de 13 de setembro de 2016, decidiu-se,
portanto: (i) pela 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.
7. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, mediante a Nota
Técnica n° 0126/2016 – SRD/ANEEL, de 8 de setembro de 2016, informou os níveis de perdas em relação à
energia injetada medida.
Por fim, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 353/20168.
SGT/ANEEL, de 19 de outubro de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada a proposta da revisão tarifária da
Cetril.
9. Em 20 de outubro de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico,
administrado por esta Agência, e identificou-se que não constavam inadimplências relativas às obrigações
setoriais para com o Setor Elétrico, conforme estabelecido na Resolução Normativa nº 538, de 2013, registradas
em nome da Cetril.
10. É o relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
Revisão Tarifária Periódica
11. A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento
Tarifário, do Fator X e da nova estrutura tarifária. O Reposicionamento Tarifário calculado para a Cetril conduz
a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 7,03%, 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.
Tabela 1 – Efeito médio para 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%

Fatores considerados na Revisão
12. O efeito médio de 7,03% decorre: a) da atualização dos itens de custos das Parcelas A e B,
calculado conforme contrato de permissão; b) da inclusão dos componentes financeiros apurados na atual
revisão tarifária para compensação nos 12 meses subsequentes; e c) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data da revisão em processamento.
A alteração dos custos das Parcelas A e B contribuiu para o efeito médio em 10,95%, sendo
13.
-2,01% referente à variação de custos da Parcela A e 12,96% à variação de custos da Parcela B. Em relação
à atualização dos componentes financeiros apurados na atual revisão, para compensação nos 12 meses
subsequentes, esses contribuíram com -2,97% para a revisão da Cetril.
14. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior
representou um aumento de -0,95% no atual processo.
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 7,03%, representa
15.
a conjugação dos três movimentos tarifários assim explicitados: 10,95%, resultante da atualização dos custos
das Parcelas A e B; a inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de -2,97%;
e o efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -0,95% [7,03% = 10,95%
-2,97% -0,95%].
16. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
12,96%
7,03%
2,34%
-0,12%
-0,95%
-2,97%
-4,23%

Encargos Transporte Custos de Distribuição Componentes Efeito da Retirada Efeito Médio
Setoriais Aquisição de Financeiros dos Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
A Tabela 2 apresenta: os itens de custo que conduziram ao efeito médio; a variação entre o
17.
cálculo do reajuste de 2015 e a revisão de 2016; a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e
da B que compõem a variação econômica; a distribuição da receita para cobrir os custos da Parcela A e da B;
a contribuição de cada componente financeiro para formar o efeito ao consumidor; e a contribuição da retirada
dos componentes tarifários considerados no último processo.

Tabela 2 – Itens de custos que conduziram ao efeito médio
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%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior -0,95%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 7,03%
18. 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.
Tabela 3 – 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% |

PARCELA A
19. Relativamente à variação dos itens de custo da Parcela A, destacam-se os encargos setoriais
com variação de -34,42%, em comparação aos valores do último processo tarifário, correspondendo ao efeito
de -4,23%. Ressalta-se a variação de -38,48% da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE,
correspondendo a uma redução média de -3,85%, por conta da diminuição do valor unitário do encargo.
20. O Decreto nº 4.541, de 23 de dezembro de 2002, que disciplinou a aplicação de descontos na
compra de energia para as permissionárias de distribuição, também define a retirada destes a partir da segunda
revisão tarifária.
21. Assim, no processo atual, que corresponde à segunda revisão tarifária, está sendo reduzido o
desconto aplicado na compra de energia, em 25%, conforme tabela abaixo:
Tabela 4 – Alteração dos descontos

Supridora Nível Desconto anterior Novo desconto
CPFL PIRATININGA A4 50,65% 37,99%
ELEKTRO A4 66,58% 49,94%
22. A compra de energia variou 7,96% em relação ao processo anterior, contribuindo na Revisão
Tarifária com 2,34%. A diminuição dos descontos, a partir desta revisão, correspondeu a um efeito de 6,53%.
A diferença entre o efeito final e a redução dos descontos deve-se a diminuição tarifas de suprimento, impactada
pela alteração do custo do mix de energia.
23. 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
24. Quanto às perdas regulatórias, o limite admissível 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%.
25. Observa-se que o gasto com transporte de energia contribuiu com o efeito de -0,12% na
revisão, o qual decorre da variação dos valores dos CUSDs das Supridoras.

PARCELA B
26. A Parcela B compreende os custos relativos à atividade de distribuição de energia elétrica.
Trata-se, basicamente, dos custos operacionais, da remuneração e da depreciação dos investimentos feitos,
calculados obedecendo à metodologia do PRORET 8.1.
𝑉𝑃𝐵= 𝐶𝐴𝑂𝑀+ 𝑅𝐶+ 𝑄𝑅𝑅
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
QRR é a quota de reintegração regulatória (depreciação);
27. 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, limite estabelecido no PRORET. 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.
Tabela 5 - 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
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
28. Dois componentes do Fator X são definidos no momento da revisão tarifária: o que trata dos
Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência dos Custos
Operacionais – T.

29. O componente Pd, para as permissionárias, é um valor fixo de 1,15%, enquanto o fator T
depende da relação entre a Parcela B, atualmente vigente na tarifa, e o novo valor calculado, resultando nos
percentuais apresentados na tabela a seguir.
Tabela 5 - Fator X
Fator X 1,15%
Componente Pd 1,15%
Componente T 0,00%
COMPONENTES FINANCEIROS
30. No que diz respeito aos componentes financeiros do próximo período tarifário, a variação foi
de -2,97%. Destaca-se o financeiro de retenção pelas distribuidoras de recursos provenientes da aplicação das
bandeiras tarifárias que são revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta
Bandeiras, cuja reversão correspondeu a -5,35% neste processo.
Tabela 6 - 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
31. 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.

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% |

32. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, sem e
com tributos, é apresentada, respectivamente, nos Gráficos 2 e 31 a seguir.
Gráfico 2 – Composição da receita sem tributos
CUSTO DA
ENERGIA
28,6%
CUSTO DA
TRANSMISSÃO
2,8%
PROINFA
1,4%
CDE
CUSTO DA 5,5%
DISTRIBUIÇÃO
61,4%
TFSEE
0,3%
Gráfico 3 – Composição da receita com tributos
1 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo Gráfico, foram considerados
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias de ICMS e
PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.

CUSTO DA
DISTRIBUIÇÃO
51,0%
ICMS
16,0%
CUSTO DA
ENERGIA
PIS/COFINS
CUSTO DA 20,2%
0,9%
ENCARGOS
TRANSMISSÃO
2,3% SETORIAIS
6,0%
33. O Gráfico 4 apresenta a evolução da tarifa B1 - Residencial da Cetril, entre 2012 e 2016,
comparada com as trajetórias do IPCA, do IGP-M e da tarifa da principal Supridora, no mesmo período.
Gráfico 4 – Evolução da Tarifa B1 – residencial
650
600
583,96
550
543,15
500
510,81
450 Cetril
MWh

435,97 435,97 CPFL Piratininga
400 431,17
411,10
/ IGP_M
R$ 388,25
350 IPCA
357,50
336,65
300
314,84
278,24
250
256,94 256,94
200
150

out-12 jan-13 RTE-13 out-13 out-14 out-15 out-16
Subvenção CDE – Descontos Tarifários (Lei nº 12.839/2013)
34. Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada pela Lei nº
12.839, de 2013, e do Decreto nº 7.891, de 2013, a Conta 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.
35. Assim, o valor mensal a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à
Cetril, em relação às competências de outubro de 2016 a setembro de 2017, é de R$ 398.147,69. Esse valor
já contempla o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre outubro de 2015 a setembro
de 2016.
III. D I R E I T O
36. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: - Lei nº 9.427,
de 26 de dezembro de 1996; - Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; - Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de
1997; Contrato de Permissão para Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 08/2008.
IV. D I S P O S I T I V O
37. A partir dessa argumentação e das considerações apresentadas no Processo
nº 48500.002682/2016-56, voto pela emissão de resolução homologatória, conforme minuta anexa, para:
a) homologar a revisão tarifária periódica de 2016 da Cooperativa de Eletrificação de Ibiúna
e Região – Cetril, a vigorar, a partir de 30 de outubro de 2016, que conduz ao efeito médio
a ser percebido pelos consumidores de 7,03%, sendo de -21,81% para os consumidores
conectados em alta tensão e de 7,51% para os em baixa tensão;
b) fixar as Tarifas de Energia e de Uso do Sistema de Distribuição relativas ao suprimento da
Cetril pelas supridoras CPFL Piratininga e Elektro;
c) fixar o valor das quotas anuais da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE e do
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;
d) homologar o valor mensal de recursos da CDE, de R$ 398.147,69, a ser repassado pela
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à Cetril, de modo a custear os descontos
retirados da estrutura tarifária;
e) fixar os componentes Pd e T do Fator X em, respectivamente: 1,15% e 0%; e

f) fixar o referencial regulatório de perdas de energia em 8,719%, para os reajustes tarifários
de 2017, 2018 e 2019.
Brasília, 25 de outubro de 2016.
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor