REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2138/2016
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 do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Cooperativa Energética Cocal - Coopercocal.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-09-30
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL
Em 22 de setembro de 2016.
Processo: 48500.002680/2016-67
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à Cooperativa Energética Cocal -
Coopercocal e demais providências pertinentes ao
Reajuste Tarifário Anual de 2016.
I - DO OBJETIVO
Esta Nota Técnica apresenta os detalhes do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da
Cooperativa Energética Cocal – Coopercocal, calculado em conformidade com as disposições legais e
normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de Permissão de Distribuição nº
34/2010.
II - DOS FATOS
2. A Coopercocal, sediada na cidade de Cocal do Sul - SC, atende atualmente cerca de 10
mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de
aproximadamente 24 milhões de Reais.
3. Em 5 de agosto de 2010, foi firmado o Contrato de Permissão nº 34/2010 entre a União e
a Coopercocal, 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 Coopercocal foram, em
média, reajustadas em 27,50%, sendo 27,06% relativos ao cálculo econômico e 0,44% aos componentes
financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.963 de 22 de setembro de
2015.
5. Em 28 de março de 2016, foi publicada a Resolução Normativa 704 que estabeleceu nova
metodologia de cálculo para reajustes e revisões. Esta nova metodologia prevê alteração da cláusula
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48581.002762/2016-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016.
décima quarta do contrato de permissão, por meio da assinatura de um Novo Termo aditivo. A Resolução
propôs também uma nova data para o reajuste: 30 de setembro de 2016.
6. A Coopercocal assinou este Termo Aditivo em 06 de junho de 2016.
7. A Resolução Homologatória 2.134, de 30 de agosto de 2016, prorrogou as tarifas de
aplicação da Coopercocal até o atual processo tarifário.
8. Por meio da carta Ofício Coopercocal - ADM nº 000234/2.016, de 29/8/2016, a
permissionária solicitou um valor de Parcela B total de R$ 12.171.000,00.
III - DA ANÁLISE
9. Nos reajustes tarifários anuais, as tarifas de fornecimento e uso do sistema de distribuição
são definidas de modo a recuperar a receita da permissionária, calculadas de acordo com o que consta do
Contrato de Permissão.
10. Para o cálculo 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.
11. A Resolução Normativa 704/2016, de 14 de junho de 2016, aprovou a nova metodologia
de Reajuste e Revisão de permissionárias de distribuição de energia elétrica. Esta nova metodologia prevê
que os custos de Parcela B serão atualizados anualmente com informações apresentadas pela
permissionária, limitados ao montante constante no PRORET 8.4. Já 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.
12. 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 Reajuste Tarifário de 2016
13. A receita requerida para o processo da Coopercocal, calculado pela Superintendência de
Gestão Tarifária – SGT, para aplicação a partir de 30 de setembro de 2016, resultou em R$
23.575.685,43, decorrentes de uma variação frente ao processo anterior de -9,38%, sendo -0,17% relativo
a parte econômica e -9,21% referente aos componentes financeiros pertinentes.
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Quadro 1. Variação econômica e financeira
Descrição Valores (R$)
Receita Requerida
23.575.685,43
Receita Atualizada Processo Anteriror
23.614.945,28
Variação econômica -0,17%
Componentes Financeiros -9,21%
Variação econômica e financeira -9,38%
1. Receita de Referência (RA)
14. No cálculo da Receita de Referência da permissionária, foram considerados os dados de
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica – SAMP, para o período de setembro de 2015 a agosto de 2016, e as tarifas homologadas no
processo tarifário anterior, correspondendo a receita anual de R$ 23.614.945,28.
15. 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 | 69.676,26 | 22.121.064,98 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 33.599,76 | 10.221.973,23 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 36.076,50 | 11.899.091,76 |
| Consumidores Livres | 6.431,66 | 1.493.880,29 |
| Total | 76.107,92 | 23.614.945,28 |

2. Valor da Parcela B na Data de Referência Anterior (VPB0)
16. 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 setembro de 2015 a
agosto de 2016.
17. 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

| Processo Tarifário | DRA (R$) | Partic. na RA0 |
| --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 4.731.807,77 | 20,04% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 49.904,46 | 0,21% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 4.024.378,80 | 17,04% |
| PROINFA | 473.867,46 | 2,01% |
| P&D e Eficiência Energética | 183.657,05 | 0,78% |
| Energia Comprada | 4.998.128,56 | 21,17% |
| Energia | 4.998.128,56 | 21,17% |
| Transporte de Energia | 2.519.731,73 | 10,67% |
| Uso do sistema de distribuição | 2.519.731,73 | 10,67% |
| Total Parcela A | 12.249.668,07 | 51,87% |
| Total Parcela B | 11.365.277,21 | 48,13% |
| RA0 | 23.614.945,28 | 100,00% |

3. Encargos Setoriais na Data do Reajuste em Processamento (DRP)
18. 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 Coopercocal.
19. Os valores dos encargos setoriais da Permissionária na DRP estão demonstrados no
quadro a seguir.
Quadro 4. Encargos Setoriais em DRP
Encargos Setoriais Valores (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 57.696,01
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 2.470.463,15
PROINFA 638.698,47
Total 3.166.857,63
20. A cobertura tarifária para o encargo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE foi
calculada pela multiplicação do mercado de energia da permissionária, em MWh, verificado no período de
referência, pelo custos da CDE, em R$/MWh, constante na REH 2.077/2016.
21. 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.
22. 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
23. 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.
24. As perdas de energia, pela nova metodologia, podem ser definidas pela permissionária,
limitado ao realizado no mercado dos últimos 12 meses ou, caso esta não requeira, as do ano anterior.
25. No caso presente, a permissionária não apresentou pleito para as perdas de energia,
aplicando-se o percentual do último processo de 8,71%. No entanto, o valor de perdas considerado no
atual processo tarifário foi de 7,57%, limitado ao realizado no período de referência, conforme mencionado
anteriormente.
26. O requisito de energia elétrica apurado para o reajuste em processamento foi de 74.858
MWh, formado por 69.676 MWh, para atendimento ao mercado de fornecimento e suprimento (mercado de
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Fls. 6 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016.
venda), e 5.182 MWh, para cobertura das perdas de energia elétrica, conforme demostrado no quadro a
seguir:
Quadro 5. Energia Requerida
Descrição Energia (MWh)
Mercado Total 69.676
Fornecimento 69.676
Perdas Totais 5.182
Perdas na Distribuição 5.182
Energia Requerida 74.857,95
b. Valoração dos custos de aquisição de energia
27. A Coopercocal é suprida atualmente pelas distribuidoras Celesc e EFLUL. Na valoração
do custo de aquisição de energia, em conformidade com o estabelecido no Submódulo de 8.2 do
PRORET, aplicaram-se sobre as tarifas de suprimento de energia, estabelecida no último processo
tarifário das supridoras, os índices de descontos definidos no Processo de Regularização da
Permissionária.
28. 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 6. Tarifas de Suprimento de Energia

Supridora Tensão Tarifa (R$/MWh)
CELESC A3 65,08
CELESC A4 143,04
EFLUL A4 61,59
29. 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 1.267 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015.
30. No quadro a seguir estão relacionados os custos de compra de energia elétrica da
Coopercocal, com os montantes de suprimento e PROINFA.
Quadro 7. Custo de Energia em DRP

Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)
Suprimento 73.245 65,40 4.790.013,21
PROINFA 1.267 - -

Sobras (-) / Exposição (+) 346 65,40 22.622,30
Total 74.858 64,29 4.812.635,51
31. 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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32. O custo de compra de energia, considerando os preços de repasse aplicados à energia
requerida, resultou no valor de R$ 4.812.635,51.
5. Transporte de Energia
Custo das Instalações de Distribuição – CUSD
33. 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.
34. Na valoração destes custos, em conformidade com o estabelecido no Submódulo de 8.2
do PRORET, aplicou-se sobre as tarifas de suprimento, estabelecidas no último processo tarifário das
supridoras, o índice de desconto no valor de 0,00%.
35. 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$ 3.425.192,28.
Quadro 8. CUSD

| Componente | Tipo de | Tarifa |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Supridora | Tensão | Montante | Despesa (R$) |  |  |  |
| TUSD | Montante | com desc |  |  |  |  |
| CELESC | A3 | Fora de Ponta | DemandaKW | 166.371 | 5,23 | 870.120,33 |
| CELESC | A3 | Ponta | DemandaKW | 149.486 | 14,05 | 2.100.278,30 |
| CELESC | A3 | Fora de Ponta | EnergiaTUSD | 72.959 | 4,56 | 332.691,78 |
| CELESC | A3 | Ponta | EnergiaTUSD | 7.970 | 4,56 | 36.343,58 |
| CELESC | A4 | Fora de Ponta | DemandaKW | 1.332 | 6,89 | 9.177,48 |
| CELESC | A4 | Ponta | DemandaKW | 931 | 17,33 | 16.134,23 |
| CELESC | A4 | Fora de Ponta | EnergiaTUSD | 319 | 8,04 | 2.561,62 |
| CELESC | A4 | Ponta | EnergiaTUSD | 35 | 8,04 | 283,79 |
| EFLUL | A4 | Fora de Ponta | DemandaKW | 3.190 | 4,31 | 13.750,32 |
| EFLUL | A4 | Ponta | DemandaKW | 3.230 | 11,46 | 37.014,88 |
| EFLUL | A4 | Fora de Ponta | EnergiaTUSD | 1.049 | 5,70 | 5.977,66 |
| EFLUL | A4 | Ponta | EnergiaTUSD | 151 | 5,70 | 858,31 |
| Custo de Transporte | 407.022 | 3.425.192,28 |  |  |  |  |

6. Pleito de Parcela B
36. O PRORET 8.4 define que a Permissionária deverá encaminhar o pleito com a sua
proposta de Receita Requerida para os doze meses subsequentes à data do processo tarifário. Caso não
seja enviado do pleito dentro do prazo mínimo ou padrão estabelecido implicará a concordância com os
valores de parcela B encaminhados no último processo tarifário, sem atualização.
37. De acordo com a nova metodologia, a permissionária pode solicitar o valor de Parcela B
limitado aos valores constantes do PRORET 8.4, atualizados conforme regra estabelecida deste
procedimento. O limite atualizado para a Coopercocal é de R$ 12.896.964,49.
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Fls. 8 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016.
38. Por intermédio da Carta Ofício Coopercocal - ADM nº 000234/2.016, de 29/8/2016, a
Coopercocal solicitou um valor de R$ 12.171.000,00, para cobrir os custos com administração, operação e
expansão do sistema, o que está abaixo do limite estabelecido. O Gráfico 1 mostra a composição da
Parcela B.
Gráfico 1. Composição da Parcela B
Investimentos/
Reservas/
Outras receitas
29%
Operação/
Manutenção/
Adminstração
71%
7. Componentes Financeiros
39. 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; (iii) do repasse para compensação
por descontinuidade; e (iv) Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias.
(i)
epasse 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,
resultou em R$ 403.110,73.
(ii)
eutralidade 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$ -1.032.610,70.
(iii)
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Fls. 9 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016.
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 das supridoras totalizam R$ -R$ 1.856,60, revertidos em sua
totalidade para a modicidade tarifária.
(iv)
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$ 1.908.300,10.
40. Cabe destacar que nesse ciclo não será considerado o financeiro - Ajuste CUST. No
termo aditivo assinado em 14 de junho de 2016, consta que as tarifas até momento da assinatura
garantem o equilíbrio econômico financeiro da permissionária. Assim, não cabe a correção de receita para
ressarcir eventuais perdas que a permissionária possa ter com custos não previstos no último processo
tarifário.
41. O quadro a seguir demonstra os componentes financeiros considerados no Reajuste
Tarifário de 2016 da Permissionária.
Quadro 10. Componentes Financeiros da Permissionária
Componentes Financeiros Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento 403.110,73
Neutralidade Encargos Setoriais -1.032.610,70
Compensação DIC FIC -1.856,60
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -1.908.300,10
Total Financeiros -2.539.656,67
8. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
42. 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.
43. 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
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.002680/2016-67

Fls. 10 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016.
no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo
processo.
44. O valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Coopercocal, em relação ao período de
competência de setembro de 2016 a agosto 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 junho de 20161, bem como a previsão para o período de setembro de 2016 a agosto de 2017, é de
R$ 45.540,47, conforme apresentado na tabela a seguir.
Quadro 11. Valores dos subsídios que serão repassados pela CDE
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2016/2017 +
2016/2017
apurado Diferença

| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 30,70 | 2.393,31 | 2.424,02 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Rural | 499,20 | 41.413,04 | 41.912,24 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 229,75 | 974,47 | 1.204,22 |
| TOTAL | 759,65 | 44.780,82 | 45.540,47 |

B. Resultados
45. O Quadro 12 apresenta: os itens que compõem a receita requerida da permissionária; a
variação entre receitas do ano anterior (DRA) e as receitas previstas no processo atual (DRP); a
participação percentual dos itens de custos das Parcelas A e B no processo tarifário; a distribuição da
receita para cobrir os custos das Parcelas A e B; e a contribuição de cada componente financeiro
considerado para a formação da variação econômica e financeira.
1 Devido a alteração da data de aniversário da permissionária serão considerados 13 meses.
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Quadro 12. Participação das Parcelas A, B e financeiros no IRT
Participação no Participação na
Processo tarifário Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | -33,07% | -6,63% | 13,43% |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 15,61% | 0,03% | 0,24% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | -38,61% | -6,58% | 10,48% |
| PROINFA | 34,78% | 0,70% | 2,71% |
| P&D e Eficiência Energética | 0,00% | -0,78% | 0,00% |
| ENERGIA COMPRADA | -3,71% | -0,79% | 20,41% |
| Energia | -3,71% | -0,79% | 20,41% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 35,93% | 3,83% | 14,53% |
| Uso do sistema de distribuição | 35,93% | 3,83% | 14,53% |
| Total de Parcela A | -6,90% | -3,58% | 48,37% |
| Total de Parcela B | 7,09% | 3,41% | 51,63% |

Variação econômica -0,17%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação
Repasse de PIS COFINS suprimento 1,46%
Neutralidade Encargos Setoriais -3,75%
Compensação DIC FIC -0,01%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -6,92%
Total Financeiros -9,21%
Variação econômica e financeira -9,38%
46. Os custos da Parcela A representam 48,37% da receita econômica da Permissionária. O
aumento desses custos responde por -3,58%, do total de -0,17%, da variação econômico da Coopercocal
com destaque para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais variou em -33,07% em
comparação aos valores referentes ao último processo tarifário, correspondendo ao
efeito de -6,63% no IRT. Destaca-se a variação de -38,61% da CDE, correspondendo a
uma diminuição média de -6,58%, devido à redução do valor unitário do encargo; e a
TFSEE, com um aumento de 15,61%.
ii) Custos de Transmissão. Variação de 35,93% em relação ao processo anterior,
correspondendo a uma variação tarifária de 3,83%. A Alteração se deve a um aumento
de custos da Rede Básica, em especial a Rede Básica de Fronteira, que variou em
280,76% devido à entrada em operação comercial de novos equipamentos.
iii) Compra de Energia. Variação de -3,71% em relação ao processo anterior,
contribuindo no Reajuste Tarifário com -0,79%, devido à redução das tarifas de
suprimento da Celesc e EFLUL, impactada pela alteração do custo do mix de energia e
da CDE ACR.
47. Quanto à Parcela B, requerida pela permissionária, representa 3,41% na composição
variação econômica econômico.
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48. Além da variação econômica de -0,17%, os componentes financeiros representam -9,21%,
totalizando, para a variação econômica e financeira de -9,38%.
49. O Gráfico 2 abaixo demonstra a participação de cada segmento na composição da receita
da permissionária, desagregando os encargos setoriais.
Gráfico 2. Composição da Receita – Encargos Desagregados
CUSTO DA PROINFA
CUSTO DA
ENERGIA TRANSMISSÃO 2,7%
20,4%
14,5%
CDE
10,5%
CUSTO DA
DISTRIBUIÇÃO
51,6%
TFSEE
0,2%
50. O Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 22,17% para o ICMS e de 0,00% para
o Pis e Cofins (total de 22,17% por dentro), o que equivale a uma majoração de 28,49%, por fora, sobre o
valor da conta de energia elétrica, sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
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Gráfico 3. Composição da Receita – Com tributos
CUSTO DA
DISTRIBUIÇÃO
40,2%
ICMS
22,2%
CUSTO DA
CUSTO DA
TRANSMISSÃO
ENERGIA PIS/COFINS
11,3%
20,2% 0,0%
ENCARGOS
SETORIAIS
10,5%
C. Efeito Médio
51. O reajuste tarifário conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -
9,37%. O quadro abaixo apresenta o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores atendidos
em alta e baixa tensão.
Quadro 13. Efeito médio para consumidor cativo
Grupo de consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (≥ 2,3 kV) -9,91%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) -8,80%
Efeito médio geral -9,37%
52. A diferença entre a variação econômica e financeira calculado e o efeito médio percebido
pelos consumidores, deve-se, principalmente, à retirada dos componentes financeiros considerados no
último processo tarifário.
53. O Gráfico 4 abaixo apresenta a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e
B na composição Efeito Consumidor.
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Gráfico 4. Participação percentual no Efeito Consumidor
3,83%
3,41%
0,01%
-0,79%
-6,63%
-9,21% -9,37%

Encargos Transporte Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
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54. No Gráfico 5 é apresentada a evolução da tarifa B1-Residencial da permissionária no
período de 2012 a 2016, sendo essa trajetória comparada: (i) com a tarifa fixada em 2012 da
permissionária e reajustada pelo IPCA e pelo IGP-M; e (ii) com a tarifa da principal supridora.
Gráfico 5. Evolução Tarifas Residencial B1
500
444,36
450 431,42
400
353,49
Coopercocal
350 347,70
MWh

313,80 314,48 Celesc
IGP_M
R$ / 288,68
300 310,13 310,13
IPCA
259,92 296,12
275,63
250
255,80 255,80
200
150

set-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16
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55. Com o percentual de reajuste do atual processo tarifário, verificou-se, em média, tarifas
maiores em relação às então vigentes em 2012 e evolução tarifária inferior à variação do IGP-M e do IPCA
no mesmo período, bem como inferior a tarifa da principal supridora.
D. Situação de Adimplência ou Inadimplência
56. 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.
E. Serviços Cobráveis
57. 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
58. 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.
59. 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.
60. 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.
V - DA CONCLUSÃO
61. Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 34/2010, no que consta do
Processo 48500.002680/2016-67 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:
i) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de -
9,37% ser percebido pelos consumidores;
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento da supridora Celesc e EFLUL para a
Coopercocal;
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Fls. 16 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016.
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 Coopercocal , de modo a custear os descontos retirados da estrutura
tarifária.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
62. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
LINCOLN JOSÉ SILVA DE ALBUQUERQUE BARROS JOSÉ ROBERTO XAVIER MANÇO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo,
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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