REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2151/2016
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 e Desenvolvimento Rural do Alto Paraíba Ltda - Cedrap.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-09-30
Autor: ANEEL

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E
G ES TÃO TARI FÁ RI A
Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL
Brasília, 22 de setembro 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 e D e s e n v o l v i m e n t o R u r a l d o
A l t o P a r a í b a L t d a - C e d r a p
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
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO, LINCOLN 48581.002776/2016-00 JOSE SILVA DE ALBUQUERQUE BARROS

Nota Técnica nº 327/2016–SGT/ANEEL
Em 22 de setembro de 2016.
Processo n.º 48500.002702/2016-99
Assunto: Segunda Revisão Tarifária Periódica da
Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento
Rural do Alto Paraíba Ltda - Cedrap.
I. OBJETIVO
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da Segunda Revisão Tarifária Periódica da Cooperativa de
Eletrificação e Desenvolvimento Rural do Alto Paraíba Ltda - Cedrap, consolidada após análise das
contribuições trazidas no âmbito da Audiência Pública nº 50/2016.
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 Cedrap, 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. A seção IV traz os resultados que deverão
ser levados a Audiência Pública.
II. DOS FATOS
4. O Contrato de Permissão nº 01/2008, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de
energia elétrica na área de permissão da Cedrap, define a data de 31 de agosto 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.
48581.002776/2016-00

(Fls. 2 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016).
7. A CEDRAP, por meio da CTA/DIR/056/2016, de 25 de julho de 2016, 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, em 1º de agosto de 2016, foi encaminhado à Cedrap o Ofício nº 108/2016-SGT/ANEEL,
onde foram solicitadas as informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, para fins de
Audiência Pública, estabelecendo o prazo para resposta até 9 de agosto de 2016. A CEDRAP encaminhou,
por correio eletrônico, as informações iniciais às 22 horas e 26 minutos do prazo final estabelecido.
9. A Norma de Organização ANEEL 1, aprovada pela Resolução Normativa nº 273, de 10 de julho de
2007 e alterada pela Resolução Normativa nº 483, de 17 de abril de 2012, determina, no § 1º do art. 17, que o
prazo mínimo para contribuições em Audiências Públicas é de 10 dias.
10. A primeira Reunião Pública Ordinária da Diretoria possível para a abertura de Audiência Pública seria
em 16 de agosto de 2016. Caso fosse dado o prazo mínimo de dez dias corridos, a Audiência terminaria em
26 de agosto de 2016, inviabilizando a análise das contribuições e, consequentemente, o cálculo final do
processo tarifário e aprovação pela Diretoria Colegiada, antes da data contratual de 31 de agosto de 2016.
11. Na Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL, de 16 de agosto de 2016, decidiu-se, portanto:
(i) pela instauração da Audiência Pública nº 50/2016, no período de 17 de agosto a 15 de setembro 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 CEDRAP; e (ii) pela
prorrogação da Resolução Homologatória Nº 1.942, de 25 de agosto de 2015, até o encerramento do atual
processo tarifário, estabelecida por meio da Resolução Homologatória Nº 2.121, de 16 de agosto de 2016.
III. ANÁLISE
12. O reposicionamento tarifário proposto para a revisão tarifária da Cedrap é de 1,79%, calculado
conforme metodologia detalhada no Submódulo 8.1 do PRORET.
III.1 RECEITA VERIFICADA
13. A apuração da Receita Verificada se dá através de informações de mercado no período de referência
de agosto/2015 a julho/2016, declaradas pela permissionária no Sistema de Acompanhamento de
Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP.

(Fls. 3 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016).
Tabela 1: Receita Verificada

Descrição Energia (MWh) Receita (R$)
Fornecimento
33.004,32 12.414.971,79

A4 (2,3 kV a 25 kV) 14.780,59 5.022.895,14
BT (menor que 2,3 kV) 18.223,73 7.392.076,65
Total 33.004,32 12.414.971,79
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
QRR é a quota de reintegração regulatória (depreciação);
III.2.1 – Base de Remuneração Regulatória
15. Os cálculos da Remuneração do Capital e da Quota de Reintegração Regulatória dependem da Base
de Remuneração Regulatória - BRR.
16. A BRR foi calculada obedecendo à metodologia do PRORET e é composta pelos seguintes itens:
I. Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado conforme caso
específico);
II. Almoxarifado em Operação; e
III. Obrigações Especiais.

(Fls. 4 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016).
Tabela 2 – Base de Remuneração Regulatória
Descrição Valores
R$ 1.826.483,92
(1) VNR MEDIDORES
R$ 21.756.957,75
(2) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - CONDUTORES
(3) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - ESTRUTURAS R$ 10.019.970,06
(4) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - EQUIPAMENTOS R$ 23.954.225,63
(5) VNR LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO - CONDUTORES R$ -
(6) VNR LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO - ESTRUTURAS R$ -
R$ -
(7) VNR SUBESTAÇÕES - EQUIPAMENTOS
R$ -
(8) VNR SUBESTAÇÕES - TERRENOS
R$ -
(9) VNR SUBESTAÇÕES - EDIFICAÇÕES
R$ 2.600.513,20
(10) VNR MÓVEIS E IMÓVEIS ADMINISTRATIVOS
R$ 60.158.150,56
(11) VNR - TOTAL
Descrição Valores
R$ 57.557.637,36
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
R$ -
(2) Obrigações Especiais Bruta
R$ 2.314.230,36
(3) Bens Totalmente Depreciados
R$ 55.243.407,00
(4) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)
R$ 14.181.559,77
(5) Depreciação Acumulada
R$ 43.376.077,58
(6) Valor da Base de Remuneração (VBR)
R$ -
(7) Obrigações Especiais Líquida
R$ -
(8) Terrenos e Servidões
R$ 172.672,91
(9) Almoxarifado em Operação
(10) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(5)-(7)+(8)+(9) R$ 43.548.750,50
(11) Taxa de Depreciação 4%
(12) Quota de Reintegração Regulatória R$ 2.209.736,28
(13) Remuneração de Capital (RC) = BRR líq x WACC R$ 1.641.787,89
Referência para Custos Operacionais (OPEX) Valores
898,21
Total de km de rede (linhas e redes de distribuição)
5.816,00
nº de consumidores declarado
24,64%
Depreciação Acumulada (DAC) / VNR
4,02%
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$ 8.957.055,95, dentro da
faixa de oscilação de 30% da Parcela B do processo anterior. Porém, com aplicação do fator de ajuste de

(Fls. 5 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016).
mercado, a Parcela B considerada para a composição da Receita Requerida resulta em R$ 8.820.735,39,
como detalhado na tabela a seguir.
Tabela 3: Parcela B
Composição da Parcela B Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) R$ 4.695.003,10
Custos Operacionais (CO) R$ 4.679.046,82
Receitas Irrecuperáveis (RI) R$ 15.956,28
Custo Anual dos Ativos (CAA) R$ 4.262.052,84
Remuneração do Capital (RC) R$ 1.641.787,89
Quota de Reintegração Regulatória (QRR) R$ 2.209.736,28
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI) R$ 410.528,67
Parcela B (VPB) R$ 8.957.055,95
Parcela B do último IRT R$ 8.350.877,11
Parcela B com limite de +/- 30% R$ 8.957.055,95
Variação da Parcela B 7,26%
Fator de Ajuste de Mercado (Pm) 1,15%
VPB * (1-Pm) R$ 8.820.735,39
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 37.371,34
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 1.071.320,29
PROINFA 274.879,60
Total 1.383.571,23
III.3.2 – Mecanismo de Alteração do Nível de Desconto – Aquisição de energia
21. A Cedrap é suprida atualmente pelas distribuidoras Bandeirante 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.

(Fls. 6 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016).
22. O Decreto 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, 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 Cedrap serão reduzidos, a partir do presente processo tarifário, em
25% ao ano, resultando nas seguintes porcentagens:
Tabela 5: Descontos na compra de energia
Desconto Novo
Supridora Nível
anterior desconto

BANDEIRANTE A4 85,74% 64,31%
ELEKTRO A4 81,92% 61,44%
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 Cedrap, a Superintendência de Regulação dos
Serviços de Distribuição - SRD calculou as perdas técnicas em 8,719% sobre a energia injetada, conforme
Nota Técnica n° 0117/2016–SRD/ANEEL, de 11 de agosto de 2016.
III.3.4 – Valoração da Compra
26. Para a valoração da compra de energia elétrica para a revenda, elaborou-se o Balanço Energético da
permissionária, que apura a energia requerida pela Cedrap para atendimento de seu mercado de referência.
A energia requerida é obtida a partir do mercado de venda da permissionária, adicionado das perdas
regulatórias, aplicando-se a nova tarifa de suprimento.

(Fls. 7 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016).
27. 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 628 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015.
Tabela 6: Custo com Compra de Energia

Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)
Suprimento 35.291 94,57 3.337.530,61
PROINFA 628 - -

Sobras (-) / Exposição (+) 238 94,57 22.514,25
Total 36.157 92,93 3.360.044,86
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$ 593.930,85.
Tabela 7: Custo o Uso do Sistema de Distribuição

| Componente | Tipo de | Tarifa |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Supridora | Tensão | Montante | Despesa (R$) |  |  |  |
| TUSD | Montante | com desc |  |  |  |  |
| BANDEIRANTE | A4 | Fora de Ponta | DemandaKW | 62.529 | 1,39 | 87.040,84 |
| BANDEIRANTE | A4 | Ponta | DemandaKW | 48.503 | 3,43 | 166.317,23 |

BANDEIRANTE A4

| Fora de Ponta | EnergiaTUSD | 19.508 | 2,27 | 44.186,02 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| BANDEIRANTE | A4 | Ponta | EnergiaTUSD | 2.203 | 2,27 | 4.989,97 |
| ELEKTRO | A4 | Fora de Ponta | DemandaKW | 37.864 | 2,12 | 80.423,31 |
| ELEKTRO | A4 | Ponta | DemandaKW | 34.878 | 5,24 | 182.586,33 |
| ELEKTRO | A4 | Fora de Ponta | EnergiaTUSD | 12.332 | 2,02 | 24.935,47 |

ELEKTRO A4

Ponta EnergiaTUSD 1.707 2,02 3.451,66
Custo de Transporte 593.930,85
219.525
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" e "receitas de outras atividades empresariais" ao
serviço de distribuição – subdivididas em 2 grupos.

(Fls. 8 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016).
32. As receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica são adicionais ao fornecimento de
energia, mas ainda fazem parte da essência da permissão de distribuição de energia elétrica, para as quais
as despesas incorridas em sua prestação já estão contempladas na receita do serviço regulado. Encontramse nessa categoria as receitas obtidas com encargos de conexão e serviços cobráveis; e ainda as receitas
obtidas a título de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, cuja arrecadação tem o fulcro de
incentivar o uso otimizado da rede e o consumo eficiente da energia, sem que haja a efetiva contraprestação
de serviço pela permissionária.
As receitas de outras atividades empresariais são todas e quaisquer atividades desenvolvidas pela
33.
própria permissionária e que não estão diretamente relacionadas à atividade fim da permissão. Subdividemse em 2 subgrupos: Atividades complementares e Atividades atípicas.
34. Para cada fonte de receita adicional a seguir identificada, exceto aquelas provenientes de
ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, que terão tratamento específico, o valor a ser
considerado na revisão corresponderá à soma dos valores faturados nos 36 (trinta meses) meses anteriores à
data de revisão tarifária, atualizado pelo IGPM à data da revisão.
35. Para efeito de modicidade tarifária, as receitas adicionais obtidas pela permissionária (Outras Receitas
– OR) serão deduzidas da receita requerida calculada no momento da revisão.
Tabela 8: Outras Receitas
Receita Média
Compartilhamento
Regulatória 36 meses
Fator IGP- M 654,64

| Serviços Cobráveis | 24.652,22 | 60% | 3.423,92 |
| --- | --- | --- | --- |
| Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros | 0,00 | 60% | 0,00 |
| 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 | 2.043,80 | 60% | 283,86 |
| Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses) | 6.618,39 | 60% | 919,22 |
| 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 33.314,41

(Fls. 9 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016).
36. O resultado econômico pode ser assim representado:
Figura 1: Efeito do Processo de Revisão Tarifária sobre a Receita

Parcela B Energia Transporte Encargos
16.000.000,00
14.000.000,00
12.000.000,00
10.000.000,00
8.000.000,00
6.000.000,00
4.000.000,00
2.000.000,00
-
Reajuste Anterior Revisão atual
III.5. COMPONENTES FINANCEIROS
37. 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 do sistema de distribuição; (ii) da Neutralidade dos encargos setoriais na Parcela A; (iii) do Repasse das
compensações por descontinuidade; (iv) do Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior; e
(v) da Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias.
Tabela 9: Componentes Financeiros
Componentes Financeiros Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento 118.047,00
-21.463,49
Neutralidade Encargos Setoriais
-27.152,30
Compensação DIC FIC
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior -636.773,69
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -953.034,86
Total Financeiros -1.520.377,34
i) Repasse de Pis/Cofins: O repasse de Pis/Cofins objetiva capturar a diferença entre o valor de
cobertura de suprimento contemplado nas tarifas da Permissionária e o valor pago por esta as
supridoras nos últimos 12 meses, com a incidência do Pis/Cofins. O valor apurado pela SGT, com
base nas faturas encaminhadas pela permissionária, resultou em R$ 118.047,00.
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,

(Fls. 10 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016).
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$ -
21.463,49.
iii) 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$ 27.152,30, revertidos em
sua totalidade para a modicidade tarifária.
iv) Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior: Em razão do previsto no art.
111 da Resolução Homologatória nº 1.942/2015, relativa ao reajuste tarifário estabelecido à Cedrap,
faz-se necessário, no atual processo de revisão tarifária, considerar parte do saldo remanescente da
diferença de receita decorrente da não publicação a tempo da metodologia aplicável ao primeiro ciclo
de revisões tarifárias das permissionárias. Os procedimentos a serem observados, quanto ao referido
saldo, foram estabelecidos, a título provisório, na Resolução Normativa nº 471, de 20 de dezembro de
2011.
Portanto, não obstante a caducidade2 da supracitada Resolução Normativa, no corrente ano,
procurou-se considerar parte do saldo remanescente da diferença de receita, no valor atualizado, até
agosto de 2016, de -R$ 2.122.578,96, correspondente a um percentual de 30%, devendo o
saldo restante ser considerado nos processos tarifários subsequentes, até a próxima revisão tarifária
de 2020, mediante atualização pela SELIC.
v) 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$ 953.034,86.
III.6 FATOR X
38. Na apuração do Fator X no processo de revisão tarifária da Cedrap foi observada a metodologia
descrita no Submódulo 8.1 do PRORET, obtendo-se parâmetros observados no cálculo.
1 Art. 11. O saldo remanescente da diferença de receita de que trata o art. 5º da Resolução Homologatória nº 1.783, de 26 de
agosto de 2014, no valor atualizado até agosto de 2015 de R$ -1.859.464,37 (um milhão, oitocentos e cinquenta e nove mil,
quatrocentos e sessenta e quatro reis e trinta e sete centavos negativos), será considerado nos processos tarifários subsequentes
da Cedrap, mediante atualização e remuneração nos termos da Resolução Normativa nº 471, de 20 de dezembro de 2011.
2 Caducada conforme Nota Técnica nº 014/2016-SRD/ANEEL, de 4 de fevereiro de 2016.

(Fls. 11 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016).
Tabela 10: Fator X
Fator X 1,15%
Componente Pd 1,15%
Componente T 0,00%
III.7. RESULTADOS DA REVISÃO TARIFÁRIA
Aplicando-se as metodologias definidas no Submódulo 8.1 do PRORET em relação à Cedrap
39.
resultaram nos seguintes parâmetros que serão observados na definição das tarifas de referência no período
31 de agosto de 2016 a 30 de agosto de 2017.
Tabela 11: Resultados da Revisão Tarifária
Participação no Participação na
Processo tarifário Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | -33,36% | -5,58% | 9,77% |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 3,67% | 0,01% | 0,26% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | -38,38% | -5,37% | 7,57% |
| PROINFA | 35,12% | 0,58% | 1,94% |
| P&D e Eficiência Energética | 0,00% | -0,79% | 0,00% |
| ENERGIA COMPRADA | 147,98% | 16,15% | 23,73% |
| Energia | 147,98% | 16,15% | 23,73% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | -6,15% | -0,31% | 4,19% |
| Uso do sistema de distribuição | -6,15% | -0,31% | 4,19% |
| Total de Parcela A | 31,33% | 10,26% | 37,70% |
| Total de Parcela B | 5,63% | 3,78% | 62,30% |

Variação econômica 14,04%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação
Repasse de PIS COFINS suprimento 0,95%
Neutralidade Encargos Setoriais -0,17%
Compensação DIC FIC -0,22%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -7,68%
-5,13%
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior
Total Financeiros -12,25%
Variação econômica e financeira 1,79%
40. A tabela a seguir reproduz os efeitos médios s serem percebidos pelos consumidores.

(Fls. 12 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016).
Tabela 12: Efeito médio ao consumidor
Grupo de consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (≥ 2,3 kV) -0,52%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) 9,64%
Efeito médio geral 5,25%
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 01/2008, no que consta do Processo
48500.002702/2016-99 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:
i) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de 5,25%
ser percebido pelos consumidores, sendo de -0,52%, em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de 9,64%, em média, para os consumidores conectados na
Baixa Tensão;
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento das distribuidoras Bandeirante e Elektro para a
Cedrap;
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;
iv) pela homologação do valor mensal de recursos da CDE a ser repassado pela Eletrobrás à
Cedrap, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
v) pela fixação dos componentes Pd e T do Fator X em, respectivamente: 1,15% e 0,00%; e
vi) pela fixação do referencial regulatório de perdas de energia em 8,719%, 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 e com efeitos retroativos a 31 de agosto de
2016.

(Fls. 13 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016).
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