REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2163/2016
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 Rural Itu - Mairinque - Cerim.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-10-27
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.002691/2016-47
INTERESSADA: Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento da Região de Itu-Mairinque – Cerim
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT
ASSUNTO: Revisão Tarifária Periódica da Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento da Região de ItuMairinque - Cerim, a vigorar a partir de 30 de outubro de 2016
I. RELATÓRIO
A Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento da Região de Itu-Mairinque - Cerim é
permissionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende a cerca de 10 mil unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa a receita anual de R$ 15 milhões.
2. No processo tarifário de 2015, as tarifas da Cerim foram, em média, reposicionadas em
25,56%, sendo 26,19% referentes ao reposicionamento tarifário econômico e -0,63% aos componentes
financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.975, de 27 de outubro de 2015.
3. Em 28 de março de 2016, foi publicada a Resolução Normativa no 704, que aprova o
Submódulo 8.4 e a revisão dos Submódulos 8.1, 8.2 e 8.3 do Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET,
que definem as regras de reajuste e revisão tarifária das permissionárias de serviço público de distribuição de
energia elétrica e a minuta de termo aditivo ao contrato de permissão.
4. Pela nova regra, as permissionárias podem optar por assinar novo termo aditivo ao contrato de
permissão, ficando livres para definirem a Parcela B em conformidade com a metodologia do Submódulo 8.4
do PRORET ou continuar com tarifas definidas pelo Submódulo 8.1 do PRORET.
5. A Cerim, por meio da Carta GER.REG.071/2016, de 19 de julho de 2016, optou por não celebrar
termo aditivo contratual e permanecer com as tarifas estabelecidas pela ANEEL, seguindo a metodologia do
Submódulo 8.1 do PRORET.
1 Ver o Contrato de Permissão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica no 03/2008-ANEEL.

6. Na 34a Reunião Pública Ordinária, realizada em 13 de setembro de 2016, a Diretoria da ANEEL
instaurou a Audiência Pública 62, de 2016, com contribuições de 14 de setembro a 13 de outubro, por
intercâmbio documental, para discutir a proposta de revisão tarifária de 2016 a 2019.
7. Em 21 de outubro de 2016, foi publicado no sítio da Aneel a Nota Técnica no 350/2016 –
SGT/ANEEL, que consolidou as contribuições apresentadas com as respectivas considerações e análises
técnicas.
8. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica no 349/2016 – SGT/ANEEL,
de 18 de outubro de 2016, consolidou o cálculo da revisão tarifária de 2016 da Cerim.
9. A Procuradoria Federal junto à ANEEL – PF conheceu da minuta de resolução e a chancelou.
10. Em 25 de setembro de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico,
administrado pela ANEEL, e identificado que não constavam inadimplências relativas às obrigações setoriais
para com o Setor Elétrico registradas em nome da Cerim, como estabelecido na Resolução Normativa no 538,
de 2013.
II. FUNDAMENTAÇÃO
11. A revisão tarifária periódica das permissionárias compreende o cálculo do Reposicionamento
Tarifário, incluindo os custos eficientes e os investimentos prudentes para a prestação dos serviços de
distribuição de energia elétrica; o cálculo dos componentes Pd e T do Fator X2, bem como a definição dos níveis
de perdas de energia e da nova estrutura tarifária.
12. A Revisão Tarifária Periódica - RTP da Cerim, seguindo os procedimentos definidos no
Submódulo 8.1 do PRORET, conduziu ao efeito médio de 12,97% nas tarifas, a ser percebido pelos
consumidores, sendo de -13,08%, em média, para os consumidores conectados na alta tensão e de 16,66%,
em média, para os conectados na baixa tensão, conforme a Tabela 1:
Tabela 1 - Efeito médio para consumidor cativo
Grupo de consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (≥ 2,3 kV) -13,08%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) 16,66%
Efeito médio geral 12,97%
Fonte: Nota Técnica no 349/2016 - SGT/Aneel.
2 Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T.

13. A diferença entre os efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorreu de alterações
na estrutura tarifária.
Fatores considerados na Revisão
14. O efeito médio geral de 12,97% para o consumidor proveio da a) atualização dos itens de
custos das Parcelas A e B, calculados segundo o Contrato de Permissão; b) inclusão dos componentes
financeiros apurados na revisão tarifária para compensação nos 12 meses subsequentes e c) retirada dos
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data da revisão em
processamento.
15. Em termos percentuais, observa-se que a alteração dos custos das Parcelas A e B contribuiu
para o efeito médio de 12,97%, sendo 1,23% referente à variação de custos da Parcela A e 15,37%, à de custos
da Parcela B; a atualização dos componentes financeiros apurados na Revisão, para compensar nos 12 meses
subsequentes, contribuiu com -4,15%; o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no
processo anterior representou o aumento de 0,51% (12,97% = 1,23% +15,37% -4,15% +0,51%).
16. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
15,37%
6,13%
0,51%
-0,08%
-4,15%
-4,82%

Encargos Transporte Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica no 349/2016 - SGT/Aneel

17. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação entre
o cálculo do reajuste de 2015 e o da revisão de 2016; a participação percentual dos itens de custos da Parcela
A e da B; 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 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 | -33,76% | -4,82% | 8,10% |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 48,33% | 0,11% | 0,30% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | -38,55% | -4,54% | 6,21% |
| PROINFA | 34,81% | 0,48% | 1,60% |
| P&D e Eficiência Energética | 0,00% | -0,87% | 0,00% |
| ENERGIA COMPRADA | 23,66% | 6,13% | 27,45% |
| Energia | 23,66% | 6,13% | 27,45% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | -2,11% | -0,08% | 3,07% |
| Uso do sistema de distribuição | -2,11% | -0,08% | 3,07% |
| Total de Parcela A | 2,81% | 1,23% | 38,63% |
| Total de Parcela B | 27,36% | 15,37% | 61,37% |

Variação econômica 16,61%
COMPONENTES FINANCEIROS
Repasse de PIS COFINS suprimento 4,42%
Neutralidade Encargos Setoriais -1,40%
Compensação DIC FIC -0,20%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -6,98%
Total Financeiros -4,15%
Variação econômica e financeira 12,46%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 0,51%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 12,97%
Fonte: Nota Técnica nº 349/2016 - SGT/Aneel.
Parcela A
18. Quanto à variação dos itens de custo da Parcela A, destacam-se os encargos setoriais com a
variação de -33,76%, em comparação com os valores do último processo tarifário, correspondendo ao efeito
de -4,82%. Ressalta-se ainda a variação de -38,55% da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE,
correspondente à redução média de -4,54%, por conta da diminuição do valor unitário do encargo.

19. O Decreto no 4.541, de 23 de dezembro de 2002, disciplina a aplicação e a retirada
de descontos na compra de energia para as permissionárias de distribuição a partir da 2a Revisão Tarifária.
20. Assim, no processo da Cerim, que corresponde à 2a Revisão Tarifária, foi reduzido o desconto
aplicado na compra de energia em 25%, conforme a Tabela 3:
Tabela 3 – Redução dos descontos na compra de energia
21. A compra de energia variou 23,66% em relação à do processo anterior, contribuindo com o
efeito de 6,13%. Ressalta-se que a diminuição dos descontos de suprimento, a partir dessa Revisão, impactou
o aumento de 9,64%. A diferença entre o efeito final e a redução dos descontos deveu-se à redução das tarifas
de suprimento, impactada pela alteração do custo do mix de energia da supridora.
22. Observa-se que o gasto com transporte de energia reduziu -2,11% em relação ao processo
tarifário de 2015, o que contribuiu com o efeito de -0,08%. A variação decorreu da redução do Custo de Uso do
Sistema de Distribuição - CUSD da supridora.
Parcela B
23. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela trata das despesas com a atividade fim da
permissionária, compreendendo os gastos de administração, operação e manutenção (custos operacionais
eficientes) e o custo anual dos ativos (investimentos prudentes realizados por distribuidora), calculados
conforme a metodologia do Submódulo 8.1 do PRORET.
24. A Parcela B resultou em R$ 11.757.529,78, fora da faixa de oscilação de 30% da Parcela B do
processo anterior (limite estabelecido no PRORET), detalhados na Tabela 4:

Tabela 4 – Parcela B
Composição da Parcela B Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) R$ 7.418.522,54
Custos Operacionais (CO) R$ 7.397.139,80
Receitas Irrecuperáveis (RI) R$ 21.382,74
Custo Anual dos Ativos (CAA) R$ 4.339.007,24
Remuneração do Capital (RC) R$ 1.539.849,20
Quota de Reintegração Regulatória (QRR) R$ 2.350.364,21
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI) R$ 448.793,83
Parcela B (VPB) R$ 11.757.529,78
Parcela B do último IRT R$ 8.382.720,29
Parcela B com limite de +/- 30% R$ 10.897.536,38
Variação da Parcela B 40,26%
Fator de Ajuste de Mercado (Pm) 1,15%
VPB * (1-Pm) R$ 10.676.153,24
Fonte: Nota Técnica nº 349/2016 - SGT/Aneel.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
25. 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.
26. O componente Pd, para as permissionárias, é 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 5:
Tabela 5 – Fator X
Fonte: Nota Técnica no 349/2016-SGT/ANEEL
Componentes Financeiros
27. No que diz respeito aos componentes financeiros do próximo período tarifário, a variação foi
de -4,15%. Destaca-se a retenção pelas distribuidoras de adicionais de recursos das bandeiras tarifárias,
que responderam a -6,98% nesse processo. A Tabela 6 apresenta os valores absolutos dos Componentes
Financeiros:

Tabela 6 – Componentes financeiros
Componentes Financeiros Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento 664.721,03
-210.218,66
Neutralidade Encargos Setoriais
Compensação DIC FIC -29.398,06
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -1.049.109,89
Total Financeiros -624.005,59
Fonte: Nota Técnica no 349/2016-SGT/ANEEL
Análise comparativa: Audiência Pública - AP versus Proposta Final
28. Comparativamente à proposta submetida à Audiência Pública, pode-se constatar, conforme a
Tabela 7, a queda de -5,01% na variação econômica e na financeira, que decorreu, sobretudo, da redução do
custo da energia comprada, representando o impacto negativo de -5,47% do efeito médio calculado na AP.
Tabela 7 – Análise comparativa: Audiência Pública versus Proposta Final

| Processo Tarifário | AP | FINAL | Diferença |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -4,81% | -4,82% | -0,01% |
| Energia Comprada | 11,60% | 6,13% | -5,47% |
| Transporte de Energia | 0,00% | -0,08% | -0,08% |
| Parcela A | 6,25% | 1,23% | -5,02% |
| Parcela B | 15,38% | 15,37% | -0,01% |
| Variação Econômica | 21,63% | 16,61% | -5,02% |
| Componentes Financeiros | -4,16% | -4,15% | 0,01% |
| Variação Econômica e Financeira | 17,47% | 12,46% | -5,01% |
| Retirada dos Componentes Financeiros | 0,55% | 0,51% | -0,04% |
| Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores | 18,02% | 12,97% | -5,05% |

Fonte: Nota Técnica nº 349/2016 - SGT/Aneel.
29. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da
receita da Cerim (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento:
a) da geração (compra de energia);
b) da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M),
de depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido, e
c) dos encargos setoriais3 e dos tributos4:
3 No terceiro Gráfico, destaque é dado à participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Permissionária aos destinatários.
4 Na construção do Gráfico 4, foram considerados apenas os tributos que incidem de forma direta sobre o valor faturado pela
Permissionária, bem como utilizada a alíquota média nominal para o ICMS, para o PIS e para o COFINS.

Gráfico 3 - Composição da receita da Permissionária sem Tributos
Fonte: Nota Técnica no 349/2016 - SGT/Aneel
Gráfico 4 - Composição da receita da Permissionária com Tributos
Fonte: Nota Técnica no 349/2016 - SGT/Aneel.
Evolução das tarifas
30. O Gráfico 5 mostra a evolução da Tarifa B1- Residencial entre 2012 e 2016, comparada com a
fixada em 2012 para a Permissionária, reajustada pelo IPCA e pelo IGP-M, e a tarifa de sua Supridora:

650
600
550
538,26
500 510,81
Cerim
450
MWh 461,39
CPFL Piratininga
422,89 411,10
400 422,89
/ IGP_M
R$ 350,22
350

314,84 324,93 IPCA
336,65
330,32
300
250 278,24
256,94 256,94
200
150

out-12 jan-13 RTE-13 out-13 out-14 out-15 out-16
Gráfico 5 – Evolução da Tarifa B1 Residencial da Permissionária e da principal supridora
Fonte: Nota Técnica no 349/2016 - SGT/Aneel
Subvenção CDE – Descontos Tarifários (Lei no 12.839/2013)
31. 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.
32. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à
Cerim, em relação às competências de outubro de 2016 a setembro de 2017, é de R$ 17.024,12. Esse valor já
contempla o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre outubro de 2015 e setembro
de 2016.
III. DIREITO
33. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996;

b) Lei no 10.438, de 26 de abril de 2002;
c) Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997;
d) Contrato de Permissão para Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia
Elétrica no 3/2008.
IV. DISPOSITIVO
34. A partir dessa argumentação e das considerações apresentadas no Processo
no 48500.002691/2016-47, voto pela emissão de resolução homologatória, minuta anexa, para:
a) homologar a revisão tarifária periódica de 2016 da Cooperativa de Eletrificação e
Desenvolvimento da Região de Itu-Mairinque - Cerim, a vigorar a partir de 30 de outubro
de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,97%,
sendo -13,08% para os consumidores conectados em alta tensão e 16,66% para os em
baixa tensão;
b) fixar as Tarifas de Energia e de Uso do Sistema de Distribuição relativas ao suprimento da
Cerim pela supridora CPFL Piratininga;
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 e
d) homologar o valor mensal de recursos da CDE, de R$ 17.024,12, a ser repassado pela
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à Cerim, 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 -2,00% e
f) fixar o referencial regulatório de perdas de energia em 12,13%, para os reajustes tarifários
de 2017, 2018 e 2019.
Brasília, 25 de outubro de 2016.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
Diretor