REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2146/2016
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 Anita Garibaldi Ltda - Cergal.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-09-30
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 326/2016-SGT/ANEEL
Em 22 de setembro de 2016.
Processo: 48500.002694/2016-81
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD
referentes à Cooperativa de Eletrificação Rural Anita
Garibaldi Ltda - Cergal e demais providências pertinentes a
sua Revisão Tarifária Periódica de 2016.
I - DO OBJETIVO
Esta Nota Técnica apresenta os detalhes da Revisão Tarifária Periódica de 2016 da Cooperativa
de Eletrificação Rural Anita Garibaldi Ltda – Cergal, calculado em conformidade com as disposições legais e
normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de Permissão de Distribuição nº 16/2008.
II - DOS FATOS
2. A Cergal, sediada na cidade de Tubarão - SC, atende atualmente cerca de 17 mil unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de aproximadamente 25 milhões
de reais.
3. Em 30 de outubro de 2008, foi firmado o Contrato de Permissão nº 16/2008 entre a União e a
Cergal 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 que a cada quatro anos ocorrerá a revisão dos valores das tarifas aplicadas.
4. No processo de reajuste tarifário anual de 2015, as tarifas da Cergal foram, em média,
reajustadas em 21,83%, sendo 22,91% relativos ao cálculo econômico e -1,08% aos componentes financeiros
pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.966 de 24 de setembro de 2015.
5. Em 28 de março de 2016 foi publicada a Resolução Normativa nº 704 estabeleceu nova
metodologia de cálculo para reajustes e revisões. Esta nova metodologia prevê alteração da cláusula décima
quarta do contrato de permissão, por meio da assinatura de um Novo Termo aditivo. A Resolução propôs
também uma nova data para a revisão, 30 de setembro de 2016.
6. A Cergal optou pelo Termo Aditivo aprovado pela REN 704/2016, em 22/07/2016.
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48581.002773/2016-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 326/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016.
7. Por meio da carta Ofício GER 031/2016, a Cergal solicitou os valores de Parcela B e perdas.
III - DA ANÁLISE
8. Nos processos tarifários, as tarifas de fornecimento e uso do sistema de distribuição são
definidas de modo a recuperar a receita da permissionária calculado de acordo com o que consta do Contrato de
Permissão e do PRORET 8.4
9. No cálculo, 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.
10. A Resolução Normativa nº 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
da revisão em processamento de acordo com a legislação específica e podem sofrer variações distintas da
inflação medida no período analisado.
11. No processo tarifário também são calculados 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 a revisão tarifária em processamento.
12. As revisões tarifárias diferem dos reajustes na Estrutura Tarifária, quando são definidos os
valores da tarifa de referência, nos reajustes esses valores são somente atualizados. Nos financeiros, são
considerados os valores de implantação do Implantação do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico -
MCPSE
13. Também cabe, nas revisões, definições de outros instrumentos acessórios como ERD – Encargo
de Responsabilidade de Distribuidora, beta para migração de consumidores para Rede Básica e Horário de
Ponta.
A. Cálculo do Processo Tarifário de 2016
14. A receita requerida para o processo da Cergal, calculado pela Superintendência de Gestão
Tarifária – SGT, para aplicação a partir de 30 de setembro de 2016, resultou em R$ 27.362.552,58, decorrentes
de uma variação frente ao processo anterior de 1,07%, sendo 8,26% relativo a parte econômica e -7,19%
referente aos componentes financeiros pertinentes.
Quadro 1. Variação econômica e financeira
Descrição Valores (R$)
Receita Requerida 27.362.552,58
Receita Atualizada Processo Anteriror 25.275.946,74
Variação econômica 8,26%
Componentes Financeiros -7,19%
Variação econômica e financeira 1,07%
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1. Receita de Referência (RA)
15. No cálculo da Receita de Referência da permissionária, foram considerados os dados de
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica –
SAMP para o período de setembro de 2015 a agosto de 2016 e as tarifas homologadas no processo tarifário
anterior, correspondendo a receita anual de R$ 25.275.946,74.
16. 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 | 63.176,85 | 25.275.946,74 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 17.421,65 | 6.816.066,31 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 45.755,20 | 18.459.880,43 |
| Total | 63.176,85 | 25.275.946,74 |

2. Valor da Parcela B na Data de Referência Anterior (VPB0)
17. 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.
18. 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).
Quadro 3. Receita em DRA, participação dos custos na Receita de Referência

| Processo Tarifário | DRA (R$) | Partic. na RA0 |
| --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 3.988.636,10 | 15,78% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 50.613,60 | 0,20% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 3.330.405,45 | 13,18% |
| PROINFA | 391.531,19 | 1,55% |
| P&D e Eficiência Energética | 216.085,86 | 0,85% |
| Energia Comprada | 4.881.648,05 | 19,31% |
| Energia | 4.881.648,05 | 19,31% |
| Transporte de Energia | 4.830.376,31 | 19,11% |
| Uso do sistema de distribuição | 4.830.376,31 | 19,11% |
| Total Parcela A | 13.700.660,46 | 54,20% |
| Total Parcela B | 11.575.286,28 | 45,80% |
| RA0 | 25.275.946,74 | 100,00% |

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3. Encargos Setoriais na Data da Revisão em Processamento (DRP)
19. 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
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 Cergal.
20. Os valores dos encargos setoriais da Permissionária na DRP estão demonstrados no quadro
abaixo:
Quadro 4. Encargos Setoriais em DRP
Encargos Setoriais Valores (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 58.757,44
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 2.050.720,50
PROINFA 529.732,24
Total 2.639.210,19
21. A cobertura tarifária para o encargo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE foi
calculada pela multiplicação do mercado de energia da permissionária, em MWh, verificado no período de
referência, pelo custos da CDE, em R$/MWh, constante na REH nº 2.077/2016.
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Fls. 5 Nota Técnica nº 326/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016.
22. 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.
23. 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
24. 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 as perdas.
25. 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.
26. No caso presente, a permissionária requereu que fosse mantido o valor de perdas do processo
anterior, de 10,25%. No entanto, o valor de perdas considerado no atual processo tarifário foi de 7,79%, limitado
ao realizado no período de referência, conforme mencionado anteriormente
27. O requisito de energia elétrica apurado para a revisão em processamento foi de 68.513 MWh,
formado por 63.177 MWh, para atendimento ao mercado de fornecimento e suprimento (mercado de venda), e
5.337 MWh, para cobertura das perdas de energia elétrica, conforme demostrado no quadro a seguir:
Quadro 5. Energia Requerida
Descrição Energia (MWh)
Mercado Total 63.177
Fornecimento 63.177
Perdas Totais 5.337
Perdas na Distribuição 5.337
Energia Requerida 68.513,38
b. Valoração dos custos de aquisição de energia
28. A Cergal é suprida atualmente pela distribuidora Celesc. 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 da supridora, os índices de descontos
definidos no Processo de Regularização da Permissionária.
29. 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:
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Fls. 6 Nota Técnica nº 326/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016.
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.
30. Assim, no processo atual, que corresponde a segunda revisão tarifária, está sendo reduzido o
desconto aplicado na compra de energia, em 25%, conforme tabela a baixo:
Quadro 6. Redução dos descontos

Supridora Nível Desconto anterior Novo desconto
CELESC A4 72,46% 54,35%
31. 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 7. Tarifas de Suprimento de Energia

Supridora Tensão Tarifa (R$/MWh)
CELESC A4 116,16
32. 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 1.212 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015.
33. No quadro a seguir estão relacionados os custos de compra de energia elétrica da Cergal, com
os montantes de suprimento e PROINFA.
Quadro 8. Custo de Energia em DRP

Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)
Suprimento 67.123 116,16 7.797.077,06
PROINFA 1.212 - -

Sobras (-) / Exposição (+) 178 116,16 20.652,71
Total 68.513 114,11 7.817.729,77
34. 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.
35. O custo de compra de energia, considerando os preços de repasse aplicados à energia
requerida, resultou no valor de R$ 7.817.729,77.
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Fls. 7 Nota Técnica nº 326/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016.
5. Transporte de Energia
Custo das Instalações de Distribuição – CUSD
36. 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.
37. 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 da supridora, o
índice de desconto no valor de 0,00%.
38. 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$ 4.320.542,62.
Quadro 9. CUSD
Tarifa com

Supridora Tensão Componente TUSD Tipo de Montante Montante Despesa (R$)
desc

| CELESC | A4 | Fora de Ponta | DemandaKW | 154.714 | 6,89 | 1.065.981,39 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CELESC | A4 | Ponta | DemandaKW | 155.800 | 17,33 | 2.700.012,61 |
| CELESC | A4 | Fora de Ponta | EnergiaTUSD | 60.878 | 8,04 | 489.462,83 |
| CELESC | A4 | Ponta | EnergiaTUSD | 8.095 | 8,04 | 65.085,79 |
| Custo de Transporte | 379.488 | 4.320.542,62 |  |  |  |  |

6. Pleito de Parcela B
39. 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.
40. 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 Cergal é de R$ 15.433.104,16.
41. Por intermédio da Carta Ofício GER 031/2016, a Cergal solicitou um valor de R$ 12.585.070,00
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
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Fls. 8 Nota Técnica nº 326/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016.
Investimentos/
Reservas/ Outras
Receitas
17%
Operação/
Manutenção/
Adminstração
83%
7. Componentes Financeiros
42. Os componentes financeiros considerados neste processo 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; e (iii) Retenção de Adicionais de Bandeiras
Tarifárias.
(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 a supridora 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$ 450.791,20.
(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, 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$ -295.025,51.
(iii) 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$
1.921.078,40.
(iv) Repasse das compensações por descontinuidade. Nesta revisão 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 da supridora totalizam -R$
53.267,96, revertidos em sua totalidade para a modicidade tarifária.
43. Cabe destacar que nesse ciclo não será considerado o financeiro referente ao recálculo do
reajuste anterior conforme estabelecido na Resolução Homologatória nº 1.966 de 2015. No termo aditivo, consta
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº48500.002694/2016-81

Fls. 9 Nota Técnica nº 326/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016.
que as tarifas até momento da assinatura garantem o equilíbrio econômico financeiro da permissionária. Assim,
não cabe a aplicação de ajuste de receita para corrigir eventuais diferenças arrecadação do processo anterior
assinatura do termo.
44. O quadro a seguir demonstra os componentes financeiros considerados no Revisão Tarifária de
2016 da Permissionária.
Quadro 10. Componentes Financeiros da Permissionária
Componentes Financeiros Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento 450.791,20
Neutralidade Encargos Setoriais -295.025,51
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifária -1.921.078,40
Total Financeiros -1.765.312,72
8. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
45. Nos termos do inciso VII, art. 13, da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839,
de 09/07/2013, conforme dispõe o Decreto nº 7.891, de 23/01/2013, a CDE deve custear descontos incidentes
sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço
público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural;
subclasse cooperativa de eletrificação rural; e serviço público de irrigação.
46. Conforme art. 3º do Decreto nº 7.891/2013, o montante mensal de recursos da CDE a ser
repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A – Eletrobras a cada distribuidora deve ser homologado pela
ANEEL. Para definição dos valores mensais a serem repassados, utiliza-se o mercado considerado no
respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
47. O valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Cergal em relação ao período de competência
de setembro de 2016 a agosto de 2017, até o 10º dia útil do mês subsequente, que contempla o ajuste referente
à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de setembro de 2015 a agosto de 2016, bem
como a previsão para o período de setembro de 2016 a agosto de 2017, é de R$ 33.820,33, conforme
apresentado na tabela abaixo:
Quadro 11. Valores dos subsídios que serão repassados pela CDE

| Cobertura | Subsidio | Diferença | Previsão Previsão 2016/2017 |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cobertura | Subsidio | Previsão |  |  |  |  |  |  |
| Tipo de Subsidio | 2015/2016 | Apurado | cobertura e | 2016/2017 + | Atualizada + |  |  |  |
| 2015/2016 | Apurado | 2016/2017 |  |  |  |  |  |  |
| Atualizada | Atualizado [2] | apurado | Diferença Diferença (Mensal) |  |  |  |  |  |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 20.948,28 | 22.006,77 | 21.404,34 | 22.437,57 | 35,90 | 1.851,88 | 1.887,78 | 1.887,78 |
| Subsidio Rural | 355.760,77 | 373.737,01 | 363.604,33 | 383.046,16 | 775,76 | 31.083,09 | 31.858,85 | 31.858,85 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | - | - | 434,05 | 434,69 | 36,22 | 37,47 | 73,70 | 73,70 |
| TOTAL | 376.709,05 | 395.743,79 | 385.442,72 | 405.918,42 | 847,89 | 32.972,44 | 33.820,33 | 33.820,33 |

B. Resultados
48. O Quadro 11 apresenta os itens que compõem as receitas requeridas da permissionária; a
participação percentual dos itens de custos das Parcelas A e B; a variação entre receitas do ano anterior, DRA, e
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as receitas previstas no processo atual, DRP; 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.
Quadro 12. Participação das Parcelas A, B e financeiros no Processo Tarifário
Participação no Participação

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário na Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 3.988.636,10 | 2.639.210,19 -33,83% | -5,34% | 9,65% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 50.613,60 | 58.757,44 16,09% | 0,03% | 0,21% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 3.330.405,45 | 2.050.720,50 -38,42% | -5,06% | 7,49% |  |
| PROINFA | 391.531,19 | 529.732,24 35,30% | 0,55% | 1,94% |  |
| P&D e Eficiência Energética | 216.085,86 | - | 0,00% | -0,85% | 0,00% |
| ENERGIA COMPRADA | 4.881.648,05 | 7.817.729,77 60,15% | 11,62% | 28,57% |  |
| Energia | 4.881.648,05 | 7.817.729,77 60,15% | 11,62% | 28,57% |  |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 4.830.376,31 | 4.320.542,62 -10,55% | -2,02% | 15,79% |  |
| Uso do sistema de distribuição | 4.830.376,31 | 4.320.542,62 -10,55% | -2,02% | 15,79% |  |
| Total de Parcela A | 13.700.660,46 | 14.777.482,58 | 7,86% | 4,26% | 54,01% |
| Total de Parcela B | 11.575.286,28 | 12.585.070,00 | 8,72% | 4,00% | 45,99% |

Variação econômica 8,26%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

| Repasse de PIS COFINS suprimento | 450.791,20 | 1,78% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Neutralidade Encargos Setoriais | - | 295.025,51 | -1,17% |
| Compensação DIC FIC | - | 53.267,96 | -0,21% |
| Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias | - 1.921.078,40 | -7,60% |  |
| Total Financeiros | - | 1.818.580,68 | -7,19% |

Variação econômica e financeira 1,07%
49. Os custos da Parcela A representam 54,01% da receita econômica da Permissionária. O
aumento desses custos responde por 4,26%, do total de 8,26%, da variação econômico da Cergal com destaque
para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais variou em -33,83% em comparação
aos valores referentes ao último processo tarifário, correspondendo ao efeito de -5,34% no
IRT. Destaca-se a variação de -38,42% da CDE, contribuindo com uma diminuição média de -
5,06%, devido a redução do valor unitário do encargo; e a TFSEE, com um aumento de
16,09%.
ii) Custos de Transmissão. Variação de -10,55% em relação ao processo anterior,
correspondendo a uma variação tarifária de -2,02%. A alteração se deve a uma redução dos
custos da supridora.
iii) Compra de Energia. Variação de 60,15% em relação ao processo anterior, contribuindo na
Revisão Tarifária com 11,62%. A redução gradativa dos descontos, a partir desta revisão,
ocasionou aumento de 12,27% na variação econômica do processo.
50. Quanto à Parcela B, requerida pela permissionária, representa 4,00% na composição variação
econômica econômico.
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51. Além da variação econômica de 8,26%, os componentes financeiros representam -7,19%,
totalizando, para a variação econômica e financeira de 1,07%.
52. 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 Custo da
Energia
Transmissão
28,6%
15,8%
PROINFA
1,9%
CDE
7,5%
TFSEE
0,2%
Custo da
Distribuição
46,0%
53. O Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da distribuidora,
tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,99% para o ICMS e de 0,18% para o Pis e Cofins (total
de 21,18% por dentro), o que equivale a uma majoração de 26,87%, por fora, sobre o valor da conta de energia
elétrica, sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
Gráfico 3. Composição da Receita – Com tributos
Custo da
Transmissão
Encargos
12,4%
Setoriais
CUSTO DA 7,6%
ENERGIA
20,2%
ICMS
21,0%
PIS/COFINS
Custo da
0,2%
Distribuição
36,3%
C. Estrutura Tarifária
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54. Nos processos de revisão tarifária são calculadas a tarifas de referência que determinam a
relatividade das tarifas entre as diversas modalidades e subgrupos tarifários. No caso das permissionárias, o
PRORET 8.3 estabelece que a permissionária pode optar por seguir a estrutura tarifária da principal supridora ou
solicitar que sejam aplicados os procedimentos constantes do Submódulo 7.2 do PRORET, calculando o seu
específico custo marginal, estrutura vertical e correspondente tarifas de referência. Caso a permissionária não se
manifeste serão adotadas as tarifas base econômica da principal supridora como suas tarifas de referência.
55. No caso em questão a permissionária não se manifestou sobre a aplicação do Submódulo 7.2,
portanto, serão adotadas as tarifas base econômica da Celesc como tarifas de referência da Cergal.
56. É importante destacar algumas mudanças significativas que estão ocorrendo na estrutura
tarifária, inseridas dentro do contexto da nova metodologia de obtenção da receita das permissionárias:
i) Diferente do cálculo do reajuste anterior, não serão agrupados os custos de transporte (fio A e
fio B) em um único componente tarifário;
ii) A nova estrutura contempla todos os componentes tarifários, equalizando com a metodologia
vigente para as concessionárias, adotando-se o mesmo critério de cálculo dos componentes
tarifários; e
iii) Pelo método anterior de estrutura tarifária, para o grupo A, tinha-se uma componente transporte
em R$/MWh na modalidade tarifária azul; para os postos ponta e fora ponta, e na modalidade
verde no posto fora ponta, o que, distorcia o conceito de definição das modalidades tarifárias
azul e verde: tarifas de longa e curta utilização. Por conceito, a tarifa azul deveria ter os custos
de fio (transporte) alocados somente na componente demanda (R$/kW). Assim, com tal prática,
alterava-se o fator de cruzamento das retas tarifárias, sendo que o ponto de indiferença entre as
modalidades azul e verde variava entre 15% e 50% para as permissionárias, enquanto que para
as concessionárias este valor é fixado em 66%. Esta condição existia no contexto da regra
anterior de compromisso para obtenção de uma convergência tarifária com a concessionária
supridora, que delimitava o percentual de desconto da tarifa de suprimento (TUSD). Tal regra
mais se aplica, considerando o atual critério de definição da receita das permissionárias.
57. Como resultado esperado destas mudanças, haverá uma diminuição significativa da variável de
faturamento volumétrica (R$/MWh) da TUSD e um aumento de mesma ordem da variável de faturamento
proporcional à capacidade (R$/kW) para as unidades consumidoras da modalidade tarifária azul. Por seu turno,
as unidades consumidoras da modalidade tarifária verde, perceberão movimento semelhante, com a
particularidade de aumento da tarifa em R$/MWh no posto tarifário ponta e redução da tarifa fora ponta
(R$/MWh). Esse aumento na tarifa de ponta da modalidade verde, deve-se à forma de construção dessa tarifa,
que é diretamente proporcional à tarifa de ponta em R$/kW da modalidade azul.
58. Outro reflexo destas alterações está na numa maior recuperação pelos consumidores do grupo B
das receitas associadas ao transporte de energia elétrica (FIO B, CUSD, Rede Básica, Fronteira e Conexão).
59. No presente caso não se adotou nenhuma transição na estrutura tarifária, uma vez que tal
transição somente aumentaria os efeitos citados acima.
D. Efeito Médio
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60. O processo tarifário conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 1,93%. O
quadro abaixo apresenta o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores atendidos em alta e baixa
tensão.
Quadro 12. Efeito médio para consumidor cativo
Grupo de consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (≥ 2,3 kV) -3,11%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) 3,84%
Efeito médio geral 1,93%
61. 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.
62. O Gráfico 4 abaixo apresenta a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e B na
composição Efeito Consumidor.
Gráfico 4. Participação percentual no Efeito Consumidor
11,62%
4,00%
1,93%
0,86%
-2,02%
-5,34%
-7,19%

Encargos Transporte Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
63. No Gráfico 5 é apresentada a evolução da tarifa B1-Residencial da permissionária no período de
2012 a 2015, sendo essa trajetória comparada com: (i) a tarifa fixada em 2012 da permissionária e reajustada
pelo IPCA e pelo IGP-M; e (ii) a tarifa da principal supridora.
Gráfico 5. Evolução Tarifas Residencial B1
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500
Cergal Celesc
444,36

450 IGP_M IPCA 431,42
400 428,98
413,18
MWh
346,91 353,49
350
/
R$
346,91
289,56 330,23
300
313,80
255,80
288,68
250
255,80
242,00
200

set-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16
64. Ressalta-se que, apesar do percentual de revisão 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.
E. Parâmetros assessórios ao cálculo tarifário
65. Nos processos tarifários são calculados os parâmetros para cálculo do Encargo de
Responsabilidade da Distribuidora – ERD, bem como os parâmetros para o ressarcimento constante do
DECRETO nº 5.597/2005.
66. No caso do ERD, seguiu-se o que está definido na REN 414/2010. Já no caso dos parâmetros
para cálculo do ressarcimento constante do Decreto nº 5.597/2005, o beta a ser utilizado será o utilizado o
mesmo da primeira revisão tarifária. Ocorre que em face da nova metodologia, a Parcela B informada não tem o
detalhamento necessário para o cálculo do parâmetro.
67. Para a definição do Horário de Ponta, como no primeiro ciclo de revisão tarifária, será adotado o
horário definido na Resolução da principal supridora, Celesc.
F Situação de Adimplência ou Inadimplência
68. 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.
G. Serviços Cobráveis
69. 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
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líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação acumulada do IPCA até o mês do
atual processo tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória nº 1.121, de 15/3/2011.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
70. 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.
71. 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.
72. 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
73. Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 16/2008, no que consta do
Processo 48500.002694/2016-81 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:
i) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de 1,93% ser
percebido pelos consumidores;
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento da supridora Celesc para a Cergal;
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
Cergal , de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
VI - DA RECOMENDAÇÃO
74. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação da Revisão Tarifária
Periódica em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
ALINE OLIVEIRA MOURA JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO
Analista Administrativo Especialista em Regulação
De acordo,
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Fls. 16 Nota Técnica nº 326/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016.
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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