REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2153/2016
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 Eletricidade de Paulo Lopes - Cerpalo.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-09-30
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 318/2016-SGT/ANEEL
Em 21 de setembro de 2016.
Processo: 48500.002685/2016-90
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à Cooperativa de Eletricidade de
Paulo Lopes - Cerpalo 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 Eletricidade de Paulo Lopes – Cerpalo, calculado em conformidade com as disposições
legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de Permissão de
Distribuição nº 23/2008.
II - DOS FATOS
2. A Cerpalo, sediada na cidade de Paulo Lopes - SC, atende atualmente cerca de 12 mil
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de
aproximadamente 17 milhões de reais.
3. Em 28 de novembro de 2008, foi firmado o Contrato de Permissão nº 23/2008 entre a
União e a Cerpalo 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 Cerpalo foram, em média,
reajustadas em 19,17%, sendo 20,81% relativos ao cálculo econômico e -1,64% aos componentes
financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.959 de 22 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
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48581.002750/2016-00

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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 Cerpalo optou pelo Termo Aditivo aprovado pela REN 704/2016, em 17 de julho de
2016.
7. Por meio da carta OF. n° 89/2016, de 30 de agosto de 2016, a Cerpalo 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 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 Cerpalo, calculado pela Superintendência de
Gestão Tarifária – SGT, para aplicação a partir de 30 de setembro de 2016, resultou em R$
20.315.974,00, decorrentes de uma variação frente ao processo anterior de 12,88%, sendo 20,27%
relativo a parte econômica e -7,39% referente aos componentes financeiros pertinentes.
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Quadro 1. Variação econômica e financeira
Descrição Valores (R$)
Receita Requerida
20.315.974,00
Receita Atualizada Processo Anteriror
16.891.426,11
Variação econômica 20,27%
Componentes Financeiros -7,39%
Variação econômica e financeira 12,88%
1. Receita de Referência (RA)
15. No cálculo da Receita de Referência da permissionária, foram considerados os dados de
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica – SAMP para o período de setembro de 2015 a agosto de 2016 e as tarifas homologadas no
processo tarifário anterior, correspondendo a receita anual de R$ 16.891.426,11.
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 | 43.731,74 | 16.891.426,11 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 9.231,84 | 3.256.762,48 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 34.499,90 | 13.634.663,63 |
| Total | 43.731,74 | 16.891.426,11 |

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).
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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 | 2.762.589,39 | 16,35% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 40.068,49 | 0,24% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 2.310.006,98 | 13,68% |
| PROINFA | 270.973,20 | 1,60% |
| P&D e Eficiência Energética | 141.540,72 | 0,84% |
| Energia Comprada | 1.293.218,93 | 7,66% |
| Energia | 1.293.218,93 | 7,66% |
| Transporte de Energia | 3.156.586,32 | 18,69% |
| Uso do sistema de distribuição | 3.156.586,32 | 18,69% |
| Total Parcela A | 7.212.394,64 | 42,70% |
| Total Parcela B | 9.679.031,48 | 57,30% |
| RA0 | 16.891.426,11 | 100,00% |

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
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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 Cerpalo.
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$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 51.472,12
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 1.419.532,12
PROINFA 366.515,77
Total 1.837.520,00
21. A cobertura tarifária para o encargo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE foi
calculada pela multiplicação do mercado de energia da permissionária, em MWh, verificado no período de
referência, pelo custos da CDE, em R$/MWh, constante na REH 2.077/2016.
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 14,21%. No entanto, o valor de perdas considerado no atual processo tarifário foi de
11,65%, limitado ao realizado no período de referência, conforme mencionado anteriormente.
27. O requisito de energia elétrica apurado para a revisão em processamento foi de 49.500
MWh, formado por 43.732 MWh, para atendimento ao mercado de fornecimento e suprimento (mercado de
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Fls. 6 Nota Técnica nº 318/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
venda), e 5.768 MWh, para cobertura das perdas de energia elétrica, conforme demostrado no quadro a
seguir:
Quadro 5. Energia Requerida
Descrição Energia (MWh)
Mercado Total 43.732
Fornecimento 43.732
Perdas Totais 5.768
Perdas na Distribuição 5.768
Energia Requerida 49.499,90
b. Valoração dos custos de aquisição de energia
28. A Cerpalo 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, aplicaramse 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:
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

A3a 89,98% 67,49%
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 A3a 82,73
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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 800 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015.
33. No quadro a seguir estão relacionados os custos de compra de energia elétrica da
Cerpalo, com os montantes de suprimento e PROINFA.
Quadro 8. Custo de Energia em DRP

Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)
Suprimento 48.594 82,73 4.020.224,79
PROINFA 800 - -

Sobras (-) / Exposição (+) 106 82,73 8.755,55
Total 49.500 81,39 4.028.980,34
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$ 4.028.980,34.
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 2,46%.
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$ 2.942.665,22.
Quadro 9. CUSD

| Componente | Tipo de | Tarifa |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Supridora | Tensão | Montante | Despesa (R$) |  |  |  |
| TUSD | Montante | com desc |  |  |  |  |
| CELESC | A3a | Fora de Ponta | DemandaKW | 111.001 | 6,72 | 745.982,89 |
| CELESC | A3a | Ponta | DemandaKW | 106.856 | 16,90 | 1.806.259,84 |
| CELESC | A3a | Fora de Ponta | EnergiaTUSD | 44.480 | 7,84 | 348.819,43 |
| CELESC | A3a | Ponta | EnergiaTUSD | 5.305 | 7,84 | 41.603,06 |
| Custo de Transporte | 267.642 | 2.942.665,22 |  |  |  |  |

6. Pleito de Parcela B
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Fls. 8 Nota Técnica nº 318/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
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 Cerpalo é de R$ 12.143.458,34.
41. Por intermédio da Carta OF. n° 89/2016, de 30 de agosto de 2016, a Cerpalo solicitou um
valor de R$ 11.506.808,44 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
Parcela B
Investimentos/Reservas
/Outras receitas
28%
Operação/Manutenção/
Adminstração
72%
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)
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 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$ 227.521,21.
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Fls. 9 Nota Técnica nº 318/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
(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$ -329.249,72.
(iii)
etenção 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$ 1.194.620,79.
43. Cabe destacar que nesse ciclo não será considerado o financeiro referente ao recálculo
do reajuste anterior conforme estabelecido na Resolução Homologatória nº 1.959 de 2015. No termo
aditivo, consta 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$)
Repasse de PIS COFINS suprimento 227.521,21
Neutralidade Encargos Setoriais -329.249,72
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -1.194.620,79
Total Financeiros -1.296.349,30
8. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
45. Nos termos do inciso VII, art. 13, da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº
12.839, de 09/07/2013, conforme dispõe o Decreto nº 7.891, de 23/01/2013, a CDE deve custear
descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição
de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em
horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio
inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural; e serviço público de
irrigação.
46. Conforme art. 3º do Decreto nº 7.891/2013, o montante mensal de recursos da CDE a ser
repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A – Eletrobras a cada distribuidora deve ser homologado
pela ANEEL. Para definição dos valores mensais a serem repassados, utiliza-se o mercado considerado
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no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo
processo.
47. O valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Cerpalo em relação ao período de
competência de setembro de 2016 a agosto de 2017, até o 10º dia útil do mês subsequente, que
contempla o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de
setembro de 2015 a agosto de 2016, bem como a previsão para o período de setembro de 2016 a agosto
de 2017, é de R$ 14.466,98, conforme apresentado na tabela abaixo:
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 Carga Fonte Incentivada - - -
Subsidio Geração Fonte Incentivada - - -
Subsidio Distribuição - - -

Subsidio Água, Esgoto e Saneamento 6,17 8.452,43 8.458,60
Subsidio Rural - 512,60 6.520,98 6.008,38
Subsidio - Irrigante/Aquicultor - - -

TOTAL (506,4255) 14.973,4048 14.466,9792
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 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.
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Fls. 11 Nota Técnica nº 318/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
Quadro 12. Participação das Parcelas A, B e financeiros no Processo Tarifário
Participação no Participação na
Processo tarifário Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | -33,49% | -5,48% | 9,04% |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 28,46% | 0,07% | 0,25% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | -38,55% | -5,27% | 6,99% |
| PROINFA | 35,26% | 0,57% | 1,80% |
| P&D e Eficiência Energética | 0,00% | -0,84% | 0,00% |
| ENERGIA COMPRADA | 211,55% | 16,20% | 19,83% |
| Energia | 211,55% | 16,20% | 19,83% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | -6,78% | -1,27% | 14,48% |
| Uso do sistema de distribuição | -6,78% | -1,27% | 14,48% |
| Total de Parcela A | 22,14% | 9,45% | 43,36% |
| Total de Parcela B | 18,88% | 10,82% | 56,64% |

Variação econômica 20,27%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação
Repasse de PIS COFINS suprimento 1,30%
Neutralidade Encargos Setoriais -1,88%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -6,81%
Total Financeiros -7,39%
Variação econômica e financeira 12,88%
49. Os custos da Parcela A representam 43,36% da receita econômica da Permissionária. O
aumento desses custos responde por 9,45%, do total de 20,27%, da variação econômico da Cerpalo com
destaque para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais variou em -33,49% em
comparação aos valores referentes ao último processo tarifário, correspondendo ao
efeito de -5,48% no IRT. Destaca-se a variação de -38,55% da CDE, contribuindo com
uma diminuição média de -5,27%, devido a redução do valor unitário do encargo; e a
TFSEE, com um aumento de 28,46%.
ii) Custos de Transmissão. Variação de -6,78% em relação ao processo anterior,
correspondendo a uma variação tarifária de -1,27%. A alteração se deve a uma
redução dos custos da supridora.
iii) Compra de Energia. Variação de 211,55% em relação ao processo anterior,
contribuindo na Revisão Tarifária com 16,20%. A diminuição dos descontos, a partir
desta revisão, correspondeu a um aumento de 16,50%. A diferença entre o efeito final
e a redução dos descontos deve-se à redução das tarifas de suprimento da Celesc,
impactada pela alteração do custo do mix de energia.
50. Quanto à Parcela B, requerida pela permissionária, representa 10,82% na composição
variação econômica econômico.
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Fls. 12 Nota Técnica nº 318/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
51. Além da variação econômica de 20,27%, os componentes financeiros representam -
7,39%, totalizando, para a variação econômica e financeira de 12,88%.
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
ENERGIA
19,8% CUSTO DA
TRANSMISSÃO
14,5%
PROINFA
1,8%
CUSTO DA
DISTRIBUIÇÃO CDE…
56,6%
TFSEE
0,3%
53. O Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 21,57% para o ICMS e de 1,34% para
o Pis e Cofins (total de 22,91% por dentro), o que equivale a uma majoração de 29,72%, por fora, sobre o
valor da conta de energia elétrica, sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
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Fls. 13 Nota Técnica nº 318/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
Gráfico 3. Composição da Receita – Com tributos
CUSTO DA
DISTRIBUIÇÃO
43,7%
ICMS
21,6%
CUSTO DA
ENERGIA
PIS/COFINS
CUSTO DA 20,2%
1,3%
TRANSMISSÃO
11,2% ENCARGOS
SETORIAIS
7,0%
C. Efeito Médio
54. O processo tarifário conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
14,58%. 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) -5,96%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) 19,36%
Efeito médio geral 14,58%
55. 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.
56. 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
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Fls. 14 Nota Técnica nº 318/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
16,20%
14,58%
10,82%
1,70%
-1,27%
-5,48%
-7,39%

Encargos Transporte Custos de Distribuição Componentes Efeito da Retirada Efeito Médio
Setoriais Aquisição de Financeiros dos Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
57. 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
550
500 482,26
444,36
450 431,42
404,02
400
Cerpalo

MWh 353,49 Celesc
350 363,15 363,15
/ 313,80 IGP_M
R$
327,80
300 288,68 IPCA
238,56 279,66
250
255,80 255,80
200
150

set-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 set-16
58. 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.
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Fls. 15 Nota Técnica nº 318/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
D. Estrutura Tarifária
59. 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.
60. 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 Cerpalo.
61. 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)
iferente do cálculo do reajuste anterior, não serão agrupados os custos de transporte (fio
A e fio B) em um único componente tarifário;
ii)
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)
elo 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.
62. 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
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Fls. 16 Nota Técnica nº 318/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
construção dessa tarifa, que é diretamente proporcional à tarifa de ponta em R$/kW da modalidade azul.
63. 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).
64. No presente caso não se adotou nenhuma transição na estrutura tarifária, uma vez que tal
transição somente aumentaria os efeitos citados acima.
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 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.
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Fls. 17 Nota Técnica nº 318/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
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 23/2008, no que consta do
Processo 48500.002685/2016-90 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:
i) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de
14,58% ser percebido pelos consumidores;
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento da supridora Celesc para a Cerpalo;
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 Cerpalo , 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.
DENIS PEREZ JANNUZZI JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo,
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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