REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2115/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual de 2016, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD referentes à Cooperativa de Distribuição de Energia Teutônia - Certel.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-07-29
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 234/2016-SGT/ANEEL
Em 21 de julho de 2016.
Processo: 48500.000337/2016-88
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à Cooperativa de Distribuição de
Energia Teutônia - Certel e demais providências
pertinentes ao Reajuste Tarifário Anual de 2016.
I - DO OBJETIVO
Esta Nota Técnica apresenta os detalhes do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da
Cooperativa de Distribuição de Energia Teutônia – Certel, calculado em conformidade com as
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de Permissão
de Distribuição nº 33/2010.
II - DOS FATOS
2. A Certel, sediada na cidade de Teutônia - RS, atende atualmente cerca de 60 mil
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de
aproximadamente 126 milhões de reais.
3. Em 31 de maio de 2010, foi firmado o Contrato de Permissão nº 33/2010 entre a União e a
Certel por intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Esse contrato tem por objeto a
regulação da exploração, pela permissionária, de serviços públicos de distribuição de energia elétrica. O
Contrato de Permissão prevê a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia elétrica da
permissionária, mediante aplicação de fórmula específica.
4. No processo de reajuste tarifário anual de 2015, as tarifas da Certel foram, em média,
reajustadas em 39,55%, sendo 37,83% relativos ao cálculo econômico e 1,72% aos componentes
financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.903 de 23 de junho de 2015.
5. Em 28 de março de 2016 foi publicada a Resolução Normativa 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
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 48581.002163/2016-00

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propôs também uma nova data para o reajuste, 30 de julho de 2016. A Certel assinou este Termo Aditivo
em 14 de junho de 2016.
6. A Resolução homologatória 2.087, de 21 de junho de 2016, prorrogou as tarifas de
aplicação da Certel até o atual processo tarifário.
7. Por meio da carta ENER/012/2016, de 22 de junho de 2016, a Certel solicitou o valor de
Parcela B total de R$ 59.662.349,62 a ser considerado nesse processo tarifário. Contudo, por intermédio
da Carta nº ENER/017/2016, de 13 de julho de 2016, a Certel solicitou que o valor fosse retificado para R$
60.236.171,57
III - DA ANÁLISE
8. Nos reajustes tarifários anuais, 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.
9. Para o cálculo tarifário, a receita anual da permissionária é dividida em duas parcelas: a
"Parcela A", formada pelos custos relacionadas às atividades de geração e transmissão de energia, além
dos encargos setoriais; e a "Parcela B", formada por custos diretamente gerenciáveis pela permissionária,
próprios da atividade de distribuição.
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 do reajuste em processamento de acordo com a legislação específica e
podem sofrer variações distintas da inflação medida no período analisado.
11. O reajuste tarifário também compreende o cálculo dos componentes financeiros, que não
compõem a Parcela A e B da permissionária, mas que são acrescentados ou subtraídos das tarifas finais
pagas pelos consumidores para compensação nos 12 (meses) subsequentes ao reajuste tarifário em
processamento.
A. Cálculo do Reajuste 2016
12. A receita requerida para o processo da Certel, calculado pela Superintendência de Gestão
Tarifária – SGT, para aplicação a partir de 30 de julho de 2016, resultou em R$ 129.684.497,91,
decorrentes de uma variação frente ao processo anterior de -3,07%, sendo 2,60% relativo a parte
econômica e -5,67% referente aos componentes financeiros pertinentes.
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Quadro 1. Variação econômica e financeira
Descrição Valores (R$)
Receita Requerida 129.684.497,91
Receita Atualizada Processo Anteriror 126.403.411,08
Variação econômica 2,60%
Componentes Financeiros -5,67%
Variação econômica e financeira -3,07%
1. Receita de Referência (RA)
13. No cálculo da Receita de Referência da permissionária, foram considerados os dados de
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica – SAMP para o período de julho de 2015 a junho 2016 e as tarifas homologadas no processo
tarifário anterior, correspondendo a receita anual de R$ 126.403.411,08.
14. 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 | 368.655,08 | 125.774.040,72 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 136.898,22 | 43.401.847,34 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 231.756,86 | 82.372.193,38 |
| Total | 368.655,08 | 126.403.411,08 |

2. Valor da Parcela B na Data de Referência Anterior (VPB0)
15. 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 julho de 2015 a junho
2016.
16. 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
Partic. na Receita dos
Reajuste Tarifário DRA (R$)
Processo Anteriror

| Encargos Setoriais | 23.259.214,28 | 18,40% |
| --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 211.855,59 | 0,17% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 19.644.702,26 | 15,54% |
| PROINFA | 2.327.336,88 | 1,84% |
| P&D e Eficiência Energética | 1.075.319,54 | 0,85% |
| Energia Comprada | 41.319.985,30 | 32,69% |
| Energia | 41.319.985,30 | 32,69% |
| Transporte de Energia | 15.200.976,65 | 12,03% |
| Uso do sistema de distribuição | 15.200.976,65 | 12,03% |
| Total Parcela A | 79.780.176,23 | 63,12% |
| Total Parcela B | 46.623.234,85 | 36,88% |
| RA0 | 126.403.411,08 | 100,00% |

3. Encargos Setoriais na Data do Reajuste em Processamento (DRP)
17. 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 Certel.
18. Os valores dos encargos setoriais da Permissionária na DRP estão demonstrados no
quadro abaixo:
Quadro 4. Encargos Setoriais em DRP
Encargos Setoriais Valores (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 273.569,50
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 11.966.543,83
PROINFA 3.111.956,24
Total 15.352.069,57
19. A cobertura tarifária para o encargo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE foi
calculada pela multiplicação do mercado de energia da permissionária, em MWh, verificado no período de
referência, pelo custos da CDE, em R$/MWh, constante na REH 2.077/2016.
20. 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.
21. 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
22. Para o cálculo da despesa com energia comprada para revenda, apura-se a energia
requerida para atendimento do seu mercado de referência. A energia requerida é obtida a partir do
mercado de venda da permissionária, adicionada das perdas.
23. 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. No
caso presente, a permissionária solicitou que fosse mantido o valor de perdas do processo anterior de
9,61%.
24. O requisito de energia elétrica apurado para o reajuste em processamento foi de 407.849
MWh, formado por 368.655 MWh, para atendimento ao mercado de fornecimento e suprimento (mercado
de venda), e 39.194 MWh, para cobertura das perdas de energia elétrica, conforme demostrado no quadro
a seguir:
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Quadro 5. Energia Requerida
Descrição Energia (MWh)
Mercado Total 368.655
Fornecimento 368.655
Perdas Totais 39.194
Perdas na Distribuição 39.194
Energia Requerida 407.849,41
b. Valoração dos custos de aquisição de energia
25. A Certel é suprida atualmente pelas distribuidoras AES SUL e RGE. Na valoração do
custo de aquisição de energia, em conformidade com o estabelecido no Submódulo de 8.2 do PRORET,
aplicaram-se sobre as tarifas de suprimento de energia, estabelecida no último processo tarifário das
supridoras, os índices de descontos definidos no Processo de Regularização da Permissionária.
26. A aplicação dos descontos nas tarifas de suprimento de energia resultou nas tarifas
constantes no quadro abaixo, aplicadas aos montantes supridos nos últimos doze meses:
Quadro 6. Tarifas de Suprimento de Energia

Supridora Tensão Tarifa (R$/MWh)
AES SUL A3 101,91
RGE A4 97,88
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 6.996 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015.
28. Em janeiro de 2016 entrou operação as unidades geradoras CGH Boa Vista e PCH Salto
Forqueia, ambas Geração Próprias da permissionária. Em entre janeiro e junho elas geraram o montante
de 1.753 MWh. Para fins de valoração de energia será considerado custo zero, entende-se que os custos
de operação e manutenção da usina já estão considerados na Parcela B solicitada pela Permissionária.
29. No quadro a seguir estão relacionados os custos de compra de energia elétrica da Certel,
com os montantes de suprimento, de Geração Própria e de PROINFA.
Quadro 7. Custo de Energia em DRP

Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)
Suprimento 391.929 101,83 39.910.369,81
Geração Própria 1.753 - -
PROINFA
6.996 - -

Sobras (-) / Exposição (+) 7.171 101,38 726.938,47
Total 407.849 99,64 40.637.308,27
30. Para o cálculo da compra de energia, foram computadas as sobras ou déficits de energia,
calculadas a partir da diferença entre os totais de energia contratada e energia requerida, ambas relativas
ao período de referência.
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31. O custo de compra de energia, considerando os preços de repasse aplicados à energia
requerida, resultou no valor de R$ 40.637.308,27.
5. Transporte de Energia
Custo das Instalações de Distribuição – CUSD
32. 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.
33. Na valoração destes custos, em conformidade com o estabelecido no Submódulo de 8.2
do PRORET, aplicou-se sobre as tarifas de suprimento, estabelecidas no último processo tarifário das
supridoras, o índice de desconto no valor de 0,00%.
34. 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$ 13.458.948,50.
Quadro 8. CUSD

| Componente | Tipo de | Tarifa |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Supridora | Tensão | Montante | Despesa (R$) |  |  |  |
| TUSD | Montante | com desc |  |  |  |  |
| AES SUL | A3 | Fora de Ponta | DemandaKW | 782.976 | 6,47 | 5.065.854,72 |
| AES SUL | A3 | Ponta | DemandaKW | 680.640 | 7,31 | 4.975.478,40 |
| AES SUL | A3 | Fora de Ponta | EnergiaTUSD | 349.080 | 7,46 | 2.604.136,80 |
| AES SUL | A3 | Ponta | EnergiaTUSD | 43.524 | 7,46 | 324.689,94 |
| RGE | A4 | Fora de Ponta | DemandaKW | 26.564 | 4,60 | 122.194,40 |
| RGE | A4 | Ponta | DemandaKW | 16.158 | 18,54 | 299.569,32 |
| RGE | A4 | Não se aplica | EnergiaTUSD | 7.565 | 8,86 | 67.024,93 |
| Custo de Transporte | 1.906.507 | 13.458.948,50 |  |  |  |  |

6. Pleito de Parcela B
35. 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.
36. 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 Certel é de R$ 60.236.727,69.
37. Por intermédio da Carta ENER/017/2016, de 13 de julho de 2016, a Certel solicitou um
valor de R$ 60.236.171,57 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.
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Fls. 8 Nota Técnica nº 234/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016.
Gráfico 1. Composição da Parcela B
Parcela B
Investimentos/Reservas
/Outras receitas
37%
Operação/Manutenção
63%
7. Componentes Financeiros
38. Os componentes financeiros considerados neste reajuste tarifário são decorrentes dos
seguintes ajustes financeiros: (i) do Pis/Cofins na compra de energia e no encargo de uso do sistema de
distribuição; (ii) da neutralidade dos encargos setoriais na Parcela A; (iii) do repasse para compensação
por descontinuidade; e (iv) Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias.
(i) 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$ 3.605.234,86.
(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$ (630.003,54).
(iii) Repasse das compensações por descontinuidade. Neste reajuste estão sendo
consideradas também as compensações recebidas das supridoras por
descumprimento das metas de continuidade no suprimento. No caso da
permissionária, os valores referentes às indenizações por descumprimento dessas
metas por parte das supridoras totalizam R$ -51.713,82, revertidos em sua totalidade
para a modicidade tarifária.
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Fls. 9 Nota Técnica nº 234/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016.
(iv) Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias: Os recursos provenientes da
aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são revertidos à Conta
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi
criada pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do
PRORET. O saldo entre previsão das variações relativas aos custos de geração por
fonte termelétrica e à exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo e
os valores arrecadados de bandeira estão sendo revertidos no processo tarifária,
atualizado por SELIC, totalizando -R$ 10.153.358,74.
39. O quadro a seguir demonstra os componentes financeiros considerados no Reajuste
Tarifário de 2016 da Permissionária.
Quadro 9. Componentes Financeiros da Permissionária
Componentes Financeiros Valores (R$)
3.605.234,86
Repasse de PIS COFINS suprimento
(630.003,54)
Neutralidade Encargos Setoriais
(51.713,82)
Compensação DIC FIC
(10.153.358,74)
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
Total Financeiros (7.229.841,2276)
8. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
40. Nos termos do inciso VII, art. 13, da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº
12.839, de 09/07/2013, conforme dispõe o Decreto nº 7.891, de 23/01/2013, a CDE deve custear
descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição
de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em
horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio
inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural; e serviço público de
irrigação.
41. Conforme art. 3º do Decreto nº 7.891/2013, o montante mensal de recursos da CDE a ser
repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A – Eletrobras a cada distribuidora deve ser homologado
pela ANEEL. Para definição dos valores mensais a serem repassados, utiliza-se o mercado considerado
no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo
processo.
42. O valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Certel em relação ao período de
competência de julho de 2016 a junho de 2017, até o 10º dia útil do mês subsequente, que contempla o
ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de julho de 2015 a junho
2016, bem como a previsão para o período de julho de 2016 a junho de 2017, é de R$ 614.403,83,
conforme apresentado na tabela abaixo:
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Fls. 10 Nota Técnica nº 234/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016.
Quadro 10. Valores dos subsídios que serão repassados pela CDE
Cobertura Previsão 2016/2017

Cobertura Subsidio Subsidio Apurado Diferença Previsão Previsão &
Tipo de Subsidio 2015/2016 Atualizada + Diferença
2015/2016 Atualizada Apurado Atualizado [2] [1] [2] Diferença [1]+[2] (Mensal)
Subsidio Carga Fonte Incentivada - - - - - - - -

Subsidio Geração Fonte Incentivada 517.396,17 554.555,26 510.887,58 547.868,95 - 6.686,31 490.530,17 483.843,86 40.320,32
Subsidio Distribuição - - - - - - - -

| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 333.043,88 | 356.962,89 | 347.435,08 | 371.859,44 | 14.896,55 | 308.644,51 | 323.541,06 | 26.961,75 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Rural | 9.593.349,23 | 10.282.337,86 8.577.693,87 | 9.173.337,72 - 1.109.000,14 7.672.749,57 6.563.749,44 | 546.979,12 |  |  |  |  |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 455,01 | 487,69 | 1.089,97 | 1.163,53 | 675,83 | 1.035,73 | 1.711,57 | 142,63 |
| TOTAL | 10.444.244,2971 11.194.343,7001 9.437.106,5033 10.094.229,6356 (1.100.114,0645) 8.472.959,9854 7.372.845,9210 | 614.403,8267 |  |  |  |  |  |  |

B. Resultados
43. 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.
Quadro 11. Participação das Parcelas A, B e financeiros no Reajuste
Participação no Participação na
REAJUSTE TARIFÀRIO Variação
Reajuste Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | -34,00% | -6,25% | 11,84% |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 29,13% | 0,05% | 0,21% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | -39,09% | -6,07% | 9,23% |
| PROINFA | 33,71% | 0,62% | 2,40% |
| P&D e Eficiência Energética | 0,00% | -0,85% | 0,00% |
| ENERGIA COMPRADA | -1,65% | -0,54% | 31,34% |
| Energia | -1,65% | -0,54% | 31,34% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | -11,46% | -1,38% | 10,38% |
| Uso do sistema de distribuição | -11,46% | -1,38% | 10,38% |
| Total de Parcela A | -12,95% | -8,17% | 53,55% |
| Total de Parcela B | 29,20% | 10,77% | 46,45% |

Variação econômica 2,60%
COMPONENTES FINANCEIROS
2,83%
Repasse de PIS COFINS suprimento
-0,49%
Neutralidade Encargos Setoriais
-0,04%
Compensação DIC FIC
-7,96%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
Total Financeiros -5,67%
Variação econômica e financeira -3,07%
44. Os custos da Parcela A representam 53,55% da receita econômica da Permissionária. O
aumento desses custos responde por -8,17%, do total de 2,60%, da variação econômico da Certel com
destaque para:
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i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais variou em -34,00% em
comparação aos valores referentes ao último processo tarifário, correspondendo ao
efeito de -6,25% no IRT. Destaca-se a variação de -39,09% da CDE, correspondendo a
uma diminuição média de -6,07%, devido a redução do valor unitário do encargo; e a
TFSEE, com um aumento de 29,13%.
ii) Custos de Transmissão. Variação de -11,46% em relação ao processo anterior,
correspondendo a uma variação tarifária de -1,38%. A Alteração se deve a uma
redução dos custos da supridora, devido à redução das tarifas de suprimento da AES
SUL e RGE
iii) Compra de Energia. Variação de -1,65% em relação ao processo anterior,
contribuindo no Reajuste Tarifário com -0,54%, devido à redução das tarifas de
suprimento da AES SUL e RGE, impactada pela alteração do custo do mix de energia.
45. Quanto à Parcela B, requerida pela permissionária, representa 10,77% na composição
variação econômica econômico.
46. Além da variação econômica de 2,60%, os componentes financeiros representam -5,67%,
totalizando, para a variação econômica e financeira de -3,07%.
47. 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
31,3%
CUSTO DA
TRANSMISSÃO
10,4%
PROINFA
2,4%
CDE
9,2%
TFSEE
0,2%
P&D
CUSTO DA 0,0%
DISTRIBUIÇÃO
46,4%
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48. O Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,81% para o ICMS e de 2,39% para
o Pis e Cofins (total de 23,20% por dentro), o que equivale a uma majoração de 30,21%, 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
DISTRIBUIÇÃO
35,7%
ICMS
CUSTO DA 20,8%
TRANSMISSÃO
8,0%
PIS/COFINS
2,4%
CUSTO DA ENCARGOS
SETORIAIS
ENERGIA
9,1%
24,1%
C. Efeito Médio
49. O reajuste tarifário conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -
4,32%. 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) -4,94%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) -3,96%
Efeito médio geral -4,32%
50. 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.
51. O Gráfico 4 abaixo apresenta a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e
B na composição Efeito Consumidor.
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Fls. 13 Nota Técnica nº 234/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016.
Gráfico 4. Participação percentual no Efeito Consumidor
10,77%
-0,54%
-1,38% -1,25%
-4,32%
-5,67%
-6,26%

Encargos Transporte Custos de Distribuição Componentes Efeito da Retirada Efeito Médio
Setoriais Aquisição de Financeiros dos Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
52. 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
500 480,35
478,82
450

400 373,23 Certel
369,38 369,38
MWh 358,46
AES SUL

350 331,35 337,93
R$ / IGP_M
297,12
287,44 IPCA
300
269,27

253,07 253,07 262,24
250
200
150

jan-13 (RTE supridora)RTE-13 jun-13 jun-14 jun-15 jul-16
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Fls. 14 Nota Técnica nº 234/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016.
53. Ressalta-se que, apesar do percentual de reajuste do atual processo tarifário, verificou-se,
em média, tarifas maiores em relação às então vigentes em 2012 e evolução tarifária inferior à variação do
IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como inferior a tarifa da principal supridora.
D. Situação de Adimplência ou Inadimplência
54. Segundo o sistema de acompanhamento da Superintendência de Fiscalização Econômica
Financeira – SFF, conforme as disposições constantes do art.10 da Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993,
alterado pelo art. 7 da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, a Permissionária encontra-se, nesta data,
adimplente com as obrigações intrassetoriais relacionadas no referido dispositivo legal.
E. Serviços Cobráveis
55. Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das
distribuidoras e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação
acumulada do IPCA até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória
nº 1.121, de 15/3/2011.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
56. 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.
57. 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.
58. 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
59. Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 33/2010, no que consta do
Processo 48500.000337/2016-88 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:
i) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de -
4,32% ser percebido pelos consumidores;
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento da supridora AES SUL e RGE para a Certel;
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
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Fls. 15 Nota Técnica nº 234/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016.
iv) pela homologação do valor mensal de recursos da CDE a ser repassado pela
Eletrobrás à Certel , de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
VI - DA RECOMENDAÇÃO
60. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
CECÍLIA MAGALHÃES FRANCISCO JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo,
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº48500.000337/2016-88