REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2135/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Companhia Energética do Piauí - Cepisa.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-09-23
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.001069/2016-11
INTERESSADOS: CEPISA - Companhia Energética do Piauí
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CEPISA - Companhia Energética do Piauí, a vigorar a partir de 28
de setembro de 2016.
I. RELATÓRIO
1. A CEPISA é prestadora1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca de 1,2
milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual na ordem de R$
1,24 bilhões.
2. O processamento do reajuste tarifário anual de 2015 da CEPISA foi suspenso por 11 dias, entre os
dias 28 de agosto de 2015 e 07 de setembro de 2015, visto que a concessionária encontrava-se inadimplente com
suas obrigações intrassetoriais. Somente no dia 08 de setembro de 2015, após a concessionária ter quitado as
pendências com as obrigações intrassetoriais, foi concluído o processamento do Reajuste Tarifário Anual de 2015 da
CEPISA, com a publicação no D.O.U da Resolução Homologatória nº 1.949/2015. Nesse processo, as tarifas da
CEPISA foram, em média, reajustadas em 18,04%, sendo 10,85% referentes ao reajuste tarifário econômico e 7,19%
relativos aos componentes financeiros pertinentes.
3. Em 26/07/2016 expirou o prazo estabelecido para que a CEPISA assinasse o novo Contrato de
Concessão a fim de formalizar suas intenções de se manter como agente prestador do serviço público de distribuição
de energia elétrica em sua área de concessão. A CEPISA optou por não assinar o novo Contrato de Concessão e
abdicou do seu direito de renovação da concessão.
4. Em 03/08/2016, foi publicada a Portarias MME nº 424, a qual designou a Companhia Energética do
Piauí – CEPISA como Responsável pela Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, nos termos
e condições estabelecidos na Portaria MME nº 388, de 26 de julho de 2016, até a assunção de novo concessionário
ou até 31 de dezembro de 2017, o que ocorrer primeiro
5. A Portaria de designação estabeleceu que o reajuste tarifário para CEPISA fosse realizado de modo
ordinário e com periodicidade anual, a partir de 28 de setembro de 2016.
6. No entanto, de acordo com o Contrato de Concessão de Serviço Público de Energia Elétrica nº
004/2001, o reajuste tarifário anual da concessionária ocorre sempre em 28 de agosto. Logo, as tarifas resultantes do
reajuste Tarifário Anual de 2015 da CEPISA homologadas pela REH nº 1.949/2015 encontram-se vigentes no período
de 28 de agosto de 2015 a 27 de agosto de 2016.
1 De acordo com a Portaria nº 424, de 03 de agosto de 2016.

7. A Resolução Homologatória nº 2.124, de 23/08/2016, prorrogou a vigência das tarifas de aplicação
da CEPISA constantes da Resolução Homologatória nº 1.949/2015 até 27/09/2016.
8. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 307, de 15 de setembro de 2016,
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da CEPISA.
9. No dia 15/09/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de
Consumidores da CEPISA as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa nº
652, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET – Procedimentos
de Regulação Tarifária.
10. A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a chancelou.
11. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
12. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEPISA conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido
pelos consumidores de 0,44%, sendo de 0,51%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
0,42%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 0,51%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 0,42%
Efeito Médio AT+BT 0,44%
Fonte: Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016.
13. O efeito médio de 0,44% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculado
conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada dos componentes
financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em
processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação
nos 12 meses subsequentes.
14. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 13,28% ao se
adotarem como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo 10,66%
referente à variação de custos de Parcela A e 2,62% à variação de custos da Parcela B.
15. A atualização dos componentes financeiros para compensação nos 12 meses subsequentes
contribuiu no efeito tarifário em -6,22%. Já a retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior,
representa uma redução de -6,62% no atual reajuste.
16. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.

9,95%
2,62%
0,40% 0,44%
0,31%
-6,22%
-6,62%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL
17. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação entre o
cálculo do processo tarifário de 2015 e o reajuste atual; a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e
da Parcela B na composição do IRT; a distribuição da receita para cobrir os custos da Parcela A e da B; a contribuição
de cada componente financeiro para a formação do índice de reajuste final; e a contribuição da retirada dos
componentes tarifários considerados no último processo.

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
IRT econômico
Parcela A
18. Conforme se pode observar na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 67,70% dos custos da
Concessionária com impacto de 10,66 pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário.

19. Da mesma tabela, o valor total dos encargos setoriais aumentaram 2,19% em comparação com os
valores considerados no reajuste de 2015, com participação de 0,31 pontos percentuais na composição do índice de
reajuste tarifário. Destaco o significativo aumento na cota de ESS/ERR (47,93%).
20. Os custos com transmissão sofreram a variação de 10,44% em relação ao reajuste tarifário anterior,
correspondendo ao efeito médio de 0,40 pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário.
21. O custo de compra de energia sofreu uma variação de 20,68% em relação ao processo anterior,
contribuindo para um efeito médio de 9,95%. As principais razões foram o aumento de 77% no preço da energia
proveniente das cotas da Lei 12.783/2013, e o aumento na quantidade de energia existente.
22. O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia.
9,95%
4,18%
3,58%

0,54% 0,45% 0,53% 0,29% 0,52%
-0,14%
Total Proinfra

CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Monte II 12.783/2013
Angra
Belo
e
I
e Angra º

- - Alternativa- Alternativa- Madeira n
Existente Existente Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Nota Técnica no 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016.
23. A Tabela 3 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao
RTA 2015.
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia

Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Tipo de contrato | Processo A-1 | Processo atual | Variação | Processo A-1 Processo atual | Variação |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 149.295,76 | 153.735,99 | 2,97% | 263,80 | 317,47 | 20,35% |
| Existente - CCEAR-QTD | 347.479,44 | 1.013.155,95 191,57% | 222,75 | 225,54 | 1,25% |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 1.012.747,98 | 977.863,64 | -3,44% | 240,55 | 252,29 | 4,88% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 740.248,40 | 754.855,59 | 1,97% | 183,64 | 194,87 | 6,11% |
| Madeira e Belo Monte | 517.273,66 | 858.102,23 | 65,89% | 119,63 | 125,88 | 5,22% |
| Cota Angra I e Angra II | 118.336,82 | 110.166,89 | -6,90% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |

1.726.987,07 37,27

| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 1.480.350,69 | -14,28% | 66,13 | 77,43% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Proinfa | 76.432,83 | 77.886,44 | 1,90% | 222,19 | 304,03 | 36,83% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -427.892,25 | -1.190.601,58 | 178,2% | 139,14 | 168,23 | 20,9% |
| TOTAL | 4.260.909,70 | 4.235.515,85 | -0,6% | 140,63 | 170,73 | 21,4% |

Fonte: Nota Técnica no 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016.
Parcela B
24. Os custos da Parcela B representam 32,30% dos custos da Concessionária. Seu incremento
correspondeu a 2,62% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
25. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre agosto de 2015 e agosto
de 2016, do IGP-M, de 11,80%, descontado o Fator X, de 4,09%. Destaca-se que a variação do IGP-M considera o
interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (agosto/2015) e do reajuste atual (setembro/2016), assim
como o componente Pd do fator X, que também foi proporcionalizado para 13 meses.
26. A Resolução Homologatória nº 1.605/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os valores dos
componentes Pd e T do Fator X em 2,15% (valor proporcional a 13 meses equivale a 2,33%) e 2,00%,
respectivamente, a serem aplicados na atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da CEPISA.
27. Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, o componente Q (qualidade do
serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da variação dos indicadores
de DEC e FEC apurados nos últimos dois anos disponíveis.
28. No caso do atual reajuste da CEPISA a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos
de 2014 e 2015 foi de -10,63%, de modo que o valor de componente Q do Fator X a ser aplicado na atualização da
Parcela B é de -0,24%.
29. Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,80%,
subtraída do Fator X, de 4,09%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 7,71%.
30. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento:
a) Da geração (compra de energia);

b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e
c) Dos encargos setoriais2 e dos tributos3.
Custo de
Encargos
Transmissão
Setoriais
3,7%
14,4%
Custo de
Energia
Custo de
49,6%
Distribuição
32,3%
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016.
Custo de
Transmissão
2,6%
Encargos
Setoriais
10,2%
Custo de
Energia ICMS 22,8%
35,0% Tributos
29,4%
Custo de
PIS/COFINS 6,6%
Distribuição
22,8%
2 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais
de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
3
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 22,8% para o ICMS e de 6,6% para o PIS/COFINS, incidentes
sobre a fatura, contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração
de 41,7% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 4 – Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016.
Componentes financeiros
31. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, destaca-se
a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA referente aos custos de aquisição de
energia que representou o repasse negativo de R$ 59.248.110,53 com efeito no atual reajuste de -4,47%. O principal
componente que impactou no saldo da CVAENERGIA foi os contratos de cota de garantia física, sendo que eles
tiveram valores majorados devido ao Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de
Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, onde foi incorporada nova parcela de custo relacionado ao Retorno
da Bonificação pela Outorga.
32. A área técnica destaca que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias
Amarela e Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA e
da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da CEPISA não sofresse um aumento adicional médio de 14,84%.
33. Por fim, no tocante aos efeitos das liminares que concediam isenção do pagamento de parcelas
controversas do encargo tarifário da CDE, conforme deliberado pela Diretoria Colegiada desta Agência na reunião
pública de 14 de junho de 2016, cumpre apontar que foi reformulada a decisão de repassar a perda de arrecadação
correspondente aos demais consumidores de energia sem proteção judicial, passando a refletir na execução
orçamentária do Fundo Setorial e, consequentemente, nos reembolsos efetuados aos beneficiários cujos gastos estão
sendo contestados na justiça. Com isso, os cálculos dos reajustes e revisões tarifárias das distribuidoras também não
mais serão afetados pelos efeitos das liminares. Para a operacionalização dessa decisão, conforme consta do
Despacho nº 1.576/2016, as distribuidoras foram autorizadas a modular as cotas mensais da CDE a serem pagas à
Eletrobras, descontando a perda de arrecadação do encargo decorrente das liminares.
34. A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 4 – Componentes Financeiros
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

Fonte:
Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016.
35. A SGT destacou, na Nota Técnica nº 307, de 15 de setembro de 2016, que o efeito médio a ser
percebido pelos consumidores da CEPISA, de 0,44% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária
evoluísse nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (85,2%) e do IPCA (77,0%) no mesmo período, conforme
demonstrado no Gráfico 5.

700,00
650,00 Tarifa B1 Residencial
600,00
Variação IGPM
550,00
Variação IPCA
500,00
450,00

442,58 439,87 442,10
419,86 418,03
400,00 406,20
387,23
373,14
361,60 364,49
350,00
325,73
300,00
250,00
200,00
150,00

ago/07 ago/08 ago/09 ago/10 ago/11 ago/12 ago/13 ago/14 mar/15 ago/15 set/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Reajsute
Gráfico 4 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte:
Nota Técnica nº 307/2016-SGT/ANEEL, de 15 de setembro de 2016.
Subvenção CDE – Descontos Tarifários
36. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da CDE a
ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores mensais
a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a
diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
37. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
CEPISA, em relação às competências entre setembro/2016 a agosto/2017, é de R$ 2.983.220,95. Esse valor já inclui
o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 e agosto/2016, considerando aqui
o ajuste do mês de agosto de 2015 devido a postergação da data do reajuste.
III. DIREITO
38. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, a
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis
aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de
irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a
500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002;
c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009;
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010;
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e
f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 004/2001ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
39. Com o fulcro nessa análise, considerando o que consta do Processo nº 48500.001069/2016-11, voto
pela emissão de resolução homologatória, como a minuta anexa, a fim de:
a) homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CEPISA - Companhia Energética do
Piauí, a vigorar a partir de 28 de setembro de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido
pelos consumidores de 0,44%, sendo de 0,51% em média para os consumidores conectados em
alta tensão e de 0,42% para os consumidores em baixa tensão;
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica –
TE aplicáveis aos consumidores e usuários da CEPISA;
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como
Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;
d) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de energia
de reserva – EER;
e) homologar em R$ 2.983.220,95 o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à
CEPISA, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
Brasília, 20 de setembro de 2016.
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor