REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2141/2016
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 Sul Catarinense - Cersul.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-09-30
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 321/2016-SGT/ANEEL
Em 21 de setembro de 2016.
Processo: 48500.002684/2016-45
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à Cooperativa de Eletrificação Sul
Catarinense - Cersul 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 Sul Catarinense – Cersul, calculado em conformidade com as disposições
legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de Permissão de Distribuição
nº 20/2008.
II - DOS FATOS
2. A Cersul, sediada na cidade de Turvo - SC, atende atualmente cerca de 17 mil unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de aproximadamente 40
milhões de reais.
3. Em 28 de novembro de 2008, foi firmado o Contrato de Permissão nº 20/2008 entre a União
e a Cersul 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 Cersul foram, em média,
reajustadas em 27,36%, sendo 29,88% relativos ao cálculo econômico e -2,52% aos componentes
financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.956 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 décima
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.002684/2016-45
48581.002756/2016-00

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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 Cersul optou pelo Termo Aditivo aprovado pela REN 704/2016, em 18 de julho de 2016.
7. Por meio da carta Ofício nº72/2016, a Cersul 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 Cersul, calculado pela Superintendência de Gestão
Tarifária – SGT, para aplicação a partir de 30 de setembro de 2016, resultou em R$ 45.266.381,30,
decorrentes de uma variação frente ao processo anterior de 3,78%, sendo 13,75% relativo a parte
econômica e -9,97% referente aos componentes financeiros pertinentes.
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Quadro 1. Variação econômica e financeira
Descrição Valores (R$)
Receita Requerida
45.266.381,30
Receita Atualizada Processo Anteriror
39.796.142,66
Variação econômica 13,75%
Componentes Financeiros -9,97%
Variação econômica e financeira 3,78%
1. Receita de Referência (RA)
15. No cálculo da Receita de Referência da permissionária, foram considerados os dados de
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica – SAMP para o período de setembro de 2015 a agosto de 2016 e as tarifas homologadas no
processo tarifário anterior, correspondendo a receita anual de R$ 39.796.142,66.
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 | 144.259,24 | 39.796.142,66 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 77.941,67 | 20.721.462,31 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 66.317,57 | 19.074.680,35 |
| Total | 144.259,24 | 39.796.142,66 |

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 | 8.903.953,56 | 22,37% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 82.344,11 | 0,21% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 7.611.615,91 | 19,13% |
| PROINFA | 899.479,43 | 2,26% |
| P&D e Eficiência Energética | 310.514,10 | 0,78% |
| Energia Comprada | 6.688.253,15 | 16,81% |
| Energia | 6.688.253,15 | 16,81% |
| Transporte de Energia | 5.691.436,89 | 14,30% |
| Uso do sistema de distribuição | 5.691.436,89 | 14,30% |
| Total Parcela A | 21.283.643,59 | 53,48% |
| Total Parcela B | 18.512.499,07 | 46,52% |
| RA0 | 39.796.142,66 | 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 Cersul.
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$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 84.112,25
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 4.682.654,90
PROINFA 1.214.336,51
Total 5.981.103,66
21. A cobertura tarifária para o encargo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE foi
calculada pela multiplicação do mercado de energia da permissionária, em MWh, verificado no período de
referência, pelo custos da CDE, em R$/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 8,20%. No entanto, o valor de perdas considerado no atual processo tarifário foi de
7,71%, limitado ao realizado no período de referência, conforme mencionado anteriormente.
27. O requisito de energia elétrica apurado para a revisão em processamento foi de 156.308
MWh, formado por 144.259 MWh, para atendimento ao mercado de fornecimento e suprimento (mercado
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de venda), e 12.049 MWh, para cobertura das perdas de energia elétrica, conforme demostrado no quadro
a seguir:
Quadro 5. Energia Requerida
Descrição Energia (MWh)
Mercado Total 144.259
Fornecimento 144.259
Perdas Totais 12.049
Perdas na Distribuição 12.049
Energia Requerida 156.308,15
b. Valoração dos custos de aquisição de energia
28. A Cersul 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:
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
A3 83,60% 62,70%
CELESC
A4 64,19% 48,14%
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:
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Quadro 7. Tarifas de Suprimento de Energia

Supridora Tensão Tarifa (R$/MWh)
CELESC A3
94,92
CELESC A4
131,95
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 2.792 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015.
33. No quadro a seguir estão relacionados os custos de compra de energia elétrica da Cersul,
com os montantes de suprimento e PROINFA.
Quadro 8. Custo de Energia em DRP

Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)
Suprimento 154.202 95,57 14.736.365,66
PROINFA
2.792 - -

Sobras (-) / Exposição (+) -686 95,57 - 65.527,85
Total 156.308 93,86 14.670.837,81
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$ 14.670.837,81.
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$ 6.614.439,83.
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Quadro 9. CUSD

Componente Tipo de Tarifa
Supridora Tensão Montante Despesa (R$)
TUSD Montante com desc
CELESC A3

Fora de Ponta DemandaKW 332.791 5,23 1.740.496,93
CELESC A3

Ponta DemandaKW 280.914 14,05 3.946.844,51
CELESC A3

Fora de Ponta EnergiaTUSD 139.399 4,56 635.657,72
CELESC A3

Ponta EnergiaTUSD 14.531 4,56 66.261,45
CELESC A4

Fora de Ponta DemandaKW 13.810 6,89 95.148,14
CELESC A4

Ponta DemandaKW 6.253 17,33 108.363,80
CELESC A4

Fora de Ponta EnergiaTUSD 2.536 8,04 20.388,64
CELESC A4

Ponta EnergiaTUSD 159 8,04 1.278,65
Custo de Transporte 6.614.439,83
790.392
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 Cersul é de R$ 24.437.099,95.
41. Por intermédio da Carta Ofício nº72/2016, a Cersul solicitou um valor de R$ 18.000.000,00
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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Parcela B
Investimentos/Reservas
/Outras receitas
39%
Operação/Manutenção/
Adminstração
61%
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$ 627.192,02.
(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$ -658.264,66.
(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$ 3.937.087,82.
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Fls. 10 Nota Técnica nº 321/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
43. Cabe destacar que nesse ciclo não será considerado o financeiro referente ao recalculo do
reajuste anterior conforme estabelecido na Resolução Homologatória nº 1.956 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$)
Repasse de PIS COFINS suprimento 627.192,02
Neutralidade Encargos Setoriais -658.264,66
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -3.937.087,82
Total Financeiros -3.968.160,46
8. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
45. Nos termos do inciso VII, art. 13, da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº
12.839, de 09/07/2013, conforme dispõe o Decreto nº 7.891, de 23/01/2013, a CDE deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia
elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário
especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500
GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural; e serviço público de irrigação.
46. Conforme art. 3º do Decreto nº 7.891/2013, o montante mensal de recursos da CDE a ser
repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A – Eletrobras a cada distribuidora deve ser homologado
pela ANEEL. Para definição dos valores mensais a serem repassados, utiliza-se o mercado considerado no
respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo
processo.
47. O valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Cersul em relação ao período de
competência de setembro de 2016 a agosto de 2017, até o 10º dia útil do mês subsequente, que contempla
o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de setembro de 2015 a
agosto de 2016, bem como a previsão para o período de setembro de 2016 a agosto de 2017, é de R$
235.047,93, 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 Água, Esgoto e Saneamento | - | 430,88 | 1.497,36 | 1.066,48 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Rural | - | 8.631,37 | 222.720,37 | 214.089,00 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 9.111,38 | 10.781,06 | 19.892,44 |  |
| TOTAL | 49,14 | 234.998,79 | 235.047,93 |  |

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Fls. 11 Nota Técnica nº 321/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
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.
Quadro 12. Participação das Parcelas A, B e financeiros no Processo Tarifário
Participação no Participação na
Processo tarifário Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | -32,83% | -7,34% | 13,21% |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2,15% | 0,00% | 0,19% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | -38,48% | -7,36% | 10,34% |
| PROINFA | 35,00% | 0,79% | 2,68% |
| P&D e Eficiência Energética | 0,00% | -0,78% | 0,00% |
| ENERGIA COMPRADA | 119,35% | 20,06% | 32,41% |
| Energia | 119,35% | 20,06% | 32,41% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 16,22% | 2,32% | 14,61% |
| Uso do sistema de distribuição | 16,22% | 2,32% | 14,61% |
| Total de Parcela A | 28,11% | 15,03% | 60,24% |
| Total de Parcela B | -2,77% | -1,29% | 39,76% |

Variação econômica 13,75%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação
Repasse de PIS COFINS suprimento 1,58%
Neutralidade Encargos Setoriais -1,65%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -9,89%
Total Financeiros -9,97%
Variação econômica e financeira 3,78%
49. Os custos da Parcela A representam 60,24% da receita econômica da Permissionária. O
aumento desses custos responde por 15,03%, do total de 13,75%, da variação econômico da Cersul com
destaque para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais variou em -32,83% em
comparação aos valores referentes ao último processo tarifário, correspondendo ao
efeito de -7,34% no IRT. Destaca-se a variação de -38,48% da CDE, contribuindo com
uma diminuição média de -7,36%, devido a redução do valor unitário do encargo; e a
TFSEE, com um aumento de 2,15%.
ii) Custos de Transmissão. Variação de 16,22% em relação ao processo anterior,
correspondendo a uma variação tarifária de 2,32%. A alteração se deve a uma redução
dos custos da supridora.
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iii) Compra de Energia. Variação de 119,35% em relação ao processo anterior,
contribuindo na Revisão Tarifária com 20,06%. A redução gradativa dos descontos na
compra de energia, a partir desta revisão, correspondeu a um aumento de 20,43% na
variação econômica do processo tarifário atual. 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 -1,29% na composição
variação econômica econômico.
51. Além da variação econômica de 13,75%, os componentes financeiros representam -9,97%,
totalizando, para a variação econômica e financeira de 3,78%.
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
TRANSMISSÃ
ENERGIA
O
32,4%
14,6%
PROINFA
2,7%
CD…
TFSEE
CUSTO DA
0,2%
DISTRIBUIÇÃO
39,8%
53. O Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 22,26% para o ICMS e de 0,00% para
o Pis e Cofins (total de 22,26% por dentro), o que equivale a uma majoração de 28,64%, 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 321/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
Gráfico 3. Composição da Receita – Com tributos
CUSTO DA
DISTRIBUIÇÃO
30,9%
CUSTO DA
TRANSMISSÃO
ICMS
11,4%
22,3%
CUSTO DA
PIS/COFINS
ENERGIA
0,0%
25,2% ENCARGOS
SETORIAIS
10,3%
C. Estrutura Tarifária
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,
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Fls. 14 Nota Técnica nº 321/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
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 Cersul.
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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Fls. 15 Nota Técnica nº 321/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
60. O processo tarifário conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
6,02%. 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) -0,58%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) 14,46%
Efeito médio geral 6,02%
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
20,06%
6,02%
2,32% 2,24%
-1,29%
-7,34%
-9,97%
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.
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Fls. 16 Nota Técnica nº 321/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
Gráfico 5. Evolução Tarifas Residencial B1
500
444,36
450 431,42
400
353,49 Cersul
330,82
MWh 350
313,80 Celesc
/ 288,68 IGP_M

R$ 300 313,55 313,55 293,36
IPCA
250
255,80
255,80
208,01
227,81
200
199,54
150

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
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Fls. 17 Nota Técnica nº 321/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
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.
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 20/2008, no que consta do
Processo 48500.002684/2016-45 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:
i) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de 6,02%
ser percebido pelos consumidores;
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento da supridora Celesc para a Cersul;
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 Cersul , de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
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Fls. 18 Nota Técnica nº 321/2016-SGT/ANEEL, de 21 de setembro de 2016.
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.
JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO ÉRIKA BRAGA LOURENÇATTO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo,
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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