REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2194/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
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 Cooperativa de Eletricidade Praia Grande - Ceprag.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-12-20
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL
Em 07 de dezembro de 2016.
Processo: 48500.002699/2016-11
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE
e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição
– TUSD referentes à Cooperativa de Eletricidade
Praia Grande - Ceprag 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 Eletricidade Praia Grande – Ceprag, calculado em conformidade com as disposições
legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de Permissão de Distribuição
nº 19/2010.
II. DOS FATOS
2. A Ceprag, sediada na cidade de Praia Grande - SC, atende atualmente cerca de 15 mil
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de
aproximadamente 20 milhões de reais.
3. Em 17 de março de 2010, foi firmado o Contrato de Permissão nº 19/2010 entre a União e a
Ceprag 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 Ceprag foram, em média,
reajustadas em 23,79%, sendo 23,62% relativos ao cálculo econômico e 0,17% aos componentes financeiros
pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.954 de 22 de setembro 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 propôs
também uma nova data para o reajuste, 22 de dezembro de 2016.
6. A Ceprag assinou este Termo Aditivo em 28 de junho de 2016.
7. A Resolução homologatória 2.155, de 27 de setembro de 2016, prorrogou as tarifas de
aplicação da Ceprag até o atual processo tarifário.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.002699/2016-11
48581.003506/2016-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro de 2016.
8. Por meio da carta Ofício 037/2016, a permissionária solicitou um valor de Parcela B total de
R$ 13.365.610,89
III. DA ANÁLISE
9. 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.
10. 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.
11. 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.
12. 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 Tarifário de 2016
13. A receita econômica requerida para o processo da Ceprag, calculado pela Superintendência
de Gestão Tarifária – SGT, para aplicação a partir de 22 de dezembro de 2016, resultou em R$
20.502.098,58. A esta será retirado R$ 1.072.258,92 decorrentes de componentes financeiros, resultando em
uma variação frente ao processo anterior de -4,45%, sendo 0,82% relativo a parte econômica e -5,27%
referente aos componentes financeiros pertinentes.
Quadro 1. Variação econômica e financeira
Descrição Valores (R$)
Receita Requerida 20.502.098,58
Receita Atualizada Processo Anteriror 20.336.030,14
Variação Econômica 0,82%
Componentes Financeiros -1.072.258,92
Variação Financeira -5,27%
Variação econômica e financeira -4,45%
1. Receita de Referência (RA)
14. No cálculo da Receita de Referência da permissionária, foram considerados os dados de
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
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Fls. 3 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro de 2016.
Econômica – SAMP para o período de setembro de 2015 a novembro de 2016 e as tarifas homologadas no
processo tarifário anterior, correspondendo à receita anual de R$ 20.336.030,14.
15. 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 | 40.089,08 | 20.336.030,14 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 6.132,31 | 2.944.804,20 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 33.956,76 | 17.391.225,93 |
| Total | 40.089,08 | 20.336.030,14 |

2. Valor da Parcela B na Data de Referência Anterior (VPB0)
16. 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 novembro de 2016.
17. O quadro a seguir apresenta os itens de custos de Parcela A e B na DRA e a participação
percentual desses itens na composição da Receita de Referência (RA).
Quadro 3. Receita em DRA, participação dos custos na Receita de Referência

| Processo Tarifário | DRA (R$) | Partic. na RA0 |
| --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 2.589.072,22 | 12,73% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 52.097,15 | 0,26% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 2.112.031,72 | 10,39% |
| PROINFA | 244.042,65 | 1,20% |
| P&D e Eficiência Energética | 180.900,70 | 0,89% |
| Energia Comprada | 4.828.468,72 | 23,74% |
| Energia | 4.828.468,72 | 23,74% |
| Transporte de Energia | 790.844,54 | 3,89% |
| Uso do sistema de distribuição | 790.844,54 | 3,89% |
| Total Parcela A | 8.208.385,48 | 40,36% |
| Total Parcela B | 12.127.644,66 | 59,64% |
| RA0 | 20.336.030,14 | 100,00% |

3. Encargos Setoriais na Data do Reajuste em Processamento (DRP)
18. 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
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Fls. 4 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro de 2016.
permitir a amortização de operações financeiras vinculados à indenização por ocasião da reversão
das concessões ou para atender à finalidade de modicidade tarifária; promover a competitividade da
energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas,
biomassa, gás natural e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados;
prover recursos para compensar descontos aplicados às tarifas de uso dos sistemas elétricos de
distribuição e às tarifas de energia elétrica.
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei nº
9.427, de 26/12/1996, com redação alterada pela Lei n° 12.783/2013, destina-se à cobertura do
custeio das atividades da ANEEL;
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – Proinfa. Criado
pela Lei nº. 10.438, de 26/4/2002 e regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, o Proinfa tem como
objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica
(energia eólica, biomassa e pequena central hidrelétrica); e
iv) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE).
Instituídos pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000 e regulamentado pelas Resoluções Normativas nº
300/2008 e nº 316/2008. A Lei nº 13.280, de 3 de maio de 2016, retira as permissionárias menores
de 500 GWh da obrigatoriedade de investir nos programas de P&D e PEE, que é o caso da Ceprag.
19. Os valores dos encargos setoriais da Permissionária na DRP estão demonstrados no quadro
abaixo:
Quadro 4. Encargos Setoriais em DRP
Encargos Setoriais Valores (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 59.993,88
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 1.301.291,47
PROINFA 329.358,37
Total 1.690.643,72
20. A cobertura tarifária para o encargo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE foi
calculada pela multiplicação do mercado de energia da permissionária, em MWh, verificado no período de
referência, pelo custos da CDE, em R$/MWh, constante na REH 2.077/2016.
21. 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.
22. 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
23. 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.
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Fls. 5 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro de 2016.
24. 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
11,35%. O valor fica abaixo do limite de perdas no período de referência, de 12,91%.
25. O requisito de energia elétrica apurado para o reajuste em processamento foi de 45.220
MWh, formado por 40.089 MWh, para atendimento ao mercado de fornecimento e suprimento (mercado de
venda), e 5.131 MWh, para cobertura das perdas de energia elétrica, conforme demostrado no quadro a
seguir:
Quadro 5. Energia Requerida
Descrição Energia (MWh)
Mercado Total 40.089
Fornecimento 40.089
Perdas Totais 5.131
Perdas na Distribuição 5.131
Energia Requerida 45.220
b. Valoração dos custos de aquisição de energia
26. A Ceprag é suprida atualmente pelas distribuidoras Celesc e CEEE. 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 das supridoras, os
índices de descontos definidos no Processo de Regularização da Permissionária.
27. 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$/MWh)
CEEE A4 90,44
CELESC A4 115,61
28. A energia do Proinfa foi considerada a custo zero na composição de aquisição de energia. O
montante de energia do Proinfa correspondeu à última quota anual de energia elétrica homologada para a
permissionária, de 756 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015.
29. No quadro a seguir estão relacionados os custos de compra de energia elétrica da Ceprag,
com os montantes de suprimento e PROINFA.
Quadro 7. Custo de Energia em DRP
Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)

Suprimento 47.260 102,71 4.854.176,33
PROINFA 756 - -

Sobras (-) / Exposição (+) -2.796 102,71 - 287.151,16
Total 45.220 101,00 4.567.025,17
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Fls. 6 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro de 2016.
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.
31. O custo de compra de energia, considerando os preços de repasse aplicados à energia
requerida, resultou no valor de R$ 4.567.025,17.
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 70,00%.
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$ 878.818,80.
Quadro 8. CUSD

| Componente | Tipo de | Tarifa |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Supridora | Tensão | Montante | Despesa (R$) |  |  |  |
| TUSD | Montante | com desc |  |  |  |  |
| CEEE | A4 | Fora de Ponta | DemandaKW | 54.776 | 2,40 | 131.462,40 |
| CEEE | A4 | Ponta | DemandaKW | 53.341 | 5,38 | 287.081,26 |
| CEEE | A4 | Fora de Ponta | EnergiaTUSD | 20.613 | 1,58 | 32.651,43 |
| CEEE | A4 | Ponta | EnergiaTUSD | 2.589 | 1,58 | 4.101,54 |
| CELESC | A4 | Fora de Ponta | DemandaKW | 50.390 | 2,07 | 104.156,13 |

CELESC A4

| Ponta | DemandaKW | 51.189 | 5,20 | 266.131,61 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CELESC | A4 | Fora de Ponta | EnergiaTUSD | 19.568 | 2,41 | 47.197,29 |
| CELESC | A4 | Ponta | EnergiaTUSD | 2.503 | 2,41 | 6.037,13 |
| Custo de Transporte | 254.969 | 878.818,80 |  |  |  |  |

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 Ceprag é de R$ 16.070.394,22.
37. Por intermédio da Carta Ofício 037/2016, a Ceprag solicitou um valor de R$ 13.365.610,89
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. 7 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro de 2016.
Gráfico 1. Composição da Parcela B
Operação/
Manutenção/
Administração
77,6%
Investimentos/
Reservas/
Outras
receitas
22,4%
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 e já atualizado, resultou em R$ 312.843,35.
(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$ 244.082,44.
(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$ 190,48, revertidos em sua
totalidade para a modicidade tarifária.
(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$ 1.140.829,35.
39. Cabe destacar que nesse ciclo não será considerado o financeiro - Ajuste CUST. No termo
aditivo assinado em 14 de junho de 2016, consta que as tarifas até momento da assinatura garantem o
equilíbrio econômico financeiro da permissionária. Assim, não cabe a correção de receita para ressarcir
eventuais perdas que a permissionária possa ter com custos não previstos no último processo tarifário.
40. O quadro a seguir demonstra os componentes financeiros considerados no Reajuste
Tarifário de 2016 da Permissionária.
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Fls. 8 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro de 2016.
Quadro 10. Componentes Financeiros da Permissionária
Componentes Financeiros Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento 312.843,35
Neutralidade Encargos Setoriais -244.082,44
-190,48
Compensação DIC FIC
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -1.140.829,35
Total Financeiros -1.072.258,92
8. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
41. Nos termos do inciso VII, art. 13, da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº
12.839, de 09/07/2013, conforme dispõe o Decreto nº 7.891, de 23/01/2013, a CDE deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia
elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário
especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500
GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural; e serviço público de irrigação.
42. Conforme art. 3º do Decreto nº 7.891/2013, o montante mensal de recursos da CDE a ser
repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A – Eletrobras a cada distribuidora deve ser homologado
pela ANEEL. Para definição dos valores mensais a serem repassados, utiliza-se o mercado considerado no
respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo
processo.
43. O valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Ceprag em relação ao período de
competência de dezembro de 2016 a novembro de 2017, até o 10º dia útil do mês subsequente, que
contempla o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de setembro
de 2015 a novembro de 20161, bem como a previsão para o período de dezembro de 2016 a novembro de
2017, é de R$ 79.169,88, conforme apresentado na tabela abaixo:
Quadro 11. Valores dos subsídios que serão repassados pela CDE
Diferença cobertura Previsão 2016/2017
Tipo de Subsidio Previsão 2016/2017
e apurado + Diferença

| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 672,62 | 2.779,37 | 3.451,99 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Rural | - 10.929,14 | 86.492,61 | 75.563,47 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 46,27 | 108,14 | 154,41 |
| - 10.210,24 | 89.380,12 | 79.169,88 |  |

TOTAL
B. Resultados
44. O Quadro 12 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.
1 Devido a alteração da data de aniversário da permissionária serão considerados 15 meses.
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Fls. 9 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro de 2016.
Quadro 12. Participação das Parcelas A, B e financeiros no IRT
Participação
Participação

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação no processo
na Receita
tarifário

| Encargos Setoriais | 2.589.072,22 1.690.643,72 | -34,7% | -4,42% | 8,25% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 52.097,15 | 59.993,88 | 15,2% | 0,04% | 0,29% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 2.112.031,72 1.301.291,47 -38,4% | -3,99% | 6,35% |  |  |
| PROINFA | 244.042,65 | 329.358,37 | 35,0% | 0,42% | 1,61% |
| P&D e Eficiência Energética | 180.900,70 | - | 0,0% | -0,89% | 0,00% |
| Energia Comprada | 4.828.468,72 4.567.025,17 | -5,4% | -1,29% | 22,28% |  |
| Energia | 4.828.468,72 4.567.025,17 | -5,4% | -1,29% | 22,28% |  |
| Trasnporte de Energia | 790.844,54 | 878.818,80 | 11,1% | 0,43% | 4,29% |
| Uso do sistema de distribuição | 790.844,54 | 878.818,80 | 11,1% | 0,43% | 4,29% |
| Total de Parcela A | 8.208.385,48 7.136.487,69 | -13,1% | -5,27% | 34,81% |  |
| Total de Parcela B | 12.127.644,66 13.365.610,89 | 10,2% | 6,09% | 65,19% |  |

Variação econômica 0,82%
Componentes Financeiros

| Repasse de PIS COFINS suprimento | 312.843,35 | 1,54% |
| --- | --- | --- |
| Neutralidade Encargos Setoriais | - 244.082,44 | -1,20% |
| Compensação DIC FIC | - 190,48 | 0,00% |
| Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias | - 1.140.829,35 | -5,61% |

-5,27%
Total Financeiros - 1.072.258,92
Variação econômica e financeira -4,45%
45. Os custos da Parcela A representam 34,8% da receita econômica da Permissionária. O
aumento desses custos responde por -5,27%, do total de 0,82%, da variação econômico da Ceprag com
destaque para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais variou em -34,7% em
comparação aos valores referentes ao último processo tarifário, correspondendo ao efeito de -4,42%
no IRT. Destaca-se a variação de -38,39% da CDE, correspondendo a uma diminuição média de -
3,99%, devido a redução do valor unitário do encargo; e a TFSEE, com um aumento de 15,16%.
ii) Custos de Transmissão. Variação de 11,1% em relação ao processo anterior,
correspondendo a uma variação tarifária de 0,43%. A Alteração se deve a um aumento de custos de
CUSD da supridora CEEE.
iii) Compra de Energia. Variação de -5,4% em relação ao processo anterior, contribuindo no
Reajuste Tarifário com -1,29%, devido à redução das tarifas de suprimento da Celesc e CEEE,
impactada pela alteração do custo do mix de energia.
46. Quanto à Parcela B, requerida pela permissionária, representa 6,09% na composição
variação econômica econômico.
47. Além da variação econômica de 0,82%, os componentes financeiros representam -5,27%,
totalizando, para a variação econômica e financeira de -4,45%.
48. O Gráfico 2 abaixo demonstra a participação de cada segmento na composição da receita da
permissionária, desagregando os encargos setoriais.
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Gráfico 2. Composição da Receita – Encargos Desagregados
Custo de
Energia
22,3% Custo de
Trasnmissão
4,3%
PROINFA
1,6%
CDE
6,3%
Custo de
Distribuição TFSEE
0,3%
65,2%
49. O Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 19,04% para o ICMS e de 0,02% para o
Pis e Cofins (total de 19,06% por dentro), o que equivale a uma majoração de 23,55%, 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 Custo de
Encargos
ENERGIA
Trasnmissão
20,2% Setoriais
3,5%
6,7%
ICMS
19,0%
PIS/COFINS
Custo de
Distribuição 0,0%
52,8%
C. Efeito Médio
50. O reajuste tarifário conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -4,60%.
O quadro abaixo apresenta o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores atendidos em alta e
baixa tensão.
Quadro 13. Efeito médio para consumidor cativo
Grupo de consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (≥ 2,3 kV) -4,89%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) -4,55%
Efeito médio geral -4,60%
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Fls. 11 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro de 2016.
51. 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.
52. 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
6,09%
0,43%
-0,14%
-1,29%
-4,42% -4,60%
-5,27%
Encargos Transporte Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio

Setoriais Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
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53. No Gráfico 5 é apresentada a evolução da tarifa B1-Residencial da permissionária no
período de 2012 a 2016, 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
531,10

Ceprag Celesc 507,01
500
IGP_M IPCA
434,91
450 430,42
444,36
MWh
400
384,10
/
R$ 369,49 369,49
350
353,49
313,80 306,07
300
288,68
250
255,80
255,80
200

set-12 jan-13 RTE-13 set-13 set-14 set-15 dez-16
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Fls. 12 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro de 2016.
54. 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 superior à variação do
IGP-M no mesmo período, bem como inferior a tarifa da principal supridora e da variação do IPCA.
D. Situação de Adimplência ou Inadimplência
55. 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
56. 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
57. 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.
58. 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.
59. 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
60. Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 19/2010, no que consta do
Processo 48500.002699/2016-11 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:
i) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de -4,60%
ser percebido pelos consumidores;
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento da supridora Celesc e CEEE para a Ceprag;
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 Ceprag, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
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Fls. 13 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro de 2016.
VI. DA RECOMENDAÇÃO
61. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
MARCELO HLEBETZ DE SOUZA JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo,
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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