* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
48581.002776/2016-00 
 
S U P E R I N T E N D Ê N C I A  D E  
G ES TÃO TARI FÁ RI A 
 
Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL 
Brasília, 22 de setembro de 2016 
 
 
 
 
 
 
 
 
S E G U N D A  
R E V I S Ã O  T A R I F Á R I A  P E R I Ó D I C A  
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .  . . . . . . 
C o o p e r a t i v a  d e  E l e t r i f i c a ç ã o  e  D e s e n v o l v i m e n t o  R u r a l  d o  
A l t o  P a r a í b a  L t d a  - C e d r a p  
C I C L O  2 0 1 6  –  2 0 1 9  
 
 
 
FINAL 
 
 
 
 
 
 
Agência Nacional de Energia Elétrica 
Superintendência de Regulação Econômica 
SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar 
CEP: 70830-030 – Brasília – DF 
Tel: + 55 61 2192-8695 
Fax: + 55 61 2192-8679 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
48581.002776/2016-00 
Nota Técnica nº 327/2016–SGT/ANEEL 
 
Em 22 de setembro de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo n.º 48500.002702/2016-99  
 
Assunto: Segunda Revisão Tarifária Periódica da 
Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento 
Rural do Alto Paraíba Ltda - Cedrap.  
 
 
 
I. OBJETIVO 
 
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da Segunda Revisão Tarifária Periódica da Cooperativa de 
Eletrificação e Desenvolvimento Rural do Alto Paraíba Ltda - Cedrap, consolidada após análise das 
contribuições trazidas no âmbito da Audiência Pública nº 50/2016. 
 
2. 
O Submodulo 8.1 do Módulo 8 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET aplicáveis a 
esta segunda revisão, encontra-se vigente desde 23 de março de 2016, conforme estabelecido na Resolução 
Normativa nº 704/2016, fundamentando os cálculos apresentados na presente Nota Técnica. 
 
3. 
A Seção II apresenta uma breve descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da Cedrap, a Seção III 
descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo da Receita Verificada, Parcela A, 
Parcela B, Outras Receitas, Componentes Financeiros e Fator X. A seção IV traz os resultados que deverão 
ser levados a Audiência Pública. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
4. 
O Contrato de Permissão nº 01/2008, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de 
energia elétrica na área de permissão da Cedrap, define a data de 31 de agosto de 2016 para aplicação dos 
resultados de sua segunda revisão tarifária periódica. 
 
5. 
A Resolução Normativa 704, de 23 de março de 2016, aprovou o Submódulo 8.4 e a revisão dos 
Submódulos 8.1, 8.2 e 8.3 do PRORET – Procedimentos de Regulação Tarifária, que definem as regras de 
reajuste e revisão tarifária das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica e minuta 
de termo aditivo ao contrato de permissão. 
 
6. 
Pela nova regra, as permissionárias poderiam optar por assinar novo termo aditivo ao contrato de 
permissão ficando livres para definirem a Parcela B seguindo a metodologia do PRORET 8.4 ou continuar 
com tarifas definidas pelo PRORET 8.1. 
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(Fls. 2 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
7. 
A CEDRAP, por meio da CTA/DIR/056/2016, de 25 de julho de 2016, optou por não celebrar termo 
aditivo contratual e permanece com as tarifas estabelecidas pela ANEEL seguindo a metodologia do 
Submódulo 8.1 do PRORET. 
 
8. 
Desta forma, em 1º de agosto de 2016, foi encaminhado à Cedrap o Ofício nº 108/2016-SGT/ANEEL, 
onde foram solicitadas as informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, para fins de 
Audiência Pública, estabelecendo o prazo para resposta até 9 de agosto de 2016. A CEDRAP encaminhou, 
por correio eletrônico, as informações iniciais às 22 horas e 26 minutos do prazo final estabelecido. 
 
9. 
A Norma de Organização ANEEL 1, aprovada pela Resolução Normativa nº 273, de 10 de julho de 
2007 e alterada pela Resolução Normativa nº 483, de 17 de abril de 2012, determina, no § 1º do art. 17, que o 
prazo mínimo para contribuições em Audiências Públicas é de 10 dias. 
 
10. 
A primeira Reunião Pública Ordinária da Diretoria possível para a abertura de Audiência Pública seria 
em 16 de agosto de 2016. Caso fosse dado o prazo mínimo de dez dias corridos, a Audiência terminaria em 
26 de agosto de 2016, inviabilizando a análise das contribuições e, consequentemente, o cálculo final do 
processo tarifário e aprovação pela Diretoria Colegiada, antes da data contratual de 31 de agosto de 2016. 
 
11. 
Na Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL, de 16 de agosto de 2016, decidiu-se, portanto: 
(i) pela instauração da Audiência Pública nº 50/2016, no período de 17 de agosto a 15 de setembro de 2016, 
na modalidade intercâmbio documental, com vistas a obter subsídios e informações adicionais para o 
aprimoramento da proposta referente à Segunda Revisão Tarifária Periódica da CEDRAP; e (ii) pela 
prorrogação da Resolução Homologatória Nº 1.942, de 25 de agosto de 2015, até o encerramento do atual 
processo tarifário, estabelecida por meio da Resolução Homologatória Nº 2.121, de 16 de agosto de 2016. 
 
 
III. ANÁLISE 
 
12. 
O reposicionamento tarifário proposto para a revisão tarifária da Cedrap é de 1,79%, calculado 
conforme metodologia detalhada no Submódulo 8.1 do PRORET.  
 
III.1 RECEITA VERIFICADA 
 
13. 
A apuração da Receita Verificada se dá através de informações de mercado no período de referência 
de agosto/2015 a julho/2016, declaradas pela permissionária no Sistema de Acompanhamento de 
Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP. 
 
 
 
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(Fls. 3 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 1: Receita Verificada 
 
 
III.2 PARCELA B 
 
14. 
A Parcela B compreende os custos relativos à atividade de distribuição de energia elétrica. Tratam-se, 
basicamente, dos custos operacionais, remuneração e depreciação dos investimentos feitos, que foram 
calculados obedecendo à metodologia do PRORET.  
 
ܸܲܤ= ܥܣܱܯ+ ܴܥ+ ܴܴܳ 
 
onde: 
CAOM corresponde aos custos de administração, operação e manutenção; 
RC é a Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; e 
QRR é a quota de reintegração regulatória (depreciação); 
 
III.2.1 – Base de Remuneração Regulatória 
 
15. 
Os cálculos da Remuneração do Capital e da Quota de Reintegração Regulatória dependem da Base 
de Remuneração Regulatória - BRR. 
 
16. 
A BRR foi calculada obedecendo à metodologia do PRORET e é composta pelos seguintes itens: 
 
I. 
Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado conforme caso 
específico); 
II. 
Almoxarifado em Operação; e 
III. 
Obrigações Especiais. 
 
 
 
Descrição
Energia (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
33.004,32
                    
12.414.971,79
              
    A4 (2,3 kV a 25 kV)
14.780,59
                    
5.022.895,14
                
    BT (menor que 2,3 kV)
18.223,73
                    
7.392.076,65
                
Total
33.004,32
                    
12.414.971,79
              
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(Fls. 4 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 2 – Base de Remuneração Regulatória 
 
 
17. 
Registre-se que, conforme previsto no item 5.7.1 do submódulo 8.1 do PRORET, foram procedidos 
ajustes nos quantitativos de medidores e condutores em baixa tensão. 
 
18. 
A Parcela B, expressa pela soma dos componentes acima, resultou em R$ 8.957.055,95, dentro da 
faixa de oscilação de 30% da Parcela B do processo anterior. Porém, com aplicação do fator de ajuste de 
Descrição
Valores
(1) VNR MEDIDORES
1.826.483,92
R$                              
(2) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - CONDUTORES
21.756.957,75
R$                             
(3) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - ESTRUTURAS
10.019.970,06
R$                            
(4) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - EQUIPAMENTOS
23.954.225,63
R$                            
(5) VNR LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO - CONDUTORES
-
R$                                             
(6) VNR LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO - ESTRUTURAS
-
R$                                             
(7) VNR SUBESTAÇÕES - EQUIPAMENTOS
-
R$                                             
(8) VNR SUBESTAÇÕES - TERRENOS
-
R$                                             
(9) VNR SUBESTAÇÕES - EDIFICAÇÕES
-
R$                                             
(10) VNR MÓVEIS E IMÓVEIS ADMINISTRATIVOS
2.600.513,20
R$                              
(11) VNR - TOTAL
60.158.150,56
R$                             
Descrição
Valores
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
57.557.637,36
R$                             
(2) Obrigações Especiais Bruta
-
R$                                             
(3) Bens Totalmente Depreciados
2.314.230,36
R$                              
(4) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)
55.243.407,00
R$                             
(5) Depreciação Acumulada
14.181.559,77
R$                             
(6) Valor da Base de Remuneração (VBR)
43.376.077,58
R$                             
(7) Obrigações Especiais Líquida
-
R$                                             
(8) Terrenos e Servidões
-
R$                                             
(9) Almoxarifado em Operação
172.672,91
R$                                 
(10) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(5)-(7)+(8)+(9)
43.548.750,50
R$                             
(11) Taxa de Depreciação
4%
(12) Quota de Reintegração Regulatória
2.209.736,28
R$                              
(13) Remuneração de Capital (RC)  =  BRR líq  x  WACC
1.641.787,89
R$                              
Referência para Custos Operacionais (OPEX)
Valores
Total de km de rede (linhas e redes de distribuição)
898,21
                                           
nº de consumidores declarado
5.816,00
                                         
Depreciação Acumulada (DAC) / VNR
24,64%
Saldo 100% Depreciado / VNR
4,02%
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Descrição Valores  
(1) VNR MEDIDORES
(2) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - CONDUTORES
(3) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - ESTRUTURAS
(4) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - EQUIPAMENTOS
(5) VNR LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO - CONDUTORES
(6) VNR LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO - ESTRUTURAS
(7) VNR SUBESTAÇÕES - EQUIPAMENTOS
(8) VNR SUBESTAÇÕES - TERRENOS
(9) VNR SUBESTAÇÕES - EDIFICAÇÕES
(10) VNR MÓVEIS E IMÓVEIS ADMINISTRATIVOS
(11) VNR - TOTAL  R$ 1.826.483,92
R$ 2 1.756.957,75
R$ 1 0.019.970,06
R$ 2 3.954.225,63
R$ -
R$ -
R$ -
R$ -
R$ -
R$ 2.600.513,20
R$ 6 0.158.150,56
Descrição Valores  
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Obrigações Especiais Bruta
(3) Bens Totalmente Depreciados
(4) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)
(5) Depreciação Acumulada
(6) Valor da Base de Remuneração (VBR)
(7) Obrigações Especiais Líquida
(8) Terrenos e Servidões
(9) Almoxarifado em Operação
(10) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(5)-(7)+(8)+(9)
(11) Taxa de Depreciação
(12) Quota de Reintegração Regulatória
(13) Remuneração de Capital (RC) = BRR líq x WACC  R$ 5 7.557.637,36
R$ -
R$ 2.314.230,36
R$ 5 5.243.407,00
R$ 1 4.181.559,77
R$ 4 3.376.077,58
R$ -
R$ -
R$ 172.672,91
R$ 4 3.548.750,50
4%
R$ 2.209.736,28
R$ 1.641.787,89
Referência para Custos Operacionais (OPEX) Valores  
Total de km de rede (linhas e redes de distribuição)
nº de consumidores declarado
Depreciação Acumulada (DAC) / VNR
Saldo 100% Depreciado / VNR  898,21
5 .816,00
24,64%
4,02%

(Fls. 5 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
mercado, a Parcela B considerada para a composição da Receita Requerida resulta em R$ 8.820.735,39, 
como detalhado na tabela a seguir. 
 
Tabela 3: Parcela B 
 
 
 
III.3 PARCELA A 
 
19. 
A Parcela A foi calculada considerando o mercado de referência e as condições vigentes na data da 
revisão tarifária periódica. A Parcela A engloba o Custo de Energia Comprada, Custo com o Uso do Sistema 
de Distribuição e/ou Transmissão e os Custos com Encargos Setoriais. 
 
III.3.1 – Encargos Setoriais 
 
20. 
Os Encargos Setoriais foram estabelecidos conforme legislação vigente e estão demonstrados na 
tabela a seguir: 
 
Tabela 4: Encargos Setoriais 
 
 
III.3.2 – Mecanismo de Alteração do Nível de Desconto – Aquisição de energia 
 
21. 
A Cedrap é suprida atualmente pelas distribuidoras Bandeirante e Elektro. Na valoração do custo de 
aquisição de energia, aplica-se, sobre as tarifas de suprimento de energia estabelecidas nos últimos 
processos tarifários das supridoras, os índices de descontos definidos no Processo de Regularização da 
Permissionária. 
 Valores 
 R$    4.695.003,10 
Custos Operacionais (CO)
4.679.046,82
R$     
Receitas Irrecuperáveis (RI)
15.956,28
R$          
 R$    4.262.052,84 
Remuneração do Capital (RC)
1.641.787,89
R$     
Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
2.209.736,28
R$     
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI)
410.528,67
R$        
 R$    8.957.055,95 
Parcela B do último IRT
8.350.877,11
R$     
Parcela B com limite de +/- 30%
8.957.055,95
R$     
Variação da Parcela B
7,26%
Fator de Ajuste de Mercado (Pm)
1,15%
VPB * (1-Pm)
 R$    8.820.735,39 
Composição da Parcela B
Custo Anual dos Ativos (CAA)
Parcela B (VPB)
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM)
Encargos Setoriais
Valores (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
37.371,34
                  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
1.071.320,29
             
PROINFA
274.879,60
                
Total
1.383.571,23
             
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(Fls. 6 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
22. 
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. 
 
23. 
Assim, os descontos aplicados à Cedrap serão reduzidos, a partir do presente processo tarifário, em 
25% ao ano, resultando nas seguintes porcentagens: 
 
Tabela 5: Descontos na compra de energia 
 
 
 
III.3.3 – Energia Requerida 
 
24. 
A energia requerida é obtida a partir do mercado de venda da permissionária nos 12 meses anteriores 
à revisão tarifária, adicionado das perdas regulatórias. Cabe à ANEEL definir a cada revisão tarifária um 
referencial regulatório de perdas que leve em consideração o desempenho da permissionária nos segmentos 
de perdas que tenha maior gestão.  
 
25. 
O limite de perdas regulatórias admissíveis é um valor fixo definido para todo o ciclo de revisão 
tarifária, conforme Submódulo 8.1 do PRORET. Para a Cedrap, a Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição - SRD calculou as perdas técnicas em 8,719% sobre a energia injetada, conforme 
Nota Técnica n° 0117/2016–SRD/ANEEL, de 11 de agosto de 2016. 
 
III.3.4 – Valoração da Compra 
 
26. 
Para a valoração da compra de energia elétrica para a revenda, elaborou-se o Balanço Energético da 
permissionária, que apura a energia requerida pela Cedrap para atendimento de seu mercado de referência. 
A energia requerida é obtida a partir do mercado de venda da permissionária, adicionado das perdas 
regulatórias, aplicando-se a nova tarifa de suprimento. 
 
 Supridora 
 Nível 
 Desconto
anterior 
 Novo
desconto 
BANDEIRANTE
A4
85,74%
64,31%
ELEKTRO
A4
81,92%
61,44%
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(Fls. 7 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 628 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015. 
 
Tabela 6: Custo com Compra de Energia 
 
 
III.3.5 – Custo com o Uso do Sistema de Distribuição 
 
28. 
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. 
 
29. 
Na valoração destes custos, aplicou-se sobre as tarifas de suprimento, estabelecidas no último 
processo tarifário das supridoras, o índice de desconto definidos na primeira revisão tarifária no valor de 
70,00%. 
 
30. 
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$ 593.930,85. 
 
Tabela 7: Custo o Uso do Sistema de Distribuição 
 
 
III.4. OUTRAS RECEITAS 
 
31. 
As outras receitas podem ser classificadas em duas categorias, conforme sua natureza: em “receitas 
inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica” e “receitas de outras atividades empresariais” ao 
serviço de distribuição – subdivididas em 2 grupos.  
 
Descrição
Energia (MWh)
Tarifa (R$/MWh)
Despesa (R$)
Suprimento
35.291
94,57
                        
3.337.530,61
      
PROINFA
628
-
                            
-
                      
Sobras (-) / Exposição (+)
238
94,57
                        
22.514,25
           
Total
36.157
92,93
                        
3.360.044,86
      
Supridora
Tensão
Componente 
TUSD
Tipo de 
Montante 
Montante
Tarifa 
com desc
Despesa (R$)
BANDEIRANTE
A4
Fora de Ponta
DemandaKW
62.529
            
1,39
87.040,84
         
BANDEIRANTE
A4
Ponta
DemandaKW
48.503
            
3,43
166.317,23
       
BANDEIRANTE
A4
Fora de Ponta
EnergiaTUSD
19.508
            
2,27
44.186,02
         
BANDEIRANTE
A4
Ponta
EnergiaTUSD
2.203
              
2,27
4.989,97
           
ELEKTRO
A4
Fora de Ponta
DemandaKW
37.864
            
2,12
80.423,31
         
ELEKTRO
A4
Ponta
DemandaKW
34.878
            
5,24
182.586,33
       
ELEKTRO
A4
Fora de Ponta
EnergiaTUSD
12.332
            
2,02
24.935,47
         
ELEKTRO
A4
Ponta
EnergiaTUSD
1.707
              
2,02
3.451,66
           
Custo de Transporte
219.525
          
593.930,85
       
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO, LINCOLN JOSE SILVA DE ALBUQUERQUE BARROS

(Fls. 8 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
32. 
As receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica são adicionais ao fornecimento de 
energia, mas ainda fazem parte da essência da permissão de distribuição de energia elétrica, para as quais 
as despesas incorridas em sua prestação já estão contempladas na receita do serviço regulado. Encontram-
se nessa categoria as receitas obtidas com encargos de conexão e serviços cobráveis; e ainda as receitas 
obtidas a título de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, cuja arrecadação tem o fulcro de 
incentivar o uso otimizado da rede e o consumo eficiente da energia, sem que haja a efetiva contraprestação 
de serviço pela permissionária.  
 
33. 
As receitas de outras atividades empresariais são todas e quaisquer atividades desenvolvidas pela 
própria permissionária e que não estão diretamente relacionadas à atividade fim da permissão. Subdividem-
se em 2 subgrupos: Atividades complementares e Atividades atípicas.  
 
34. 
Para cada fonte de receita adicional a seguir identificada, exceto aquelas provenientes de 
ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, que terão tratamento específico, o valor a ser 
considerado na revisão corresponderá à soma dos valores faturados nos 36 (trinta meses) meses anteriores à 
data de revisão tarifária, atualizado pelo IGPM à data da revisão.  
 
35. 
Para efeito de modicidade tarifária, as receitas adicionais obtidas pela permissionária (Outras Receitas 
– OR) serão deduzidas da receita requerida calculada no momento da revisão. 
 
  
Tabela 8: Outras Receitas 
 
 
 
Receita 
Regulatória
Compartilhamento
Média
36 meses
Fator IGP- M
654,64
                        
Serviços Cobráveis
24.652,22
60%
3.423,92
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros
0,00
60%
0,00
Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D
0,00
50%
0,00
Veiculação de publicidade
0,00
60%
0,00
Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos
2.043,80
60%
283,86
Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses)
6.618,39
60%
919,22
Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores.
0,00
60%
0,00
Operacionalização de serviço de créditos tributários
0,00
60%
0,00
Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:
-
-
0,00
(1)  redes de distribuição p/ regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos empreendimentos de múltiplas UCs;
0,00
60%
0,00
(2)  redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão;
0,00
60%
0,00
(3)  subestações de energia;
0,00
60%
0,00
(4)  instalações elétricas internas de unidades consumidoras;
0,00
60%
0,00
(5)  banco de capacitores;
0,00
60%
0,00
(6)  padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão;
0,00
60%
0,00
(7)  sistemas de medição de energia elétrica;
0,00
60%
0,00
(8) geradores, incluindo-se microgeração e minigeração;
0,00
30%
0,00
(9)  sistemas de iluminação pública.
0,00
60%
0,00
Eficientização (no consumo e na instalação de cogeração qualificada), exceto projetos de P&D / Eficiência Energética previstos em lei
0,00
30%
0,00
Serviços de comunicação de dados
0,00
30%
0,00
Serviços de consultoria
0,00
60%
0,00
Total
33.314,41
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(Fls. 9 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
36. 
O resultado econômico pode ser assim representado: 
 
Figura 1: Efeito do Processo de Revisão Tarifária sobre a Receita 
 
 
 
III.5. COMPONENTES FINANCEIROS 
 
37. 
Os componentes financeiros considerados neste processo tarifário, apresentados na tabela a seguir, 
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 das 
compensações por descontinuidade; (iv) do Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior; e 
(v) da Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias. 
 
Tabela 9: Componentes Financeiros 
 
 
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$ 118.047,00.  
 
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, 
 -
 2.000.000,00
 4.000.000,00
 6.000.000,00
 8.000.000,00
 10.000.000,00
 12.000.000,00
 14.000.000,00
 16.000.000,00
Reajuste Anterior
Revisão atual
Parcela B
Energia
Transporte
Encargos
Componentes Financeiros
Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento
118.047,00
Neutralidade Encargos Setoriais
-21.463,49
Compensação DIC FIC
-27.152,30
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior
-636.773,69
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-953.034,86
Total Financeiros
-1.520.377,34
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(Fls. 10 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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$ -
21.463,49. 
 
iii) Repasse das compensações por descontinuidade: Nesta revisão, também estão sendo 
consideradas 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$         27.152,30, revertidos em 
sua totalidade para a modicidade tarifária. 
 
iv) Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior: Em razão do previsto no art. 
111 da Resolução Homologatória nº 1.942/2015, relativa ao reajuste tarifário estabelecido à Cedrap, 
faz-se necessário, no atual processo de revisão tarifária, considerar parte do saldo remanescente da 
diferença de receita decorrente da não publicação a tempo da metodologia aplicável ao primeiro ciclo 
de revisões tarifárias das permissionárias. Os procedimentos a serem observados, quanto ao referido 
saldo, foram estabelecidos, a título provisório, na Resolução Normativa nº 471, de 20 de dezembro de 
2011. 
 
Portanto, não obstante a caducidade2 da supracitada Resolução Normativa, no corrente ano, 
procurou-se considerar parte do saldo remanescente da diferença de receita, no valor atualizado, até 
agosto de 2016, de -R$               2.122.578,96, correspondente a um percentual de 30%, devendo o 
saldo restante ser considerado nos processos tarifários subsequentes, até a próxima revisão tarifária 
de 2020, mediante atualização pela SELIC. 
 
v) 
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 tarifário, atualizado por 
SELIC, totalizando -R$       953.034,86. 
 
 
III.6 FATOR X 
 
38. 
Na apuração do Fator X no processo de revisão tarifária da Cedrap foi observada a metodologia 
descrita no Submódulo 8.1 do PRORET, obtendo-se parâmetros observados no cálculo. 
 
 
 
                                                        
1 Art. 11. O saldo remanescente da diferença de receita de que trata o art. 5º da Resolução Homologatória nº 1.783, de 26 de 
agosto de 2014, no valor atualizado até agosto de 2015 de R$ -1.859.464,37 (um milhão, oitocentos e cinquenta e nove mil, 
quatrocentos e sessenta e quatro reis e trinta e sete centavos negativos), será considerado nos processos tarifários subsequentes 
da Cedrap, mediante atualização e remuneração nos termos da Resolução Normativa nº 471, de 20 de dezembro de 2011. 
 
2  Caducada conforme Nota Técnica nº 014/2016-SRD/ANEEL, de 4 de fevereiro de 2016. 
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(Fls. 11 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 10: Fator X 
 
 
 
III.7. RESULTADOS DA REVISÃO TARIFÁRIA 
 
39. 
Aplicando-se as metodologias definidas no Submódulo 8.1 do PRORET em relação à Cedrap 
resultaram nos seguintes parâmetros que serão observados na definição das tarifas de referência no período 
31 de agosto de 2016 a 30 de agosto de 2017. 
 
Tabela 11: Resultados da Revisão Tarifária 
 
 
 
40. 
A tabela a seguir reproduz os efeitos médios s serem percebidos pelos consumidores. 
 
 
 
Fator X
1,15%
Componente Pd
1,15%
Componente T
0,00%
Processo tarifário
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
-33,36%
-5,58%
9,77%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
3,67%
0,01%
0,26%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
-38,38%
-5,37%
7,57%
PROINFA
35,12%
0,58%
1,94%
P&D e Eficiência Energética
0,00%
-0,79%
0,00%
ENERGIA COMPRADA 
147,98%
16,15%
23,73%
Energia  
147,98%
16,15%
23,73%
TRANSPORTE DE ENERGIA
-6,15%
-0,31%
4,19%
Uso do sistema de distribuição
-6,15%
-0,31%
4,19%
Total de Parcela A
31,33%
10,26%
37,70%
Total de Parcela B
5,63%
3,78%
62,30%
Variação econômica
14,04%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS suprimento
0,95%
Neutralidade Encargos Setoriais
-0,17%
Compensação DIC FIC
-0,22%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-7,68%
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior
-5,13%
Total Financeiros  
-12,25%
Variação econômica e financeira
1,79%
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Participação no Participação na
Processo tarifário Variação
processo tarifário Receita  
ENCARGOS SETORIAIS -33,36% -5,58% 9,77%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 3,67% 0,01% 0,26%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE -38,38% -5,37% 7,57%
PROINFA 35,12% 0,58% 1,94%
P&D e Eficiência Energética 0,00% -0,79% 0,00%  
ENERGIA COMPRADA 147,98% 16,15% 23,73%  
Energia 147,98% 16,15% 23,73%  
TRANSPORTE DE ENERGIA -6,15% -0,31% 4,19%  
Uso do sistema de distribuição -6,15% -0,31% 4,19%  
Total de Parcela A 31,33% 10,26% 37,70%  
Total de Parcela B 5,63% 3,78% 62,30%  
Variação econômica 14,04%  
COMPONENTES FINANCEIROS Participação  
Repasse de PIS COFINS suprimento 0,95%
Neutralidade Encargos Setoriais -0,17%
Compensação DIC FIC -0,22%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -7,68%
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior -5,13%  
Total Financeiros -12,25%  
Variação econômica e financeira 1,79%  

(Fls. 12 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 12: Efeito médio ao consumidor 
 
 
 
III.8. OBRIGAÇÕES INTRASSETORIAIS 
 
41. 
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. 
 
 
IV. CONCLUSÃO 
 
42. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 01/2008, no que consta do Processo 
48500.002702/2016-99 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:  
 
i) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de 5,25% 
ser percebido pelos consumidores, sendo de -0,52%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 9,64%, em média, para os consumidores conectados na 
Baixa Tensão; 
 
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento das distribuidoras Bandeirante e Elektro para a 
Cedrap;  
 
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; 
 
iv) pela homologação do valor mensal de recursos da CDE a ser repassado pela Eletrobrás à 
Cedrap, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
v) pela fixação dos componentes Pd e T do Fator X em, respectivamente: 1,15% e 0,00%; e 
 
vi) pela fixação do referencial regulatório de perdas de energia em 8,719%, para os reajustes 
tarifários de 2017, 2018 e 2019. 
 
 
V. RECOMENDAÇÃO 
 
43. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação da Revisão Tarifária 
Periódica em questão, conforme detalhado na conclusão acima e com efeitos retroativos a 31 de agosto de 
2016. 
 
Grupo de consumo
Variação Tarifária
AT - Alta Tensão     (≥ 2,3 kV)
-0,52%
BT - Baixa  Tensão (< 2,3 kV)
9,64%
Efeito médio geral
5,25%
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(Fls. 13 da Nota Técnica nº 327/2016-SGT/ANEEL, de 22/09/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
 
 
LINCOLN JOSÉ SILVA DE ALBUQUERQUE BARROS
Especialista em Regulação  
JOSÉ ROBERTO XAVIER MANÇO
Especialista em Regulação  
 
 
De acordo, 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
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