* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.002680/2016-67  
 
48581.002762/2016-00 
Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL  
 
Em 22 de setembro de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.002680/2016-67  
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à Cooperativa Energética Cocal - 
Coopercocal 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 Energética Cocal – Coopercocal, calculado em conformidade com as disposições legais e 
normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de Permissão de Distribuição nº 
34/2010. 
 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
A Coopercocal, sediada na cidade de Cocal do Sul - SC, atende atualmente cerca de 10 
mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de 
aproximadamente 24 milhões de Reais. 
 
3. 
Em 5 de agosto de 2010, foi firmado o Contrato de Permissão nº 34/2010 entre a União e 
a Coopercocal, 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 Coopercocal foram, em 
média, reajustadas em 27,50%, sendo 27,06% relativos ao cálculo econômico e 0,44% aos componentes 
financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.963 de 22 de setembro de 
2015. 
 
5. 
Em 28 de março de 2016, foi publicada a Resolução Normativa 704 que estabeleceu nova 
metodologia de cálculo para reajustes e revisões. Esta nova metodologia prevê alteração da cláusula 
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Fls. 2 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.002680/2016-67  
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: 30 de setembro de 2016.  
 
6. 
A Coopercocal assinou este Termo Aditivo em 06 de junho de 2016. 
 
7. 
A Resolução Homologatória 2.134, de 30 de agosto de 2016, prorrogou as tarifas de 
aplicação da Coopercocal até o atual processo tarifário. 
 
8. 
Por meio da carta Ofício Coopercocal - ADM nº 000234/2.016, de 29/8/2016, a 
permissionária solicitou um valor de Parcela B total de R$ 12.171.000,00. 
 
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, calculadas 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 requerida para o processo da Coopercocal, calculado pela Superintendência de 
Gestão Tarifária – SGT, para aplicação a partir de 30 de setembro de 2016, resultou em R$ 
23.575.685,43, decorrentes de uma variação frente ao processo anterior de -9,38%, sendo -0,17% relativo 
a parte econômica e -9,21% referente aos componentes financeiros pertinentes. 
  
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Processo nº 48500.002680/2016-67  
Quadro 1. Variação econômica e financeira 
Descrição 
Valores (R$)
Receita Requerida
23.575.685,43
          
Receita Atualizada Processo Anteriror
23.614.945,28
          
Variação econômica
-0,17%
Componentes Financeiros
-9,21%
Variação econômica e financeira
-9,38%  
 
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 
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$ 23.614.945,28. 
 
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
69.676,26
                    
22.121.064,98
              
    A4 (2,3 kV a 25 kV)
33.599,76
                    
10.221.973,23
              
    BT (menor que 2,3 kV)
36.076,50
                    
11.899.091,76
              
Consumidores Livres
6.431,66
                      
1.493.880,29
                
Total
76.107,92
                    
23.614.945,28
              
 
 
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 
agosto 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).  
 
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Descrição Valores (R$)  
Receita Requerida 23.575.685,43
Receita Atualizada Processo Anteriror 23.614.945,28
Variação econômica -0,17%
Componentes Financeiros -9,21%  
Variação econômica e financeira -9,38%  
  
Descrição Energia (MWh) Receita (R$)  
Fornecimento 69.676,26 2 2.121.064,98
A4 (2,3 kV a 25 kV) 33.599,76 1 0.221.973,23
BT (menor que 2,3 kV) 36.076,50 1 1.899.091,76
Consumidores Livres 6.431,66 1 .493.880,29  
Total 76.107,92 2 3.614.945,28  
  

Fls. 4 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.002680/2016-67  
Quadro 3. Receita em DRA, participação dos custos na Receita de Referência 
Processo Tarifário
DRA (R$)
Partic. na RA0
Encargos Setoriais
4.731.807,77
              
20,04%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
49.904,46
                   
0,21%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
4.024.378,80
              
17,04%
PROINFA
473.867,46
                 
2,01%
P&D e Eficiência Energética
183.657,05
                 
0,78%
Energia Comprada
4.998.128,56
              
21,17%
Energia  
4.998.128,56
              
21,17%
Transporte de Energia
2.519.731,73
              
10,67%
Uso do sistema de distribuição
2.519.731,73
              
10,67%
Total Parcela A
12.249.668,07
            
51,87%
Total Parcela B
11.365.277,21
            
48,13%
RA0 
23.614.945,28
            
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 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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Processo Tarifário DRA (R$) Partic. na RA0  
Encargos Setoriais 4 .731.807,77 20,04%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 4 9.904,46 0,21%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 4 .024.378,80 17,04%
PROINFA 4 73.867,46 2,01%
P&D e Eficiência Energética 1 83.657,05 0,78%  
Energia Comprada 4 .998.128,56 21,17%  
Energia 4 .998.128,56 21,17%  
Transporte de Energia 2 .519.731,73 10,67%  
Uso do sistema de distribuição 2 .519.731,73 10,67%  
Total Parcela A 1 2.249.668,07 51,87%  
Total Parcela B 1 1.365.277,21 48,13%  
RA0 2 3.614.945,28 100,00%  
  

Fls. 5 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.002680/2016-67  
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 Coopercocal. 
 
19. 
Os valores dos encargos setoriais da Permissionária na DRP estão demonstrados no 
quadro a seguir. 
 
Quadro 4. Encargos Setoriais em DRP 
 
Encargos Setoriais
Valores (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
57.696,01
                  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
2.470.463,15
             
PROINFA
638.698,47
                
Total
3.166.857,63
             
 
 
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. 
 
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.  
 
25. 
No caso presente, a permissionária não apresentou pleito para as perdas de energia, 
aplicando-se o percentual do último processo de 8,71%. No entanto, o valor de perdas considerado no 
atual processo tarifário foi de 7,57%, limitado ao realizado no período de referência, conforme mencionado 
anteriormente. 
 
26. 
O requisito de energia elétrica apurado para o reajuste em processamento foi de 74.858 
MWh, formado por 69.676 MWh, para atendimento ao mercado de fornecimento e suprimento (mercado de 
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Encargos Setoriais Valores (R$)  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 5 7.696,01
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 2 .470.463,15
PROINFA 6 38.698,47  
Total 3 .166.857,63  
  

Fls. 6 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.002680/2016-67  
venda), e 5.182 MWh, para cobertura das perdas de energia elétrica, conforme demostrado no quadro a 
seguir: 
Quadro 5. Energia Requerida 
Descrição
Energia (MWh)
Mercado Total 
                 69.676 
Fornecimento 
                 69.676 
Perdas Totais 
                   5.182 
Perdas na Distribuição 
                   5.182 
Energia Requerida 
74.857,95
           
 
 
b. Valoração dos custos de aquisição de energia 
 
27. 
A Coopercocal é suprida atualmente pelas distribuidoras Celesc e EFLUL. Na valoração 
do custo de aquisição de energia, em conformidade com o estabelecido no Submódulo de 8.2 do 
PRORET, aplicaram-se sobre as tarifas de suprimento de energia, estabelecida no último processo 
tarifário das supridoras, os índices de descontos definidos no Processo de Regularização da 
Permissionária. 
 
28. 
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)
CELESC
A3
65,08
CELESC
A4
143,04
EFLUL
A4
61,59
 
 
29. 
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 1.267 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015. 
 
30. 
No quadro a seguir estão relacionados os custos de compra de energia elétrica da 
Coopercocal, com os montantes de suprimento e PROINFA. 
 
Quadro 7. Custo de Energia em DRP 
Descrição
Energia (MWh)
Tarifa (R$/MWh)
Despesa (R$)
Suprimento
73.245
65,40
                        
4.790.013,21
      
PROINFA
1.267
-
                            
-
                      
Sobras (-) / Exposição (+)
346
65,40
                        
22.622,30
           
Total
74.858
64,29
                        
4.812.635,51
      
 
 
31. 
Para o cálculo da compra de energia, foram computadas as sobras ou déficits de energia, 
calculadas a partir da diferença entre os totais de energia contratada e energia requerida, ambas relativas 
ao período de referência. 
 
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Descrição Energia (MWh)  
Mercado Total 69.676  
Fornecimento 69.676  
Perdas Totais 5.182  
Perdas na Distribuição 5.182  
Energia Requerida 74.857,95  
  
Supridora Tensão Tarifa (R$/MWh)  
CELESC A3 65,08
CELESC A4 143,04
EFLUL A4 61,59  
Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)  
Suprimento 73.245 6 5,40 4.790.013,21
PROINFA 1.267 - -  
Sobras (-) / Exposição (+) 346 6 5,40 2 2.622,30  
Total 74.858 6 4,29 4 .812.635,51  
  

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Processo nº 48500.002680/2016-67  
32. 
O custo de compra de energia, considerando os preços de repasse aplicados à energia 
requerida, resultou no valor de R$ 4.812.635,51.  
 
5. Transporte de Energia 
 
 Custo das Instalações de Distribuição – CUSD  
 
33. 
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.  
 
34. 
Na valoração destes custos, em conformidade com o estabelecido no Submódulo de 8.2 
do PRORET, aplicou-se sobre as tarifas de suprimento, estabelecidas no último processo tarifário das 
supridoras, o índice de desconto no valor de 0,00%.  
 
35. 
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$ 3.425.192,28. 
 
Quadro 8. CUSD 
Supridora
Tensão
Componente 
TUSD
Tipo de 
Montante 
Montante
Tarifa 
com desc
Despesa (R$)
CELESC
A3
Fora de Ponta
DemandaKW
166.371
          
5,23
870.120,33
       
CELESC
A3
Ponta
DemandaKW
149.486
          
14,05
2.100.278,30
    
CELESC
A3
Fora de Ponta
EnergiaTUSD
72.959
            
4,56
332.691,78
       
CELESC
A3
Ponta
EnergiaTUSD
7.970
              
4,56
36.343,58
         
CELESC
A4
Fora de Ponta
DemandaKW
1.332
              
6,89
9.177,48
           
CELESC
A4
Ponta
DemandaKW
931
                 
17,33
16.134,23
         
CELESC
A4
Fora de Ponta
EnergiaTUSD
319
                 
8,04
2.561,62
           
CELESC
A4
Ponta
EnergiaTUSD
35
                   
8,04
283,79
              
EFLUL
A4
Fora de Ponta
DemandaKW
3.190
              
4,31
13.750,32
         
EFLUL
A4
Ponta
DemandaKW
3.230
              
11,46
37.014,88
         
EFLUL
A4
Fora de Ponta
EnergiaTUSD
1.049
              
5,70
5.977,66
           
EFLUL
A4
Ponta
EnergiaTUSD
151
                 
5,70
858,31
              
Custo de Transporte
407.022
          
3.425.192,28
    
 
 
 
6. Pleito de Parcela B 
 
36. 
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. 
 
37. 
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 Coopercocal é de R$ 12.896.964,49. 
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Componente Tipo de Tarifa
Supridora Tensão Montante Despesa (R$)
TUSD Montante com desc  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
Custo de Transporte 4 07.022 3 .425.192,28  
  

Fls. 8 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.002680/2016-67  
 
38. 
Por intermédio da Carta Ofício Coopercocal - ADM nº 000234/2.016, de 29/8/2016, a 
Coopercocal solicitou um valor de R$ 12.171.000,00, 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 
Operação/
Manutenção/
Adminstração
71%
Investimentos/
Reservas/
Outras receitas
29%
 
 
7. Componentes Financeiros 
 
39. 
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) 
epasse 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$ 403.110,73.  
 
(ii) 
eutralidade 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$ -1.032.610,70. 
 
(iii) 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.002680/2016-67  
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$ -R$           1.856,60, 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$    1.908.300,10. 
 
40. 
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. 
 
41. 
O quadro a seguir demonstra os componentes financeiros considerados no Reajuste 
Tarifário de 2016 da Permissionária. 
 
Quadro 10. Componentes Financeiros da Permissionária 
Componentes Financeiros
Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento
403.110,73
Neutralidade Encargos Setoriais
-1.032.610,70
Compensação DIC FIC
-1.856,60
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-1.908.300,10
Total Financeiros
-2.539.656,67  
 
8. Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
 
42. 
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. 
 
43. 
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 
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Componentes Financeiros Valores (R$)  
Repasse de PIS COFINS suprimento 403.110,73
Neutralidade Encargos Setoriais -1.032.610,70
Compensação DIC FIC -1.856,60
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -1.908.300,10  
Total Financeiros -2.539.656,67  
  

Fls. 10 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.002680/2016-67  
no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo 
processo. 
 
44. 
O valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Coopercocal, 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 junho de 
2015 a junho de 20161, bem como a previsão para o período de setembro de 2016 a agosto de 2017, é de 
R$ 45.540,47, conforme apresentado na tabela a seguir. 
 
Quadro 11. Valores dos subsídios que serão repassados pela CDE 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2016/2017
Previsão 
2016/2017 + 
Diferença
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
30,70
                   
2.393,31
              
2.424,02
              
Subsidio Rural
499,20
                 
41.413,04
            
41.912,24
            
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
229,75
                 
974,47
                 
1.204,22
              
TOTAL
759,65
                 
44.780,82
            
45.540,47
            
 
 
B. Resultados 
 
45. 
O Quadro 12 apresenta: os itens que compõem a receita requerida da permissionária; a 
variação entre receitas do ano anterior (DRA) e as receitas previstas no processo atual (DRP); a 
participação percentual dos itens de custos das Parcelas A e B no processo tarifário; 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 13 meses. 
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Diferença Previsão
Previsão
Tipo de Subsidio cobertura e 2016/2017 +
2016/2017
apurado Diferença  
  
  
  
TOTAL 759,65 44.780,82 45.540,47  
  

Fls. 11 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.002680/2016-67  
Quadro 12. Participação das Parcelas A, B e financeiros no IRT 
Processo tarifário
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
-33,07%
-6,63%
13,43%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
15,61%
0,03%
0,24%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
-38,61%
-6,58%
10,48%
PROINFA
34,78%
0,70%
2,71%
P&D e Eficiência Energética
0,00%
-0,78%
0,00%
ENERGIA COMPRADA 
-3,71%
-0,79%
20,41%
Energia  
-3,71%
-0,79%
20,41%
TRANSPORTE DE ENERGIA
35,93%
3,83%
14,53%
Uso do sistema de distribuição
35,93%
3,83%
14,53%
Total de Parcela A
-6,90%
-3,58%
48,37%
Total de Parcela B
7,09%
3,41%
51,63%
Variação econômica
-0,17%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS suprimento
1,46%
Neutralidade Encargos Setoriais
-3,75%
Compensação DIC FIC
-0,01%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-6,92%
Total Financeiros  
-9,21%
Variação econômica e financeira
-9,38%
 
 
46. 
Os custos da Parcela A representam 48,37% da receita econômica da Permissionária. O 
aumento desses custos responde por -3,58%, do total de -0,17%, da variação econômico da Coopercocal 
com destaque para:  
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais variou em -33,07% em 
comparação aos valores referentes ao último processo tarifário, correspondendo ao 
efeito de -6,63% no IRT. Destaca-se a variação de -38,61% da CDE, correspondendo a 
uma diminuição média de -6,58%, devido à redução do valor unitário do encargo; e a 
TFSEE, com um aumento de 15,61%. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de 35,93% em relação ao processo anterior, 
correspondendo a uma variação tarifária de 3,83%. A Alteração se deve a um aumento 
de custos da Rede Básica, em especial a Rede Básica de Fronteira, que variou em 
280,76% devido à entrada em operação comercial de novos equipamentos. 
  
iii) Compra de Energia. Variação de -3,71% em relação ao processo anterior, 
contribuindo no Reajuste Tarifário com -0,79%, devido à redução das tarifas de 
suprimento da Celesc e EFLUL, impactada pela alteração do custo do mix de energia e 
da CDE ACR.  
 
47. 
Quanto à Parcela B, requerida pela permissionária, representa 3,41% na composição 
variação econômica econômico. 
 
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Participação no Participação na
Processo tarifário Variação
processo tarifário Receita    
ENCARGOS SETORIAIS -33,07% -6,63% 13,43%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 15,61% 0,03% 0,24%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE -38,61% -6,58% 10,48%
PROINFA 34,78% 0,70% 2,71%
P&D e Eficiência Energética 0,00% -0,78% 0,00%    
ENERGIA COMPRADA -3,71% -0,79% 20,41%    
Energia -3,71% -0,79% 20,41%    
TRANSPORTE DE ENERGIA 35,93% 3,83% 14,53%    
Uso do sistema de distribuição 35,93% 3,83% 14,53%    
Total de Parcela A -6,90% -3,58% 48,37%    
Total de Parcela B 7,09% 3,41% 51,63%    
Variação econômica -0,17%    
COMPONENTES FINANCEIROS Participação    
Repasse de PIS COFINS suprimento 1,46%
Neutralidade Encargos Setoriais -3,75%
Compensação DIC FIC -0,01%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -6,92%    
Total Financeiros -9,21%    
Variação econômica e financeira -9,38%    
    

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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.002680/2016-67  
48. 
Além da variação econômica de -0,17%, os componentes financeiros representam -9,21%, 
totalizando, para a variação econômica e financeira de -9,38%.  
 
49. 
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 
DISTRIBUIÇÃO
51,6%
CUSTO DA 
ENERGIA
20,4%
CUSTO DA 
TRANSMISSÃO
14,5%
PROINFA
2,7%
CDE
10,5%
TFSEE
0,2%
 
 
 
 
50. 
O Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 22,17% para o ICMS e de 0,00% para 
o Pis e Cofins (total de 22,17% por dentro), o que equivale a uma majoração de 28,49%, por fora, sobre o 
valor da conta de energia elétrica, sem os referidos tributos na sua base de cálculo.  
 
 
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Processo nº 48500.002680/2016-67  
 
Gráfico 3. Composição da Receita – Com tributos 
ENCARGOS 
SETORIAIS
10,5%
CUSTO DA
ENERGIA
20,2%
CUSTO DA 
TRANSMISSÃO
11,3%
CUSTO DA 
DISTRIBUIÇÃO
40,2%
ICMS
22,2%
PIS/COFINS
0,0%
 
 
C. Efeito Médio 
 
51. 
O reajuste tarifário conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -
9,37%. 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)
-9,91%
BT - Baixa  Tensão (< 2,3 kV)
-8,80%
Efeito médio geral
-9,37%
 
 
52. 
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. 
 
53. 
O Gráfico 4 abaixo apresenta a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e 
B na composição Efeito Consumidor. 
 
 
 
 
 
 
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Grupo de consumo Variação Tarifária  
AT - Alta Tensão (≥ 2,3 kV) -9,91%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) -8,80%  
Efeito médio geral -9,37%  
  

Fls. 14 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.002680/2016-67  
 
 
 
Gráfico 4. Participação percentual no Efeito Consumidor 
-6,63%
3,83%
-0,79%
3,41%
-9,21%
0,01%
-9,37%
Encargos
Setoriais
Transporte
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor
 
 
54. 
No Gráfico 5 é apresentada a evolução da tarifa B1-Residencial da permissionária no 
período de 2012 a 2016, sendo essa trajetória comparada: (i) com a tarifa fixada em 2012 da 
permissionária e reajustada pelo IPCA e pelo IGP-M; e (ii) com a tarifa da principal supridora.  
 
Gráfico 5. Evolução Tarifas Residencial B1 
310,13 
310,13 
259,92 
296,12 
275,63 
347,70 
314,48 
313,80 
255,80 
255,80 
288,68 
353,49 
444,36 
431,42 
 150
 200
 250
 300
 350
 400
 450
 500
set-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
R$ / MWh
Coopercocal
Celesc
IGP_M
IPCA
 
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Fls. 15 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.002680/2016-67  
 
 
55. 
Com o percentual de reajuste do atual processo tarifário, verificou-se, em média, tarifas 
maiores em relação às então vigentes em 2012 e evolução tarifária inferior à variação do IGP-M e do IPCA 
no mesmo período, bem como inferior a tarifa da principal supridora.  
 
D. Situação de Adimplência ou Inadimplência 
 
56. 
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. 
 
E. Serviços Cobráveis 
 
57. 
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 
 
58. 
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. 
 
59. 
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. 
 
60. 
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 
 
61. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 34/2010, no que consta do 
Processo 48500.002680/2016-67  e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:  
 
i) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de -
9,37% ser percebido pelos consumidores; 
 
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento da supridora Celesc e EFLUL para a 
Coopercocal;  
 
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Fls. 16 Nota Técnica nº 324/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.002680/2016-67  
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 Coopercocal , de modo a custear os descontos retirados da estrutura 
tarifária.  
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
62. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
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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