* 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 48500.002699/2016-11  
48581.003506/2016-00 
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.  
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 29EE9402003B5C6B CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARCELO HLEBETZ DE SOUZA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO

Fls. 2 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro 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 nº48500.002699/2016-11  
 
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 
 
 
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 
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%
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 29EE9402003B5C6B CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARCELO HLEBETZ DE SOUZA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO
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%  
  

Fls. 3 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro 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 nº48500.002699/2016-11  
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 
 
 
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 
 
 
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 
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
     
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%
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 29EE9402003B5C6B CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARCELO HLEBETZ DE SOUZA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO
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  
  
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%  
  

Fls. 4 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro de 2016. 
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Processo nº48500.002699/2016-11  
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 
 
 
 
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. 
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
       
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 29EE9402003B5C6B CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARCELO HLEBETZ DE SOUZA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO
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  
  

Fls. 5 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro 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 nº48500.002699/2016-11  
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 
 
 
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, 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. 
 
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 
 
 
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)
Mercado Total 
                 40.089 
Fornecimento 
                 40.089 
Perdas Totais 
                   5.131 
Perdas na Distribuição 
                   5.131 
Energia Requerida 
45.220
                
Supridora
Tensão
Tarifa (R$/MWh)
CEEE
A4
90,44
CELESC
A4
115,61
Descrição
Energia (MWh)
Tarifa (R$/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
       
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 29EE9402003B5C6B CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MARCELO HLEBETZ DE SOUZA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO
Descrição Energia (MWh)  
Mercado Total 40.089  
Fornecimento 40.089  
Perdas Totais 5.131  
Perdas na Distribuição 5.131  
Energia Requerida 45.220  
  
Supridora Tensão Tarifa (R$/MWh)  
CEEE A4 90,44
CELESC A4 115,61  
Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)  
Suprimento 47.260 1 02,71 4.854.176,33
PROINFA 756 - -  
Sobras (-) / Exposição (+) -2.796 1 02,71 - 2 87.151,16  
Total 45.220 1 01,00 4 .567.025,17  
  

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Processo nº48500.002699/2016-11  
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 
 
 
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. 
Supridora
Tensão
Componente 
TUSD
Tipo de 
Montante 
Montante
Tarifa 
com desc
Despesa (R$)
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
         
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Componente Tipo de Tarifa
Supridora Tensão Montante Despesa (R$)
TUSD Montante com desc  
  
  
  
  
  
  
  
  
Custo de Transporte 2 54.969 878.818,80  
  

Fls. 7 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro 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 nº48500.002699/2016-11  
Gráfico 1. Composição da Parcela B 
 
 
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. 
 
Operação/ 
Manutenção/ 
Administração
77,6%
Investimentos/ 
Reservas/ 
Outras 
receitas
22,4%
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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 nº48500.002699/2016-11  
Quadro 10. Componentes Financeiros da Permissionária 
 
 
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 
 
 
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. 
 
Componentes Financeiros
Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento
312.843,35
Neutralidade Encargos Setoriais
-244.082,44
Compensação DIC FIC
-190,48
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-1.140.829,35
Total Financeiros
-1.072.258,92
Tipo de Subsidio
Diferença cobertura 
e apurado
Previsão 2016/2017
Previsão 2016/2017 
+ Diferença
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
 672,62
 2.779,37
 3.451,99
Subsidio Rural
- 10.929,14
 86.492,61
 75.563,47
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
 46,27
 108,14
 154,41
TOTAL
- 10.210,24
 89.380,12
 79.169,88
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Componentes Financeiros Valores (R$)  
Repasse de PIS COFINS suprimento 312.843,35
Neutralidade Encargos Setoriais -244.082,44
Compensação DIC FIC -190,48
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -1.140.829,35  
Total Financeiros -1.072.258,92  
  
Diferença cobertura Previsão 2016/2017
Tipo de Subsidio Previsão 2016/2017
e apurado + Diferença  
  
  
  
TOTAL - 10.210,24 89.380,12 79.169,88  
  

Fls. 9 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro de 2016. 
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Processo nº48500.002699/2016-11  
Quadro 12. Participação das Parcelas A, B e financeiros no IRT 
 
 
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. 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação 
no processo 
tarifário
Participação 
na Receita 
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%
Total Financeiros  
- 1.072.258,92
-5,27%
Variação econômica e financeira
-4,45%
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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%    
Total Financeiros - 1.072.258,92 -5,27%        
Variação econômica e financeira -4,45%        
        

Fls. 10 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro 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 nº48500.002699/2016-11  
 
Gráfico 2. Composição da Receita – Encargos Desagregados 
 
 
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 
 
 
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 
 
 
Custo de 
Distribuição
65,2%
Custo de 
Energia
22,3%
Custo de 
Trasnmissão
4,3%
PROINFA
1,6%
CDE
6,3%
TFSEE
0,3%
Custo de 
Distribuição
52,8%
CUSTO DA
ENERGIA
20,2%
Custo de 
Trasnmissão
3,5%
Encargos 
Setoriais
6,7%
ICMS
19,0%
PIS/COFINS
0,0%
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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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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Processo nº48500.002699/2016-11  
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 
 
 
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 
 
 
 
 
 
-4,42%
0,43%
-1,29%
6,09%
-5,27%
-0,14%
-4,60%
Encargos
Setoriais
Transporte
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor
369,49 
369,49 
306,07 
384,10 
430,42 
531,10 
507,01 
313,80 
255,80 
255,80 
288,68 
353,49 
444,36 
434,91 
 200
 250
 300
 350
 400
 450
 500
 550
set-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
dez-16
R$ / MWh
Ceprag
Celesc
IGP_M
IPCA
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Processo nº48500.002699/2016-11  
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;  
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 29EE9402003B5C6B CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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Fls. 13 Nota Técnica nº 389/2016-SGT/ANEEL, de 07 de dezembro 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 nº48500.002699/2016-11  
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 
Especialista em Regulação 
 
JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO 
Especialista em Regulação 
 
 
De acordo, 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
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