* 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 48500.002683/2016-09  
48581.002743/2016-00 
Nota Técnica nº 316/2016-SGT/ANEEL  
 
Em 23 de setembro de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.002683/2016-09  
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à Cooperativa de Energia Treviso - 
Certrel 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 Energia Treviso – Certrel, calculado em conformidade com as disposições legais e 
normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de Permissão de Distribuição nº 
35/2010. 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
A Certrel, sediada na cidade de Treviso - SC, atende atualmente cerca de 4 mil unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de aproximadamente 14 
milhões de reais. 
 
3. 
Em 26 de fevereiro de 2010, foi firmado o Contrato de Permissão nº 35/2010 entre a União 
e a Certrel 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 Certrel foram, em média, 
reajustadas em 26,63%, sendo 25,66% relativos ao cálculo econômico e 0,97% aos componentes 
financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.951 de 22 de setembro de 2015. 
 
5. 
Em 28 de março de 2016 foi publicada a Resolução Normativa nº 704 que 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, 30 de setembro de 2016.  
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: FC1071850039AC86 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MATEUS DE OLIVEIRA FERREIRA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO

Fls. 2 Nota Técnica nº 316/2016-SGT/ANEEL, de 23 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 nº48500.002683/2016-09  
 
6. 
A Certrel assinou este Termo Aditivo em 18 de julho de 2016. 
 
7. 
A Resolução Homologatória nº 2.134, de 30 de agosto de 2016, prorrogou as tarifas de 
aplicação da Certrel até o atual processo tarifário 
 
8. 
Por meio da carta OF. CERTREL n° 155/2016, de 30/8/2016, a permissionária solicitou um 
valor de Parcela B total de R$ 9.550.000,00 
 
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 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 requerida para o processo da Certrel, calculado pela Superintendência de Gestão 
Tarifária – SGT, para aplicação a partir de 30 de setembro de 2016, resultou em R$ 15.249.974,24, 
decorrentes de uma variação frente ao processo anterior de -0,94%, sendo 6,46% relativo a parte econômica 
e -7,40% referente aos componentes financeiros pertinentes. 
  
Quadro 1. Variação econômica e financeira 
 
 
Descrição 
Valores (R$)
Receita Requerida
15.249.974,24
          
Receita Atualizada Processo Anteriror
14.324.938,67
          
Variação econômica
6,46%
Componentes Financeiros
-7,40%
Variação econômica e financeira
-0,94%
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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 nº48500.002683/2016-09  
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$ 14.324.938,67. 
 
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 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).  
 
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 
Descrição
Energia (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
42.585,58
                    
14.324.938,67
              
    A4 (2,3 kV a 25 kV)
27.036,55
                    
8.872.934,38
                
    BT (menor que 2,3 kV)
15.549,03
                    
5.452.004,30
                
Total
42.585,58
                    
14.324.938,67
              
Processo Tarifário
DRA (R$)
Partic. na RA0
Encargos Setoriais
2.666.106,84
              
18,61%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
33.997,97
                   
0,24%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
2.244.937,90
              
15,67%
PROINFA
265.886,54
                 
1,86%
P&D e Eficiência Energética
121.284,42
                 
0,85%
Energia Comprada
1.307.520,85
              
9,13%
Energia  
1.307.520,85
              
9,13%
Transporte de Energia
2.799.726,36
              
19,54%
Uso do sistema de distribuição
2.799.726,36
              
19,54%
Total Parcela A
6.773.354,04
              
47,28%
Total Parcela B
7.551.584,63
              
52,72%
RA0 
14.324.938,67
            
100,00%
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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 nº48500.002683/2016-09  
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 
 
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 Certrel. 
 
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 Resolução Homologatória n° 2.077/2016. 
 
Encargos Setoriais
Valores (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
44.731,84
                  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
1.382.327,93
             
PROINFA
359.304,88
                
Total
1.786.364,65
             
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Fls. 5 Nota Técnica nº 316/2016-SGT/ANEEL, de 23 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 nº48500.002683/2016-09  
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 500 GWh/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 ou, 
caso esta não requeira, serão consideradas as perdas do ano anterior, porém sempre limitado ao realizado 
no mercado dos últimos 12 meses. No caso presente, a permissionária solicitou que fosse mantido o valor 
de perdas do processo anterior de 7,49%. 
 
25. 
O requisito de energia elétrica apurado para o reajuste em processamento foi de 46.033 
MWh, formado por 42.586 MWh, para atendimento ao mercado de fornecimento e suprimento (mercado de 
venda), e 3.448 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 Certrel é suprida atualmente pela distribuidora Celesc. Na valoração do custo de aquisição 
de energia, em conformidade com o estabelecido no Submódulo de 8.2 do PRORET, aplicaram-se sobre as 
tarifas de suprimento de energia, estabelecida no último processo tarifário da supridora, os índices de 
descontos definidos no Processo de Regularização da Permissionária. 
 
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 
 
 
Descrição
Energia (MWh)
Mercado Total 
                 42.586 
Fornecimento 
                 42.586 
Perdas Totais 
                   3.448 
Perdas na Distribuição 
                   3.448 
Energia Requerida 
46.033,49
           
Supridora
Tensão
Tarifa (R$/MWh)
CELESC
A4
28,73
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº48500.002683/2016-09  
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 785 MW/h, conforme Resolução Homologatória nº 2.003/2015. 
 
29. 
No quadro a seguir estão relacionados os custos de compra de energia elétrica da Certrel, 
com os montantes de suprimento e PROINFA. 
 
Quadro 7. Custo de Energia em DRP 
 
 
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$ 1.300.114,18.  
 
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 da supridora, 
o índice de desconto no valor de 0,00%.  
 
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$ 2.613.495,40. 
 
Quadro 8. CUSD 
 
 
 
Descrição
Energia (MWh)
Tarifa (R$/MWh)
Despesa (R$)
Suprimento
46.153
28,73
                        
1.326.106,57
      
PROINFA
785
-
                            
-
                      
Sobras (-) / Exposição (+)
-905
28,73
                        
25.992,39
-           
Total
46.033
28,24
                        
1.300.114,18
      
Supridora
Tensão
Componente 
TUSD
Tipo de 
Montante 
Montante
Tarifa 
com desc
Despesa (R$)
CELESC
A4
Fora de Ponta
DemandaKW
128.772
          
6,89
887.241,56
       
CELESC
A4
Ponta
DemandaKW
77.819
            
17,33
1.348.604,66
    
CELESC
A4
Fora de Ponta
EnergiaTUSD
43.221
            
8,04
347.499,15
       
CELESC
A4
Ponta
EnergiaTUSD
3.750
              
8,04
30.150,04
         
Custo de Transporte
253.563
          
2.613.495,40
    
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Processo nº48500.002683/2016-09  
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 Certrel é de R$ 9.652.638,46. 
 
37. 
Por intermédio da Carta OF. CERTREL n° 155/2016, de 30/8/2016, a Certrel solicitou um 
valor de R$ 9.550.000,00 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 
 
 
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 a supridora nos últimos 12 meses, com a incidência do Pis/Cofins. O valor 
apurado pela SGT, com base nas faturas encaminhadas pela permissionária, resultou 
em R$ 200.632,16.  
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, MATEUS DE OLIVEIRA FERREIRA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO

Fls. 8 Nota Técnica nº 316/2016-SGT/ANEEL, de 23 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 nº48500.002683/2016-09  
 
(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$ 291.852,72. 
 
(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 da supridora 
totalizam  - R$ 228.438,36, 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$ 772.551,59. 
 
39. 
O quadro a seguir demonstra os componentes financeiros considerados no Reajuste 
Tarifário de 2016 da Permissionária. 
 
Quadro 10. Componentes Financeiros da Permissionária 
 
 
8. Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
 
40. 
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. 
 
41. 
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. 
Componentes Financeiros
Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento
200.632,16
Neutralidade Encargos Setoriais
-291.852,72
Compensação DIC FIC
-228.438,36
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-772.551,59
Total Financeiros
-1.092.210,51
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Processo nº48500.002683/2016-09  
42. 
O valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Certrel em relação ao período de 
competência de setembro de 2016 a agosto de 2017, até o 10º dia útil do mês subsequente, que contempla 
o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de setembro de 2015 a 
agosto de 2016, bem como a previsão para o período de setembro de 2016 a agosto de 2017, é de  
R$ 39.308,35, conforme apresentado na tabela abaixo: 
 
Quadro 11. Valores dos subsídios que serão repassados pela CDE 
 
 
 
B. Resultados 
 
43. 
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. 
 
Quadro 12. Participação das Parcelas A, B e financeiros no IRT 
 
Tipo de Subsidio
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2016/2017
Previsão 
2016/2017 + 
Diferença
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
77,59
                   
2.706,08
              
2.783,67
              
Subsidio Rural
752,84
-                 
37.277,51
            
36.524,68
            
TOTAL
(675,24)
                
39.983,59
            
39.308,35
            
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44. 
Os custos da Parcela A representam 37,38% da receita econômica da Permissionária. A 
variação desses custos responde por -7,49%, do total de 6,46%, da variação econômica da Certrel com 
destaque para:  
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais variou em -33,00% em 
comparação aos valores referentes ao último processo tarifário, correspondendo ao 
efeito de -6,14% no IRT. Destaca-se a variação de -38,42% da CDE, correspondendo a 
uma diminuição média de -6,02%, devido a redução do valor unitário do encargo; e a 
TFSEE, com um aumento de 31,57%. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de -6,65% em relação ao processo anterior, 
correspondendo a uma variação tarifária de -1,30% referente aos valores pagos pela 
permissionária pelo uso das instalações de distribuição da Celesc. 
  
iii) Compra de Energia. Variação de -0,57% em relação ao processo anterior, contribuindo 
no Reajuste Tarifário com -0,05%, devido à redução das tarifas de suprimento da Celesc, 
impactada pela alteração do custo do mix de energia. 
 
45. 
Quanto à Parcela B, requerida pela permissionária, representa 13,95% na composição 
variação econômica. 
 
46. 
Além da variação econômica de 6,46%, os componentes financeiros representam -7,40%, 
totalizando, para a variação econômica e financeira de -0,94%.  
 
47. 
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 
 
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Processo nº48500.002683/2016-09  
48. 
O Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,72% para o ICMS e de 0,00% para 
o Pis e Cofins (total de 23,72% por dentro), o que equivale a uma majoração de 31,09%, 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 
 
49. 
O reajuste tarifário conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -
1,45%. 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 
 
 
50. 
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. 
 
51. 
O Gráfico 4 abaixo apresenta a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e 
B na composição Efeito Consumidor. 
 
 
 
Grupo de consumo
Variação Tarifária
AT - Alta Tensão     (≥ 2,3 kV)
-1,89%
BT - Baixa  Tensão (< 2,3 kV)
-0,67%
Efeito médio geral
-1,45%
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Processo nº48500.002683/2016-09  
Gráfico 4. Participação percentual no Efeito Consumidor 
 
 
52. 
No Gráfico 5 é apresentada a evolução da tarifa B1-Residencial da permissionária no 
período de 2012 a 2015, sendo essa trajetória comparada com: (i) a tarifa fixada em 2012 da permissionária 
e reajustada pelo IPCA e pelo IGP-M; e (ii) a tarifa da principal supridora.  
 
Gráfico 5. Evolução Tarifas Residencial B1 
 
 
53. 
Ressalta-se que, apesar do percentual de reajuste do atual processo tarifário, verificou-se, 
em média, tarifas menores 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.  
368,84 
368,84 
321,41 
293,41 
293,20 
369,56 
364,44 
313,80 
255,80 
255,80 
288,68 
353,49 
444,36 
431,42 
 150
 200
 250
 300
 350
 400
 450
 500
 550
set-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
R$ / MWh
Certrel
Celesc
IGP_M
IPCA
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Processo nº48500.002683/2016-09  
 
D. Situação de Adimplência ou Inadimplência 
 
54. 
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 
 
55. 
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 
 
56. 
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. 
 
57. 
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. 
 
58. 
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 
 
59. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 35/2010, no que consta do 
Processo 48500.002683/2016-09 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:  
 
i) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de -1,45% 
ser percebido pelos consumidores; 
 
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento da supridora Celesc  para a Certrel;  
 
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 Certrel , de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
 
 
 
 
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Processo nº48500.002683/2016-09  
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
60. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
MATEUS DE OLIVEIRA FERREIRA
Especialista em Regulação 
 
JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO
Especialista em Regulação 
 
 
De acordo, 
 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
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