* 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 48500.002694/2016-81  
 
48581.002773/2016-00 
Nota Técnica nº 326/2016-SGT/ANEEL  
 
Em 22 de setembro de 2016. 
 
 
 
 
Processo: 48500.002694/2016-81  
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das 
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD 
referentes à Cooperativa de Eletrificação Rural Anita 
Garibaldi Ltda - Cergal e demais providências pertinentes a 
sua Revisão Tarifária Periódica de 2016.  
 
 
 
 
 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
Esta Nota Técnica apresenta os detalhes da Revisão Tarifária Periódica de 2016 da Cooperativa 
de Eletrificação Rural Anita Garibaldi Ltda – Cergal, calculado em conformidade com as disposições legais e 
normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de Permissão de Distribuição nº 16/2008. 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
A Cergal, sediada na cidade de Tubarão - SC, atende atualmente cerca de 17 mil unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de aproximadamente 25 milhões 
de reais. 
 
3. 
Em 30 de outubro de 2008, foi firmado o Contrato de Permissão nº 16/2008 entre a União e a 
Cergal 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 que a cada quatro anos ocorrerá a revisão dos valores das tarifas aplicadas.  
 
4. 
No processo de reajuste tarifário anual de 2015, as tarifas da Cergal foram, em média, 
reajustadas em 21,83%, sendo 22,91% relativos ao cálculo econômico e -1,08% aos componentes financeiros 
pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.966 de 24 de setembro de 2015. 
 
5. 
Em 28 de março de 2016 foi publicada a Resolução Normativa nº 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 a revisão, 30 de setembro de 2016. 
 
6. 
A Cergal optou pelo Termo Aditivo aprovado pela REN 704/2016, em 22/07/2016.  
 
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO, ALINE OLIVEIRA MOURA

Fls. 2 Nota Técnica nº 326/2016-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 nº48500.002694/2016-81  
7. 
Por meio da carta Ofício GER 031/2016, a Cergal solicitou os valores de Parcela B e perdas. 
 
III - DA ANÁLISE 
 
8. 
Nos processos tarifários, 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 e do PRORET 8.4 
 
9. 
No cálculo, 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.  
 
10. 
A Resolução Normativa nº 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 
da revisão em processamento de acordo com a legislação específica e podem sofrer variações distintas da 
inflação medida no período analisado.  
 
11. 
No processo tarifário também são calculados 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 a revisão tarifária em processamento.  
 
12. 
As revisões tarifárias diferem dos reajustes na Estrutura Tarifária, quando são definidos os 
valores da tarifa de referência, nos reajustes esses valores são somente atualizados. Nos financeiros, são 
considerados os valores de implantação do Implantação do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico - 
MCPSE  
 
13. 
Também cabe, nas revisões, definições de outros instrumentos acessórios como ERD – Encargo 
de Responsabilidade de Distribuidora, beta para migração de consumidores para Rede Básica e Horário de 
Ponta. 
 
A. Cálculo do Processo Tarifário de 2016 
 
14. 
A receita requerida para o processo da Cergal, calculado pela Superintendência de Gestão 
Tarifária – SGT, para aplicação a partir de 30 de setembro de 2016, resultou em R$ 27.362.552,58, decorrentes 
de uma variação frente ao processo anterior de 1,07%, sendo 8,26% relativo a parte econômica e -7,19% 
referente aos componentes financeiros pertinentes. 
  
Quadro 1. Variação econômica e financeira 
 
Descrição 
Valores (R$)
Receita Requerida
27.362.552,58
      
Receita Atualizada Processo Anteriror
25.275.946,74
      
Variação econômica
8,26%
Componentes Financeiros
-7,19%
Variação econômica e financeira
1,07%
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Descrição Valores (R$)  
Receita Requerida 2 7.362.552,58
Receita Atualizada Processo Anteriror 2 5.275.946,74
Variação econômica 8,26%
Componentes Financeiros -7,19%  
Variação econômica e financeira 1,07%  
ento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 326/2016-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 nº48500.002694/2016-81  
 
 
1. Receita de Referência (RA) 
 
15. 
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$ 25.275.946,74. 
 
16. 
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) 
 
17. 
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.  
 
18. 
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 
 
 
Descrição
Energia (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
63.176,85
                  
25.275.946,74
           
    A4 (2,3 kV a 25 kV)
17.421,65
                  
6.816.066,31
              
    BT (menor que 2,3 kV)
45.755,20
                  
18.459.880,43
           
Total
63.176,85
                  
25.275.946,74
           
Processo Tarifário
DRA (R$)
Partic. na RA0
Encargos Setoriais
3.988.636,10
                      
15,78%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
50.613,60
                            
0,20%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
3.330.405,45
                      
13,18%
PROINFA
391.531,19
                         
1,55%
P&D e Eficiência Energética
216.085,86
                         
0,85%
Energia Comprada
4.881.648,05
                      
19,31%
Energia  
4.881.648,05
                      
19,31%
Transporte de Energia
4.830.376,31
                      
19,11%
Uso do sistema de distribuição
4.830.376,31
                      
19,11%
Total Parcela A
13.700.660,46
                    
54,20%
Total Parcela B
11.575.286,28
                    
45,80%
RA0 
25.275.946,74
                    
100,00%
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Descrição Energia (MWh) Receita (R$)  
Fornecimento 63.176,85 25.275.946,74
A4 (2,3 kV a 25 kV) 17.421,65 6 .816.066,31
BT (menor que 2,3 kV) 45.755,20 18.459.880,43  
Total 63.176,85 25.275.946,74  
  
Processo Tarifário DRA (R$) Partic. na RA0  
Encargos Setoriais 3.988.636,10 15,78%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 5 0.613,60 0,20%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 3 .330.405,45 13,18%
PROINFA 391.531,19 1,55%
P&D e Eficiência Energética 216.085,86 0,85%  
Energia Comprada 4.881.648,05 19,31%  
Energia 4 .881.648,05 19,31%  
Transporte de Energia 4.830.376,31 19,11%  
Uso do sistema de distribuição 4 .830.376,31 19,11%  
Total Parcela A 1 3.700.660,46 54,20%  
Total Parcela B 1 1.575.286,28 45,80%  
RA0 2 5.275.946,74 100,00%  
  

Fls. 4 Nota Técnica nº 326/2016-SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016. 
 
 
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Processo nº48500.002694/2016-81  
3. Encargos Setoriais na Data da Revisão em Processamento (DRP)  
 
19. 
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 
 
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 Cergal. 
 
20. 
Os valores dos encargos setoriais da Permissionária na DRP estão demonstrados no quadro 
abaixo: 
 
Quadro 4. Encargos Setoriais em DRP 
 
 
 
21. 
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$/MWh, constante na REH nº 2.077/2016. 
Encargos Setoriais
Valores (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
58.757,44
               
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
2.050.720,50
         
PROINFA
529.732,24
            
Total
2.639.210,19
         
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Encargos Setoriais Valores (R$)  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 5 8.757,44
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 2 .050.720,50
PROINFA 529.732,24  
Total 2.639.210,19  
  

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Processo nº48500.002694/2016-81  
 
22. 
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.  
 
23. 
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 
 
24. 
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 as perdas. 
 
25. 
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.  
 
26. 
No caso presente, a permissionária requereu que fosse mantido o valor de perdas do processo 
anterior, de 10,25%. No entanto, o valor de perdas considerado no atual processo tarifário foi de 7,79%, limitado 
ao realizado no período de referência, conforme mencionado anteriormente 
 
27. 
O requisito de energia elétrica apurado para a revisão em processamento foi de 68.513 MWh, 
formado por 63.177 MWh, para atendimento ao mercado de fornecimento e suprimento (mercado de venda), e 
5.337 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 
 
28. 
A Cergal 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. 
 
29. 
O Decreto 4.541, de 23 de dezembro de 2002, que disciplinou a aplicação de descontos na 
compra de energia para as permissionárias de distribuição, também define a retirada destes a partir da segunda 
revisão tarifária, conforme transcrição abaixo: 
 
Descrição
Energia (MWh)
Mercado Total 
                  63.177 
Fornecimento 
                  63.177 
Perdas Totais 
                    5.337 
Perdas na Distribuição 
                    5.337 
Energia Requerida 
68.513,38
           
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Descrição Energia (MWh)  
Mercado Total 63.177  
Fornecimento 63.177  
Perdas Totais 5.337  
Perdas na Distribuição 5.337  
Energia Requerida 68.513,38  
  

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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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Processo nº48500.002694/2016-81  
Art. 52 [...] 
§ 1º A ANEEL poderá definir desconto sobre as tarifas que trata o caput, aplicáveis às 
permissionárias e autorizadas citadas no art. 50, quando necessário para garantir a 
mesma condição econômica dos contratos de suprimento atuais. 
§ 2º O desconto mencionado no § 1o, vigente na data de assinatura do contrato de 
permissão, será reduzido a partir da segunda Revisão Tarifária Periódica, a cada ano e 
para cada permissionária, à razão de vinte e cinco por cento ao ano, até a sua 
extinção, de modo a estimular o incentivo à eficiência. 
 
30. 
Assim, no processo atual, que corresponde a segunda revisão tarifária, está sendo reduzido o 
desconto aplicado na compra de energia, em 25%, conforme tabela a baixo: 
 
Quadro 6. Redução dos descontos 
 
 
 
31. 
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 7. Tarifas de Suprimento de Energia 
 
 
32. 
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 1.212 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015. 
 
33. 
No quadro a seguir estão relacionados os custos de compra de energia elétrica da Cergal, com 
os montantes de suprimento e PROINFA. 
 
Quadro 8. Custo de Energia em DRP 
 
 
34. 
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. 
 
35. 
O custo de compra de energia, considerando os preços de repasse aplicados à energia 
requerida, resultou no valor de R$ 7.817.729,77.  
 
 Supridora 
 Nível 
 Desconto anterior 
 Novo desconto 
CELESC
A4
72,46%
54,35%
Supridora
Tensão
Tarifa (R$/MWh)
CELESC
A4
116,16
Descrição
Energia (MWh)
Tarifa (R$/MWh)
Despesa (R$)
Suprimento
67.123
116,16
                      
7.797.077,06
      
PROINFA
1.212
-
                            
-
                        
Sobras (-) / Exposição (+)
178
116,16
                      
20.652,71
            
Total
68.513
114,11
                      
7.817.729,77
      
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Supridora Nível Desconto anterior Novo desconto    
CELESC A4 72,46% 54,35%    
    
Supridora Tensão Tarifa (R$/MWh)  
CELESC A4 116,16  
Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)  
Suprimento 67.123 1 16,16 7.797.077,06
PROINFA 1.212 - -  
Sobras (-) / Exposição (+) 178 1 16,16 2 0.652,71  
Total 68.513 1 14,11 7 .817.729,77  
  

Fls. 7 Nota Técnica nº 326/2016-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 nº48500.002694/2016-81  
5. Transporte de Energia 
 
 Custo das Instalações de Distribuição – CUSD  
 
36. 
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.  
 
37. 
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%.  
 
38. 
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$ 4.320.542,62. 
 
Quadro 9. CUSD 
 
 
6. Pleito de Parcela B 
 
39. 
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. 
 
40. 
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 Cergal é de R$ 15.433.104,16. 
 
41. 
Por intermédio da Carta Ofício GER 031/2016, a Cergal solicitou um valor de R$ 12.585.070,00 
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 
Supridora
Tensão
Componente TUSD
Tipo de Montante 
Montante
Tarifa com 
desc
Despesa (R$)
CELESC
A4
Fora de Ponta
DemandaKW
154.714
         
6,89
1.065.981,39
           
CELESC
A4
Ponta
DemandaKW
155.800
         
17,33
2.700.012,61
           
CELESC
A4
Fora de Ponta
EnergiaTUSD
60.878
           
8,04
489.462,83
              
CELESC
A4
Ponta
EnergiaTUSD
8.095
             
8,04
65.085,79
                
Custo de Transporte
379.488
         
4.320.542,62
           
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7. Componentes Financeiros 
 
42. 
Os componentes financeiros considerados neste processo 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; e (iii) 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$ 450.791,20.  
 
(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$ -295.025,51. 
 
(iii) 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$    
1.921.078,40. 
 
(iv) Repasse das compensações por descontinuidade. Nesta revisão 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$         
53.267,96, revertidos em sua totalidade para a modicidade tarifária. 
 
43. 
Cabe destacar que nesse ciclo não será considerado o financeiro referente ao recálculo do 
reajuste anterior conforme estabelecido na Resolução Homologatória nº 1.966 de 2015. No termo aditivo, consta 
Operação/ 
Manutenção/ 
Adminstração
83%
Investimentos/ 
Reservas/ Outras 
Receitas
17%
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Processo nº48500.002694/2016-81  
que as tarifas até momento da assinatura garantem o equilíbrio econômico financeiro da permissionária. Assim, 
não cabe a aplicação de ajuste de receita para corrigir eventuais diferenças arrecadação do processo anterior 
assinatura do termo. 
 
44. 
O quadro a seguir demonstra os componentes financeiros considerados no Revisão Tarifária de 
2016 da Permissionária. 
 
Quadro 10. Componentes Financeiros da Permissionária 
 
 
8. Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
 
45. 
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. 
 
46. 
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. 
 
47. 
O valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Cergal 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$ 33.820,33, conforme 
apresentado na tabela abaixo: 
 
Quadro 11. Valores dos subsídios que serão repassados pela CDE 
 
 
B. Resultados 
 
48. 
O Quadro 11 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 
Componentes Financeiros
Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento
450.791,20
Neutralidade Encargos Setoriais
-295.025,51
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifária
-1.921.078,40
Total Financeiros
-1.765.312,72
Tipo de Subsidio
Cobertura 
2015/2016
Cobertura 
2015/2016 
Atualizada
Subsidio 
Apurado
Subsidio 
Apurado 
Atualizado [2]
Diferença 
cobertura e 
apurado
Previsão 
2016/2017
Previsão 
2016/2017 + 
Diferença
Previsão 2016/2017 
Atualizada + 
Diferença (Mensal)
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
20.948,28
                
22.006,77
          
21.404,34
         
22.437,57
             
35,90
                  
1.851,88
         
1.887,78
             
1.887,78
                      
Subsidio Rural
355.760,77
              
373.737,01
        
363.604,33
       
383.046,16
          
775,76
               
31.083,09
       
31.858,85
           
31.858,85
                   
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
-
                            
-
                       
434,05
               
434,69
                  
36,22
                  
37,47
               
73,70
                   
73,70
                           
TOTAL
376.709,05
              
395.743,79
        
385.442,72
       
405.918,42
          
847,89
               
32.972,44
       
33.820,33
           
33.820,33
                   
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Componentes Financeiros Valores (R$)  
Repasse de PIS COFINS suprimento 450.791,20
Neutralidade Encargos Setoriais -295.025,51
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -1.921.078,40  
Total Financeiros -1.765.312,72  
  
Cobertura Subsidio Diferença Previsão Previsão 2016/2017
Cobertura Subsidio Previsão
Tipo de Subsidio 2015/2016 Apurado cobertura e 2016/2017 + Atualizada +
2015/2016 Apurado 2016/2017
Atualizada Atualizado [2] apurado Diferença Diferença (Mensal)  
  
  
  
TOTAL 3 76.709,05 395.743,79 385.442,72 405.918,42 847,89 3 2.972,44 33.820,33 33.820,33  
  

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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 Processo Tarifário 
 
49. 
Os custos da Parcela A representam 54,01% da receita econômica da Permissionária. O 
aumento desses custos responde por 4,26%, do total de 8,26%, da variação econômico da Cergal com destaque 
para:  
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais variou em -33,83% em comparação 
aos valores referentes ao último processo tarifário, correspondendo ao efeito de -5,34% no 
IRT. Destaca-se a variação de -38,42% da CDE, contribuindo com uma diminuição média de -
5,06%, devido a redução do valor unitário do encargo; e a TFSEE, com um aumento de 
16,09%. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de -10,55% em relação ao processo anterior, 
correspondendo a uma variação tarifária de -2,02%. A alteração se deve a uma redução dos 
custos da supridora. 
  
iii) Compra de Energia. Variação de 60,15% em relação ao processo anterior, contribuindo na 
Revisão Tarifária com 11,62%. A redução gradativa dos descontos, a partir desta revisão, 
ocasionou aumento de 12,27% na variação econômica do processo.  
 
50. 
Quanto à Parcela B, requerida pela permissionária, representa 4,00% na composição variação 
econômica econômico. 
 
Processo tarifário
DRA (R$)
DRP (R$)
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação 
na Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
     3.988.636,10           2.639.210,19 
-33,83%
-5,34%
9,65%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
           50.613,60                58.757,44 
16,09%
0,03%
0,21%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
     3.330.405,45           2.050.720,50 
-38,42%
-5,06%
7,49%
PROINFA
         391.531,19              529.732,24 
35,30%
0,55%
1,94%
P&D e Eficiência Energética
         216.085,86                               -   
0,00%
-0,85%
0,00%
ENERGIA COMPRADA 
     4.881.648,05           7.817.729,77 
60,15%
11,62%
28,57%
Energia  
     4.881.648,05           7.817.729,77 
60,15%
11,62%
28,57%
TRANSPORTE DE ENERGIA
     4.830.376,31           4.320.542,62 
-10,55%
-2,02%
15,79%
Uso do sistema de distribuição
     4.830.376,31           4.320.542,62 
-10,55%
-2,02%
15,79%
Total de Parcela A
13.700.660,46
  
14.777.482,58
       
7,86%
4,26%
54,01%
Total de Parcela B
11.575.286,28
  
12.585.070,00
       
8,72%
4,00%
45,99%
Variação econômica
8,26%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS suprimento
             450.791,20 
1,78%
Neutralidade Encargos Setoriais
-            295.025,51 
-1,17%
Compensação DIC FIC
-              53.267,96 
-0,21%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-        1.921.078,40 
-7,60%
Total Financeiros  
1.818.580,68
-         
-7,19%
Variação econômica e financeira
1,07%
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Participação no Participação
Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário na Receita        
ENCARGOS SETORIAIS 3.988.636,10 2.639.210,19 -33,83% -5,34% 9,65%        
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 50.613,60 58.757,44 16,09% 0,03% 0,21%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 3.330.405,45 2.050.720,50 -38,42% -5,06% 7,49%
PROINFA 391.531,19 529.732,24 35,30% 0,55% 1,94%
P&D e Eficiência Energética 216.085,86 - 0,00% -0,85% 0,00%        
ENERGIA COMPRADA 4.881.648,05 7.817.729,77 60,15% 11,62% 28,57%        
Energia 4.881.648,05 7.817.729,77 60,15% 11,62% 28,57%        
TRANSPORTE DE ENERGIA 4.830.376,31 4.320.542,62 -10,55% -2,02% 15,79%        
Uso do sistema de distribuição 4.830.376,31 4.320.542,62 -10,55% -2,02% 15,79%        
Total de Parcela A 13.700.660,46 1 4.777.482,58 7,86% 4,26% 54,01%        
Total de Parcela B 11.575.286,28 1 2.585.070,00 8,72% 4,00% 45,99%        
Variação econômica 8,26%        
COMPONENTES FINANCEIROS Participação        
Repasse de PIS COFINS suprimento 450.791,20 1,78%
Neutralidade Encargos Setoriais - 295.025,51 -1,17%
Compensação DIC FIC - 53.267,96 -0,21%        
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias  - 1.921.078,40  -7,60%    
Total Financeiros - 1.818.580,68 -7,19%        
Variação econômica e financeira 1,07%        
        

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51. 
Além da variação econômica de 8,26%, os componentes financeiros representam -7,19%, 
totalizando, para a variação econômica e financeira de 1,07%.  
 
52. 
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 
 
 
53. 
O Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da distribuidora, 
tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,99% para o ICMS e de 0,18% para o Pis e Cofins (total 
de 21,18% por dentro), o que equivale a uma majoração de 26,87%, 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. Estrutura Tarifária 
Custo da 
Distribuição
46,0%
Custo da 
Energia
28,6%
Custo da 
Transmissão
15,8%
PROINFA
1,9%
CDE
7,5%
TFSEE
0,2%
Custo da 
Distribuição
36,3%
CUSTO DA
ENERGIA
20,2%
Custo da 
Transmissão
12,4%
Encargos 
Setoriais
7,6%
ICMS
21,0%
PIS/COFINS
0,2%
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO, ALINE OLIVEIRA MOURA

Fls. 12 Nota Técnica nº 326/2016-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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54. 
Nos processos de revisão tarifária são calculadas a tarifas de referência que determinam a 
relatividade das tarifas entre as diversas modalidades e subgrupos tarifários. No caso das permissionárias, o 
PRORET 8.3 estabelece que a permissionária pode optar por seguir a estrutura tarifária da principal supridora ou 
solicitar que sejam aplicados os procedimentos constantes do Submódulo 7.2 do PRORET, calculando o seu 
específico custo marginal, estrutura vertical e correspondente tarifas de referência. Caso a permissionária não se 
manifeste serão adotadas as tarifas base econômica da principal supridora como suas tarifas de referência. 
 
55. 
No caso em questão a permissionária não se manifestou sobre a aplicação do Submódulo 7.2, 
portanto, serão adotadas as tarifas base econômica da Celesc como tarifas de referência da Cergal. 
 
56. 
É importante destacar algumas mudanças significativas que estão ocorrendo na estrutura 
tarifária, inseridas dentro do contexto da nova metodologia de obtenção da receita das permissionárias:  
 
i) Diferente do cálculo do reajuste anterior, não serão agrupados os custos de transporte (fio A e 
fio B) em um único componente tarifário; 
 
ii) A nova estrutura contempla todos os componentes tarifários, equalizando com a metodologia 
vigente para as concessionárias, adotando-se o mesmo critério de cálculo dos componentes 
tarifários; e 
 
iii) Pelo método anterior de estrutura tarifária, para o grupo A, tinha-se uma componente transporte 
em R$/MWh na modalidade tarifária azul; para os postos ponta e fora ponta, e na modalidade 
verde no posto fora ponta, o que, distorcia o conceito de definição das modalidades tarifárias 
azul e verde: tarifas de longa e curta utilização. Por conceito, a tarifa azul deveria ter os custos 
de fio (transporte) alocados somente na componente demanda (R$/kW). Assim, com tal prática, 
alterava-se o fator de cruzamento das retas tarifárias, sendo que o ponto de indiferença entre as 
modalidades azul e verde variava entre 15% e 50% para as permissionárias, enquanto que para 
as concessionárias este valor é fixado em 66%. Esta condição existia no contexto da regra 
anterior de compromisso para obtenção de uma convergência tarifária com a concessionária 
supridora, que delimitava o percentual de desconto da tarifa de suprimento (TUSD). Tal regra 
mais se aplica, considerando o atual critério de definição da receita das permissionárias. 
 
57. 
Como resultado esperado destas mudanças, haverá uma diminuição significativa da variável de 
faturamento volumétrica (R$/MWh) da TUSD e um aumento de mesma ordem da variável de faturamento 
proporcional à capacidade (R$/kW) para as unidades consumidoras da modalidade tarifária azul. Por seu turno, 
as unidades consumidoras da modalidade tarifária verde, perceberão movimento semelhante, com a 
particularidade de aumento da tarifa em R$/MWh no posto tarifário ponta e redução da tarifa fora ponta 
(R$/MWh). Esse aumento na tarifa de ponta da modalidade verde, deve-se à forma de construção dessa tarifa, 
que é diretamente proporcional à tarifa de ponta em R$/kW da modalidade azul. 
 
58. 
Outro reflexo destas alterações está na numa maior recuperação pelos consumidores do grupo B 
das receitas associadas ao transporte de energia elétrica (FIO B, CUSD, Rede Básica, Fronteira e Conexão). 
 
59. 
No presente caso não se adotou nenhuma transição na estrutura tarifária, uma vez que tal 
transição somente aumentaria os efeitos citados acima.  
 
D. Efeito Médio 
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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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60. 
O processo tarifário conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 1,93%. O 
quadro abaixo apresenta o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores atendidos em alta e baixa 
tensão. 
 
Quadro 12. Efeito médio para consumidor cativo 
 
 
61. 
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. 
 
62. 
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 
 
 
63. 
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 
Grupo de consumo
Variação Tarifária
AT - Alta Tensão     (≥ 2,3 kV)
-3,11%
BT - Baixa  Tensão (< 2,3 kV)
3,84%
Efeito médio geral
1,93%
-5,34%
-2,02%
11,62%
4,00%
-7,19%
0,86%
1,93%
Encargos
Setoriais
Transporte
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor
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Grupo de consumo Variação Tarifária  
AT - Alta Tensão (≥ 2,3 kV) -3,11%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) 3,84%  
Efeito médio geral 1,93%  
  

Fls. 14 Nota Técnica nº 326/2016-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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64. 
Ressalta-se que, apesar do percentual de revisão 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.  
 
E. Parâmetros assessórios ao cálculo tarifário 
 
65. 
Nos processos tarifários são calculados os parâmetros para cálculo do Encargo de 
Responsabilidade da Distribuidora – ERD, bem como os parâmetros para o ressarcimento constante do 
DECRETO nº 5.597/2005. 
 
66. 
No caso do ERD, seguiu-se o que está definido na REN 414/2010. Já no caso dos parâmetros 
para cálculo do ressarcimento constante do Decreto nº 5.597/2005, o beta a ser utilizado será o utilizado o 
mesmo da primeira revisão tarifária. Ocorre que em face da nova metodologia, a Parcela B informada não tem o 
detalhamento necessário para o cálculo do parâmetro. 
 
67. 
Para a definição do Horário de Ponta, como no primeiro ciclo de revisão tarifária, será adotado o 
horário definido na Resolução da principal supridora, Celesc. 
 
F Situação de Adimplência ou Inadimplência 
 
68. 
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. 
 
G. Serviços Cobráveis 
 
69. 
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 
346,91 
346,91 
242,00 
289,56 
330,23 
413,18 
428,98 
313,80 
255,80 
255,80 
288,68 
353,49 
444,36 
431,42 
 200
 250
 300
 350
 400
 450
 500
set-12
jan-13
RTE-13
set-13
set-14
set-15
set-16
R$ / MWh
Cergal
Celesc
IGP_M
IPCA
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líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação acumulada do IPCA até o mês do 
atual processo tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória nº 1.121, de 15/3/2011. 
 
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
70. 
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. 
 
71. 
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. 
 
72. 
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 
 
73. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 16/2008, no que consta do 
Processo 48500.002694/2016-81 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:  
 
i) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de 1,93% ser 
percebido pelos consumidores; 
 
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento da supridora Celesc para a Cergal;  
 
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 
Cergal , de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
74. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação da Revisão Tarifária 
Periódica em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
ALINE OLIVEIRA MOURA  
Analista Administrativo 
 
JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
De acordo, 
 
 
 
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