VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.002699/2016-11  
 
INTERESSADADA: Cooperativa de Eletricidade Praia Grande - Ceprag 
 
RELATOR: Diretor José Jurhosa Junior 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste tarifário anual da Cooperativa de Eletricidade Praia Grande - Ceprag, a vigorar a partir 
de 22/12/2016. 
 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
1. 
A Ceprag é permissionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende a 
cerca de 15 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa a receita anual de    R$ 
20 milhões. 
 
2. 
No processo tarifário de 2015, as tarifas da Ceprag foram, em média, reposicionadas em 
23,79%, sendo 23,62% referentes ao reposicionamento tarifário econômico e 0,17%, aos componentes 
financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória 1.954/2015. 
 
3. 
Em 28/03/2016, foi publicada a Resolução Normativa 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: 30/09/2016. 
 
4. 
Em 28/06/2016, a Ceprag assinou o Termo Aditivo e, por meio da Resolução Homologatória 
2.155, de 27/09/2016, as tarifas de aplicação da Ceprag foram prorrogadas até o atual processo tarifário. 
 
5. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica 389/2016-SGT/ANEEL 
consolidou o cálculo do reajuste tarifário de 2016 da Ceprag.  
 
6. 
A Procuradoria Federal junto à ANEEL – PF conheceu da minuta de Resolução e a chancelou. 
 
7. 
Em 16/12/2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, administrado 
por esta Agência, e identificou-se que não constam inadimplências relativas às obrigações setoriais para com 
o Setor Elétrico registradas em nome Ceprag, conforme estabelecido na Resolução Normativa 538/2013.  
 
8. 
É o relatório. 
 
 
 
 
                                                          
1 Ver o Contrato de Permissão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº Erro! Fonte de referência não 
encontrada.-ANEEL.

II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
9. 
A Resolução Normativa 704/2016 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 os custos apresentados 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. 
 
10. 
Considerando os novos procedimentos, foi calculado o Reajuste Tarifário Anual - RTA da 
Ceprag. O resultado desse cálculo conduz ao efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 
-4,60%, sendo -4,89%, em média, para os consumidores conectados na alta tensão e de    -4,55%, em média, 
para os conectados na baixa tensão. 
 
Tabela 1 - Efeito médio para consumidor cativo 
 
Fonte: Nota Técnica 389/2016-SGT/ANEEL. 
 
Fatores considerados no reajuste 
 
11. 
O efeito médio de -4,60% decorre: a) do reajuste dos itens de custos das Parcelas A e B, 
calculado conforme contrato de permissão; b) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
reajuste tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes; e c) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data do reajuste em 
processamento. 
 
12. 
A atualização dos custos das Parcelas A e B contribuiu para o efeito médio em 0,82%, sendo 
-5,27% referente à variação de custos da Parcela A e 6,09%, à variação de custos da Parcela B. Em relação 
à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para compensação nos 12 meses 
subsequentes, esses contribuíram com -5,27% para o reajuste da Ceprag. 
 
13. 
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior 
representou redução de -0,15% no atual reajuste. 
 
14. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -4,60%, 
representa a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados: 0,82%, resultante da atualização dos 
custos das Parcelas A e B; a inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de -
5,27%, e o efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -0,15% [-4,60% 
= 0,82% -5,27%  - 0,15%] 
 
15. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
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%
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%  
Fonte: Nota Técnica 389/2016-SGT/ANEEL.  

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte:  Nota Técnica nº Nota Técnica 389/2016-SGT/ANEEL 
 
16. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação entre 
o cálculo do reajuste de 2015 e o de 2016; a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e da B; 
a distribuição da receita para cobrir os custos da Parcela A e da B; a contribuição de cada componente 
financeiro para formar o efeito ao consumidor e a contribuição da retirada dos componentes tarifários 
considerados no último processo: 
 
Tabela 2 – Itens de custos que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte:  Nota Técnica nº Nota Técnica 389/2016-SGT/ANEEL. 
-4,42%
0,43%
-1,29%
6,09%
-5,27%
-0,15%
-4,60%
Encargos
Setoriais
Transporte
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor
Processo tarifário
Variação
Participação 
no processo 
tarifário
Participação 
na Receita 
Encargos Setoriais
-34,7%
-4,42%
8,25%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
15,2%
0,04%
0,29%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
-38,4%
-3,99%
6,35%
PROINFA
35,0%
0,42%
1,61%
P&D e Eficiência Energética
0,0%
-0,89%
0,00%
Energia Comprada
-5,4%
-1,29%
22,28%
Energia  
-5,4%
-1,29%
22,28%
Trasnporte de Energia
11,1%
0,43%
4,29%
Uso do sistema de distribuição
11,1%
0,43%
4,29%
Total de Parcela A
-13,1%
-5,27%
34,81%
Total de Parcela B
10,2%
6,09%
65,19%
Variação econômica
0,82%
Componentes Financeiros
Repasse de PIS COFINS suprimento
1,54%
Neutralidade Encargos Setoriais
-1,20%
Compensação DIC FIC
0,00%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-5,61%
Total Financeiros  
-5,27%
Variação econômica e financeira
-4,45%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo a
-0,15%
-4,60%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores
Participação
Participação
Processo tarifário Variação no processo
na Receita
tarifário    
Encargos Setoriais -34,7% -4,42% 8,25%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 15,2% 0,04% 0,29%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE -38,4% -3,99% 6,35%
PROINFA 35,0% 0,42% 1,61%
P&D e Eficiência Energética 0,0% -0,89% 0,00%    
Energia Comprada -5,4% -1,29% 22,28%    
Energia -5,4% -1,29% 22,28%    
Trasnporte de Energia 11,1% 0,43% 4,29%    
Uso do sistema de distribuição 11,1% 0,43% 4,29%    
Total de Parcela A -13,1% -5,27% 34,81%    
Total de Parcela B 10,2% 6,09% 65,19%    
Variação econômica 0,82%    
Componentes Financeiros    
Repasse de PIS COFINS suprimento 1,54%
Neutralidade Encargos Setoriais -1,20%
Compensação DIC FIC 0,00%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -5,61%    
Total Financeiros -5,27%    
Variação econômica e financeira -4,45%    
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterio-r0 , 15%    
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores -4,60%    
Fonte: Nota Técnica nº Nota Técnica 389/2016-SGT/ANEEL.    

Parcela A 
 
17. 
Relativamente à variação dos itens de custo da Parcela A, destacam-se os encargos setoriais 
com variação de -34,7%, em comparação aos valores do último processo tarifário, correspondendo ao efeito 
de -4,42%. Ressalta-se a variação de -38,39% da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, 
correspondendo ao efeito médio de -3,99%, por conta da diminuição do valor unitário do encargo. 
 
18. 
A compra de energia variou -5,4% em relação ao processo anterior, o que contribuiu no 
Reajuste Tarifário com -1,29%. Essa alteração é explicada principalmente pela redução da tarifa de energia 
estabelecida no processo tarifário das supridoras. 
 
19. 
Observa-se que o gasto com transporte de energia contribuiu com o efeito de 0,43% no RTA. 
A variação deve-se ao aumento de custos da supridora CEEE. 
 
Parcela B 
 
20. 
De acordo com o PRORET 8.4, 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. 
 
21. 
Por intermédio da Carta Ofício 037/2016, a permissionária solicitou um valor de                  R$ 
13.365.610,89 para cobrir os custos com administração, operação e expansão do sistema, o que está dentro 
do limite estabelecido. O Gráfico 2 mostra a composição da Parcela B. 
 
 
Gráfico 2. Composição da Parcela B 
Fonte:  Nota Técnica nº Nota Técnica 389/2016-SGT/ANEEL 
 
22. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da 
receita da Ceprag (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina 
ao ressarcimento dos custos incorridos no pagamento: 
 
a) da geração (compra de energia); 
b) da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de 
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido, e 
c) 
dos encargos setoriais2 e tributos3: 
                                                          
2 No terceiro Gráfico, destaque é dado à participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Permissionária aos destinatários. 
 
3 Na construção do Gráfico 4, foram considerados apenas os tributos que incidem de forma direta sobre o valor faturado pela 
Permissionária, bem como utilizada a alíquota média nominal para o ICMS, para o PIS e para o COFINS. 
Operação/ 
Manutenção/ 
Administração
77,6%
Investimentos/ 
Reservas/ 
Outras 
receitas
22,4%

Gráfico 3 - Composição da receita da Permissionária sem Tributos 
Fonte:  Nota Técnica nº Nota Técnica 389/2016-SGT/ANEEL 
 
 
 
Gráfico 4 - Composição da receita da Permissionária com Tributos 
Fonte:  Nota Técnica 389/2016-SGT/ANEEL. 
 
Componentes Financeiros 
 
23. 
No que diz respeito aos componentes financeiros do próximo período tarifário, a variação foi 
de -5,27%. Destaca-se o financeiro de retenção, pelas distribuidoras, de recursos provenientes da aplicação 
das bandeiras tarifárias, que são revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – 
Conta Bandeiras, cuja reversão correspondeu a -5,61% neste processo. 
 
 
Evolução das tarifas 
 
24. 
O Gráfico 5 apresenta a evolução da tarifa B1- Residencial da entre 2012 e 2016, comparada 
com a fixada em 2012 para a Permissionária, reajustada pelo IPCA e pelo IGP-M, e a tarifa da principal 
Supridora: 
 
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%

Gráfico 5 – Evolução da Tarifa B1 Residencial da Permissionária e da principal supridora 
Fonte:  Nota Técnica nº Nota Técnica 389/2016-SGT/ANEEL 
 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários (Lei 12.839/2013) 
 
25. 
Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei 10.438/2002, com redação dada pela Lei 
12.839/2013, e do Decreto 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais 
finalidades, 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. 
 
26. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à 
Ceprag, em relação às competências de dezembro de 2016 a novembro de 2017, é de R$ 79.169,88. Esse 
valor já contempla o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro de 2015 e 
novembro de 2016. 
 
 
III. DIREITO 
 
27. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: (i) Leis 9.427, 
de 26/12/1996 e 10.438, de 26/04/2002; (ii) Decreto 2.335, de 6/10/1997; e (iii) Contrato de Permissão para 
Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica 19/2010. 
 
 
 
 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
28. 
A partir dessa argumentação e das considerações apresentadas no Processo                
48500.002699/2016-11, voto pela emissão de resolução homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
 
a) homologar o reajuste tarifário anual das tarifas da Cooperativa de Eletricidade Praia 
Grande - Ceprag, a vigorar a partir de 22/12/2016, que conduz ao efeito médio a ser 
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

percebido pelos consumidores de -4,60%, sendo de -4,89% para os consumidores 
conectados em alta tensão e de -4,55% para os em baixa tensão; 
 
b) fixar as Tarifas de Energia e de Uso do Sistema de Distribuição relativas ao suprimento da 
Ceprag pelas supridoras Celesc e CEEE; 
 
c) fixar o valor das quotas anuais da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE e do 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; e 
 
d) homologar o valor mensal de recursos da CDE, de R$ 79.169,88, a ser repassado pela 
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à Ceprag, de modo a custear os descontos 
retirados da estrutura tarifária. 
 
 
Brasília, 16 de dezembro de 2016. 
 
 
 
 
JOSÉ JURHOSA JUNIOR 
Diretor