VOTO 
 
PROCESSO: 48500.001084/2016-60 
INTERESSADOS: Cooperativa Aliança - COOPERALIANÇA 
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da Cooperativa Aliança - COOPERALIANÇA, a vigorar a partir de 
29 de agosto de 2016. 
I. RELATÓRIO 
 
1. 
Em 16 de janeiro de 2002, por intermédio da ANEEL, foi celebrado o Contrato de Concessão do 
Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 145/2002 para a distribuição de energia elétrica entre a 
União e a Cooperativa Aliança – COOPERALIANÇA, com sede no município de Içara, estado de Santa Catarina. 
 
2. 
A COOPERALIANÇA atende cerca de 36 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia 
elétrica representa faturamento anual na ordem de R$ 80 milhões. 
 
3. 
No processo tarifário de 2015, as tarifas da COOPERALIANÇA foram, em média, reajustadas 
em 7,56%, sendo este o efeito tarifário médio percebido pelos usuários da concessionária, conforme consta da 
Resolução Homologatória nº 1.931, de 11 de agosto de 2015. 
 
4. 
A Resolução Homologatória nº 2.040, de 5 de abril de 2016, prorrogou até 28 de agosto de 2016 
a vigência das tarifas de aplicação homologadas em 2015, em consequência da alteração da data de aniversário 
contratual da COOPERALIANÇA, conforme consta do Quinto Termo Aditivo, firmado em 9 de dezembro de 2015, 
referente à renovação do Contrato de Concessão nº 145/2002. 
 
5. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 270/2016-SGT/ANEEL, de 
16 de agosto de 2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da COOPERALIANÇA.

6. 
No dia 16 de agosto de 2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho 
de Consumidores da COOPERALIANÇA as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a 
Resolução Normativa nº 652, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 
do PRORET – Procedimentos de Regulação Tarifária. 
 
7. 
Em 22 de agosto de 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 
registradas em nome da COOPERALIANÇA, conforme estabelecido na Resolução Normativa nº 538, de 2013. 
 
8. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
9. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da COOPERALIANÇA conduz a um efeito médio nas tarifas 
a ser percebido pelos consumidores de -6,18%, sendo de -7,24%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de -5,44%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
10. 
O efeito médio de -6,18% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculado 
conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada dos 
componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a 
data do reajuste em processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste 
tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes.  
 
11. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -2,64% ao se 
adotarem como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo -
4,71% referente à variação de custos de Parcela A e 2,07% à variação de custos da Parcela B.   
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-7,24%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-5,44%
Efeito Médio AT+BT
-6,18%

12. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -1,18%. Já o efeito da 
retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução de -2,36% no 
atual reajuste. 
13. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -6,18% [- 6,18% = 
- 2,64% - 1,18% - 2,36%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados: 
a) IRT de - 2,64% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B; 
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de 
- 1,18%; e 
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de - 2,36%.  
14. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
15. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
 
 
 
-3,42%
0,12%
-1,41%
2,07%
-1,18%
-2,36%
-6,18%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
16. 
Os custos da Parcela A representam 77,04% dos custos da Concessionária. A variação desses 
custos representou - 4,71% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário. 
17. 
O valor total dos encargos setoriais diminuiu - 18,36% em comparação com os valores referentes 
ao reajuste anterior, correspondendo a um efeito tarifário médio de - 3,42%. Destaca-se, principalmente, a 
redução do orçamento da CDE – USO, decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano 
de 2016, conforme Resolução Homologatória nº 2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para um efeito 
médio de - 4,79% no atual reajuste da COOPERALIANÇA. 
18. 
Os custos com transmissão sofreram a variação de 1,57% em relação ao reajuste tarifário 
anterior, correspondendo ao efeito médio de 0,12%. 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-5,91%
-4,71%
77,04%
Encargos Setoriais
-18,36%
-3,42%
15,64%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
6,45%
0,01%
0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-37,97%
-4,79%
8,04%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
32,29%
0,03%
0,12%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
26,58%
1,34%
6,54%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-0,73%
-0,01%
0,83%
Custos de Transmissão
1,57%
0,12%
8,07%
Uso do sistema de distribuição e CCD
1,57%
0,12%
8,07%
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra)
-2,64%
-1,41%
53,33%
PARCELA B
10,18%
2,07%
22,96%
IRT considerando a variação tarifária da RTE
-2,64%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-1,18%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE
-0,76%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido da RTE
-1,64%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-0,83%
Neutralidade dos Encargos
1,76%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,48%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
-0,02%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,16%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-2,36%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-6,18%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -5,91% -4,71% 77,04%  
Encargos Setoriais -18,36% -3,42% 15,64%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 6,45% 0,01% 0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -37,97% -4,79% 8,04%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 32,29% 0,03% 0,12%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 26,58% 1,34% 6,54%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. -0,73% -0,01% 0,83%  
Custos de Transmissão 1,57% 0,12% 8,07%  
Uso do sistema de distribuição e CCD 1,57% 0,12% 8,07%  
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) -2,64% -1,41% 53,33%  
PARCELA B 10,18% 2,07% 22,96%  
IRT considerando a variação tarifária da RTE -2,64% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -1,18%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE -0,76%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE -1,64%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,83%
Neutralidade dos Encargos 1,76%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,48%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,02%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,16%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,36%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -6,18%  

19. 
O custo de compra de energia sofreu uma variação de - 2,64% em relação ao processo anterior, 
contribuindo para um efeito médio de - 1,41%, devido ao decréscimo da tarifa de energia da supridora CELESC, 
calculada no seu reajuste de 2016. Esse decréscimo decorre, sobretudo, da redução do PMIX da CELESC em 
relação ao valor de 2015. 
 
20. 
A Tabela 3 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação 
ao reajuste tarifário anterior. 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Nota Técnica nº 270/2016-SGT/ANEEL, de 16 de agosto de 2016. 
 
21. 
Os custos da Parcela B representam 22,96% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 2,07% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
22. 
No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão 
Tarifária da distribuidora, de 1,45 % e 0,00%, respectivamente. No caso da COOPERALIANÇA, a variação média 
dos indicadores de DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi de -1,50%, de modo que o valor de componente Q do Fator 
X foi de 0,00%. Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 
11,63%, subtraída do Fator X, de 1,45%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 10,18%. 
 
23. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da 
receita da Distribuidora (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 
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Bilateral
175.916,65
175.337,65
-0,33%
236,07
227,97
-3,43%
Proinfa
4.201,21
4.780,30
13,78%
281,33
336,89
19,75%
Sobra (-) / Exposição (+)
0,09
0,00
-100,0%
236,07
227,97
-3,4%
TOTAL
180.117,95
180.117,95
0,0%
237,13
230,86
-2,6%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação  
Bilateral
Proinfa  175.916,65 175.337,65 -0,33%
4.201,21 4.780,30 13,78%  236,07 227,97 -3,43%
281,33 336,89 19,75%  
Sobra (-) / Exposição (+)  0,09 0,00 -100,0%  236,07 227,97 -3,4%  
TOTAL  180.117,95 180.117,95 0,0%  237,13 230,86 -2,6%  
      

c) Dos encargos setoriais1 e dos tributos2. 
 
Gráfico 3 
 
Fonte: Nota Técnica nº 270/2016-SGT/ANEEL, de 16 de agosto de 2016. 
 
Gráfico 4  
 
 
Fonte: Nota Técnica nº 231/2016-SGT/ANEEL, de 12 de julho de 2016. 
                                                     
1 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
2 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 22% para o ICMS e de 0,6% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a fatura, 
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 29,12% (por fora) 
sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de       
Distribuição
23,0%
Custo de            
Energia
51,3%
Custo de     
Transmissão
8,1%
Encargos          
Setoriais
17,7%
Custo de       
Distribuição
17,8%
Custo de            
Energia
39,7%
Custo de     
Transmissão
6,2%
Encargos          
Setoriais
13,7%
ICMS 22,0%
PIS/COFINS 0,6%
Tributos
22,6%

24. 
Quanto aos componentes financeiros3 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
ressalta-se: 
a) Os valores referentes à reversão da RTE que tiveram impacto relevante no atual reajuste, 
correspondendo a um efeito médio de - 2,69%, com destaque ao componente financeiro de CDE 
Uso, no qual foi revertida a receita faturada para o período de 1º de julho/15 a 14 de agosto/15, 
totalizando o montante de R$ 1.158.607,04, já atualizado pela SELIC. 
b) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA afeta à 
Energia, que representou um impacto no atual reajuste de -1,64% quando revertido o respectivo 
financeiro da RTE/2015. 
c) A área técnica destaca que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras 
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados 
de CVA Energia, contribuiu para que a tarifa da COOPERALIANÇA não sofresse um aumento 
adicional médio de 5%. 
25. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
 
                                                     
3 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados 
no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
558.854,09
               
0,70%
CVA em Processamento - Energia comprada
(330.886,43)
              
-0,41%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(668.352,38)
              
-0,83%
Neutralidade dos Encargos
1.413.096,81
            
1,76%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
387.425,08
               
0,48%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
(985.492,48)
              
-1,23%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(1.158.607,04)
           
-1,45%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(9.518,81)
                  
-0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
(19.599)
                     
-0,02%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(128.562)
                   
-0,16%
Total
(941.642,74)
              
-1,18%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 558.854,09 0,70%
CVA em Processamento - Energia comprada ( 330.886,43) -0,41%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 668.352,38) -0,83%
Neutralidade dos Encargos 1.413.096,81 1,76%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 387.425,08 0,48%
Financeiro de Reversão RTE - Energia ( 985.492,48) -1,23%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 1.158.607,04) -1,45%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia ( 9.518,81) -0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE ( 19.599) -0,02%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD ( 128.562) -0,16%  
Total ( 941.642,74) -1,18%  

26. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 231, de 12 de julho de 2016, que o efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores da COOPERALIANÇA, de - 6,18% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da 
Concessionária evoluísse nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (84,97%) e do IPCA (76,25%) no 
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 231/2016-SGT/ANEEL, de 13 de julho de 2016. 
 
27. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários4, o montante mensal de recursos da 
CDE a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os 
valores mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo 
processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo. 
 
                                                     
4 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 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. 
379,79
376,55
331,54
357,86
373,52
380,38
348,67
446,26
524,41
553,08
521,06
702,49 
669,37 
ago/07
ago/08
ago/09
ago/10
ago/11
ago/12
ago/13
ago/14
mar/15
ago/15
ago/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
700,00
750,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
    
  Variação IGPM  
    553,08
  Variação IPCA  524,41
    
446,26    
376,55 373,52 380,38
357,86    
348,67
379,79 331,54    
    
    
    

28. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
COOPERALIANÇA, em relação às competências entre agosto/2016 a julho/2017, é de R$ 264.415,60 (duzentos 
e sessenta e quatro mil, quatrocentos e quinze reais e sessenta centavos). Esse valor já inclui o ajuste da 
diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 e julho/2016. 
 
 
III. DIREITO 
 
29. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
(i) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
(ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; 
(iii) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; 
(iv) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; 
(v) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e 
(vi) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 145/2002. 
 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
30. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.001084/2016-60, voto pela emissão 
de resolução homologatória, como a minuta anexa, a fim de: 
a) homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Cooperativa Aliança - 
COOPERALIANÇA, a vigorar a partir de 29 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores de - 6,18%, sendo - 7,24% para os consumidores em 
alta tensão e - 5,44% para os consumidores em baixa tensão; 
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica 
– TE aplicáveis aos consumidores e usuários da COOPERALIANÇA; e 
c) homologar em R$ 264.415,60 (duzentos e sessenta e quatro mil, quatrocentos e quinze 
reais e sessenta centavos) o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à 
COOPERALIANÇA, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.

Brasília, 23 de agosto de 2016. 
 
 
TIAGO DE BARROS CORREIA 
Diretor