* 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 48500.000348/2016-68 
48581.001894/2016-00 
Nota Técnica nº 183/2016-SGT/ANEEL  
 
Em 15 de junho de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.000348/2016-68 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – 
TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Distribuição – TUSD referentes à Cooperativa 
Regional de Eletrificação Rural do Alto Uruguai 
- Creral e demais providências pertinentes ao 
seu Reajuste Tarifário Anual de 2016.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
Esta Nota Técnica apresenta os detalhes do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da 
Cooperativa Regional de Eletrificação Rural do Alto Uruguai – Creral, calculado em conformidade com 
as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de Permissão 
de Distribuição nº 41/2010. 
 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
A Creral, sediada na cidade de Erechim - RS, atende atualmente cerca de 7 mil unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de aproximadamente 22 
milhões de reais. 
 
3. 
Em 31 de maio de 2010, foi firmado o Contrato de Permissão nº 41/2010 entre a União e a 
Creral 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 Creral foram, em média, 
reajustadas em 22,79%, sendo 23,09% relativos ao cálculo econômico e -0,30% aos componentes 
financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.914 de 23 de junho de 2015. 
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: D47730010037B039 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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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 nº 48500.000348/2016-68 
 
III - DA ANÁLISE 
 
5. 
Nos reajustes tarifários anuais, as tarifas de fornecimento e uso do sistema de distribuição 
são reajustadas de modo a recuperar a receita da permissionária decorrente da aplicação do Índice de 
Reajuste Tarifário (IRT), calculado de acordo com fórmula paramétrica que consta do Contrato de 
Permissão. 
 
 
𝐼𝑅𝑇= 𝑉𝑃𝐴1 + 𝑉𝑃𝐵0𝑥(𝐼𝑉𝐼± 𝑋)
RA
 
 
 
Onde: 
VPA1 = Valor da Parcela A na Data do Reajuste em Processamento (DRP) 
VPB0 = Valor da Parcela B na Data de Referência Anterior (DRA) 
IVI = Índice de variação da inflação (IPCA) 
X = Fator X 
RA = Receita de Referência na Data do Reajuste Anterior (DRA)  
 
6. 
Para fins de reajuste 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.  
 
7. 
O Índice de Reajuste Tarifário é dado pela razão entre o somatório do Valor da Parcela A 
(VPA) e do Valor da Parcela B (VPB), ambos atualizados para a “Data do Reajuste em Processamento” – 
DRP, e a Receita de Referência (RA), na “Data de Referência Anterior” – DRA.  
 
8. 
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. Os outros custos, constantes da Parcela B, são corrigidos pelo Índice Nacional de 
Preços ao Consumidor Amplo – IPCA. A correção da Parcela B ainda depende do Fator X, índice fixado 
pela ANEEL por ocasião da revisão tarifária periódica, cuja função é compartilhar com o consumidor os 
ganhos de eficiência e competitividade da permissionária ao longo do ciclo tarifário.  
 
9. 
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 IRT 2015 
 
10. 
O Reajuste Tarifário Anual da Creral, calculado pela Superintendência de Gestão Tarifária 
– SGT, para aplicação a partir de 30 de junho de 2016, resultou no percentual total de -9,98%, sendo -3,94% 
relativo ao cálculo econômico e -6,04% referente aos componentes financeiros pertinentes. 
  
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Processo nº 48500.000348/2016-68 
 
Quadro 1. Índice de Reposicionamento Tarifário 
 
 
11. 
O índice médio final do reajuste, de -9,98%, foi calculado considerando-se o IPCA 
acumulado no período junho de 2015 a maio de 2016, de 9,32%, e o Fator X de 1,15%, resultando um 
percentual de 8,17% a ser aplicado para atualizar a Parcela B da receita da permissionária. O IRT 
compreendeu também a atualização de custos relacionados às atividades de geração e transmissão e aos 
encargos setoriais, bem como a atualização dos componentes financeiros. 
 
1. Receita de Referência (RA) 
 
12. 
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 junho de 2015 a maio de 2016 e as tarifas homologadas no processo 
tarifário anterior, correspondendo ao faturamento anual de R$ 21.764.103,02. 
 
13. 
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) 
 
14. 
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 junho de 2015 a maio de 2016.  
 
15. 
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).  
 
Descrição 
Valores (R$)
RA1   (VPA1+VPB0 x (IVI - X))
20.906.324,69
          
RA0 
21.764.103,02
          
IRT Economico
-3,94%
Componentes Financeiros
-6,04%
IRT Economico e Financeiro
-9,98%
Descrição
Energia (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
54.458,20
                    
21.674.731,82
              
    A4 (2,3 kV a 25 kV)
27.362,39
                    
9.269.535,64
                
    BT (menor que 2,3 kV)
27.095,81
                    
12.405.196,18
              
Total
54.458,20
                    
21.764.103,02
              
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Descrição Valores (R$)  
RA1 (VPA1+VPB0 x (IVI - X)) 20.906.324,69
RA0 21.764.103,02
IRT Economico -3,94%
Componentes Financeiros -6,04%  
IRT Economico e Financeiro -9,98%  
  
Descrição Energia (MWh) Receita (R$)  
Fornecimento 54.458,20 2 1.674.731,82
A4 (2,3 kV a 25 kV) 27.362,39 9 .269.535,64
BT (menor que 2,3 kV) 27.095,81 1 2.405.196,18  
Total 54.458,20 2 1.764.103,02  
  

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Processo nº 48500.000348/2016-68 
 
Quadro 3. Receita em DRA, participação dos custos na Receita de Referência 
 
 
3. Encargos Setoriais na Data do Reajuste em Processamento (DRP)  
 
16. 
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 
 
Reajuste Tarifário
DRA (R$)
Partic. na RA0
Encargos Setoriais
3.455.190,59
              
16%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
55.951,48
                   
0,26%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
2.876.429,44
              
13,22%
PROINFA
341.273,97
                 
1,57%
P&D e Eficiência Energética
181.535,69
                 
0,83%
Energia Comprada
3.182.425,84
              
15%
Energia  
3.182.425,84
              
14,62%
Transporte de Energia
3.219.471,94
              
15%
Uso do sistema de distribuição
3.219.471,94
              
14,79%
Total Parcela A
9.857.088,37
              
45%
Total Parcela B
11.907.014,65
            
55%
RA0 
21.764.103,02
            
100%
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Reajuste Tarifário DRA (R$) Partic. na RA0  
Encargos Setoriais 3 .455.190,59 16%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 5 5.951,48 0,26%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 2 .876.429,44 13,22%
PROINFA 3 41.273,97 1,57%
P&D e Eficiência Energética 1 81.535,69 0,83%  
Energia Comprada 3 .182.425,84 15%  
Energia 3 .182.425,84 14,62%  
Transporte de Energia 3 .219.471,94 15%  
Uso do sistema de distribuição 3 .219.471,94 14,79%  
Total Parcela A 9 .857.088,37 45%  
Total Parcela B 1 1.907.014,65 55%  
RA0 2 1.764.103,02 100%  
  

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Processo nº 48500.000348/2016-68 
 
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 permissionária. 
 
17. 
Os valores dos encargos setoriais da Permissionária na DRP estão demonstrados no 
quadro abaixo: 
 
Quadro 4. Encargos Setoriais em DRP 
 
 
 
18. 
A cobertura tarifária para o encargo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE foi 
calculada pela multiplicação do mercado de energia da permissionária, em MWh, verificado no período de 
referência, pelo custos da CDE, em R$/MWh, constante na REH 2.018 de 5 de fevereiro de 2016. 
 
19. 
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.  
 
20. 
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 
 
21. 
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 regulatórias. 
 
22. 
No cálculo de energia requerida, foi considerado o nível de perdas regulatórias na 
distribuição definido na primeira revisão tarifária periódica da permissionária, de 9,62% sobre a energia 
injetada. Este valor será mantido até a segunda revisão tarifária, quando será definida uma trajetória de 
redução de perdas para o ciclo tarifário subsequente. 
 
Quadro 5. Perdas 
 
Encargos Setoriais
Valores (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
60.828,22
                  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
1.767.713,14
             
PROINFA
460.111,01
                
Total
2.288.652,37
             
Descrição
Energia Injetada
Perdas na Rede Básica 
0,00%
Perdas na Distribuição
9,62%
Total
9,62%
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Encargos Setoriais Valores (R$)  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 6 0.828,22
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 1 .767.713,14
PROINFA 4 60.111,01  
Total 2 .288.652,37  
  
Descrição Energia Injetada    
Perdas na Rede Básica  0,00%  
Perdas na Distribuição 9,62%    
Total 9,62%    
    

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Processo nº 48500.000348/2016-68 
 
 
23. 
O requisito de energia elétrica apurado para o reajuste em processamento foi de 57.323 
MWh, formado por 54.458 MWh, para atendimento ao mercado de fornecimento e suprimento (mercado de 
venda), e 2.865 MWh, para cobertura das perdas regulatórias de energia elétrica, conforme demostrado no 
quadro a seguir: 
Quadro 6. Energia Requerida 
 
 
b. Valoração dos custos de aquisição de energia 
 
24. 
A Creral é suprida atualmente pela distribuidora RGE. Na valoração do custo de aquisição 
de energia, em conformidade com o estabelecido no Submódulo de 8.1 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. 
 
25. 
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 
 
 
26. 
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 1.079 MW/h, conforme REH nº 1.833/2014. 
 
27. 
No quadro a seguir estão relacionados os custos de compra de energia elétrica da Creral, 
com os montantes de suprimento e PROINFA. 
 
Quadro 8. Custo de Energia em DRP 
 
 
28. 
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. 
 
Descrição
Energia (MWh)
Mercado Total 
                 54.458 
Fornecimento 
                 54.458 
Perdas Totais 
                   2.865 
Perdas na Distribuição 
                   2.865 
Energia Requerida 
57.323,23
           
Supridora
Tensão
Tarifa (R$/MWh)
RGE
A4
49,88
RGE
BT
211,18
Descrição
Energia (MWh)
Tarifa (R$/MWh)
Despesa (R$)
Suprimento
57.323
50,52
                        
2.896.222,43
      
PROINFA
1.079
-
                            
-
                      
Sobras (-) / Exposição (+)
-1.079
50,52
                        
54.534,03
-           
Total
57.323
49,57
                        
2.841.688,40
      
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: D47730010037B039 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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Descrição Energia (MWh)  
Mercado Total 54.458  
Fornecimento 54.458  
Perdas Totais 2.865  
Perdas na Distribuição 2.865  
Energia Requerida 57.323,23  
  
Supridora Tensão Tarifa (R$/MWh)  
RGE A4 49,88
RGE BT 211,18  
Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)  
Suprimento 57.323 5 0,52 2.896.222,43
PROINFA 1.079 - -  
Sobras (-) / Exposição (+) -1.079 5 0,52 - 5 4.534,03  
Total 57.323 4 9,57 2 .841.688,40  
  

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29. 
O custo de compra de energia, considerando os preços de repasse aplicados à energia 
requerida, resultou no valor de R$ 2.841.688,40.  
 
5. Transporte de Energia 
 
 Custo das Instalações de Distribuição – CUSD  
 
30. 
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.  
 
31. 
Na valoração destes custos, em conformidade com o estabelecido no Submódulo de 8.1 do 
PRORET, aplicou-se sobre as tarifas de suprimento, estabelecidas no último processo tarifário da supridora, 
o índice de desconto no valor de 12,11%.  
 
32. 
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$ 2.896.024,51. 
 
Quadro 9. CUSD 
 
 
6. Componentes Financeiros 
 
33. 
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; e (iii) do repasse para compensação 
por descontinuidade; e (iv) da 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$ 741.243,84.  
 
 (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$ (471.189,37). 
 
Supridora
Tensão
Componente 
TUSD
Montante
Tarifa 
com desc
Despesa (R$)
RGE
A4
Fora de Ponta
143.660
          
4,04
580.806,94
       
RGE
A4
Ponta
113.037
          
16,29
1.841.910,20
    
RGE
A4
Não se aplica
58.190
            
7,79
453.130,37
       
RGE
BT
Não se aplica
235
                 
85,92
20.177,00
         
Custo de Transporte
315.122
          
2.896.024,51
    
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Componente Tarifa
Supridora Tensão Montante Despesa (R$)
TUSD com desc  
  
  
  
  
Custo de Transporte 3 15.122 2 .896.024,51  
  

Fls. 8 Nota Técnica nº 183/2015-SGT/ANEEL, de 15 de junho 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 nº 48500.000348/2016-68 
 
(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$ 1.439.529,06. 
 
(iv) 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(s) 
supridora(s) totalizam -R$ 234.489,32, revertidos em sua totalidade para a modicidade 
tarifária. 
 
 
 
34. 
O quadro a seguir demonstra os componentes financeiros considerados no Reajuste 
Tarifário de 2014 da Permissionária. 
 
Quadro 9. Componentes Financeiros da Permissionária 
 
 
7. Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
 
35. 
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. 
 
36. 
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. 
 
37. 
O valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Creral em relação ao período de 
competência de junho de 2016 a maio 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 junho de 2015 a maio 
Componentes Financeiros
Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento
                        741.243,84 
Neutralidade Encargos Setoriais
                      (471.189,37)
Compensação DIC FIC
                      (234.489,32)
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
                   (1.439.529,06)
Total Financeiros
(1.403.963,9074)
               
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Componentes Financeiros Valores (R$)  
Repasse de PIS COFINS suprimento 741.243,84
Neutralidade Encargos Setoriais (471.189,37)
Compensação DIC FIC (234.489,32)
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (1.439.529,06)  
Total Financeiros ( 1.403.963,9074)  
  

Fls. 9 Nota Técnica nº 183/2015-SGT/ANEEL, de 15 de junho 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 nº 48500.000348/2016-68 
 
de 2016, bem como a previsão para o período de junho de 2016 a maio de 2017, é de R$ 253.769,50, 
conforme apresentado na tabela abaixo: 
 
Quadro 10. Valores dos subsídios que serão repassados pela CDE 
 
 B. Resultados 
 
38. 
O reajuste tarifário anual médio a ser aplicado às tarifas da Creral, a partir de 30 de junho 
de 2016 , é de -9,98%, dos quais -3,94% correspondem ao cálculo econômico e -6,04% referem-se aos 
componentes financeiros pertinentes. 
 
39. 
O Quadro 12 apresenta os itens de custo que conduziram ao referido efeito médio; a 
participação percentual dos itens de custos das Parcelas A e B na composição do IRT; a variação entre 
DRA e 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 do índice de reajuste final. 
 
Quadro 11. Participação das Parcelas A, B e financeiros no IRT 
 
Tipo de Subsidio
Cobertura 
2014/15
Cobertura 2014/15 
Atualizada [1]
Subsidio 
Apurado
Subsidio Apurado 
Atualizado [2]
Diferença         
[1]
Previsão         
[2]              
Previsão & 
Diferença [1]+[2]
Previsão 2015/16 & 
Diferença (Mensal)
Subsidio Carga Fonte Incentivda
-
                       
-
                          
-
                       
-
                            
-
                         
-
                       
-
                         
-
                                  
Subsidio Geração Fonte Incentivda
36.743,35
            
38.894,12
               
44.066,40
            
46.645,82
                 
7.751,70
                
43.783,26
            
51.534,96
              
4.294,58
                          
Subsidio Distribuição
-
                       
-
                          
-
                       
-
                            
-
                         
-
                       
-
                         
-
                                  
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
2.939,22
              
3.111,27
                 
4.841,45
              
5.030,10
                   
1.918,83
                
4.485,06
              
6.403,89
                
533,66
                             
Subsidio Rural
2.935.877,39
       
3.107.728,56
          
3.090.526,39
       
3.265.826,14
            
158.097,58
            
2.817.230,48
       
2.975.328,05
         
247.944,00
                      
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
3.615,65
              
3.827,29
                 
8.252,03
              
8.543,27
                   
4.715,98
                
7.251,06
              
11.967,04
              
997,25
                             
TOTAL
2.979.175,6101
   
3.153.561,2346
      
3.147.686,2600
   
3.326.045,3228
        
172.484,0882
        
2.872.749,8543
   
3.045.233,9425
     
253.769,4952
                  
REAJUSTE TARIFÀRIO
Variação
Participação no 
Reajuste
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
-33,80%
-5,36%
10,95%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
8,70%
0,02%
0,29%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
-38,50%
-5,09%
8,46%
PROINFA
34,80%
0,55%
2,20%
P&D e Eficiência Energética
0,00%
-0,83%
0,00%
ENERGIA COMPRADA 
-10,70%
-1,57%
13,59%
Energia  
-10,70%
-1,57%
13,59%
TRANSPORTE DE ENERGIA
-10,00%
-1,49%
13,85%
Uso do sistema de distribuição
-10,00%
-1,49%
13,85%
Total de Parcela A
-18,60%
-8,41%
38,39%
Total de Parcela B
8,17%
4,47%
61,61%
IRT Economico
-3,94%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS suprimento
3,19%
Neutralidade Encargos Setoriais
-2,03%
Compensação DIC FIC
-1,01%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-6,20%
Total Financeiros  
-6,04%
IRT Economico e Financeiro
-9,98%
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Cobertura Cobertura 2014/15 Subsidio Subsidio Apurado Diferença Previsão P revisão & Previsão 2015/16 &
Tipo de Subsidio
2014/15 Atualizada [1] Apurado Atualizado [2] [1] [2] D i f e r ença [1]+[2] Diferença (Mensal)  
  
TOTAL 2.979.175,6101 3.153.561,2346 3.147.686,2600 3.326.045,3228 172.484,0882 2.872.749,8543 3.045.233,9425 2 53.769,4952

Participação no Participação na
REAJUSTE TARIFÀRIO Variação
Reajuste Receita    
ENCARGOS SETORIAIS -33,80% -5,36% 10,95%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8,70% 0,02% 0,29%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE -38,50% -5,09% 8,46%
PROINFA 34,80% 0,55% 2,20%
P&D e Eficiência Energética 0,00% -0,83% 0,00%    
ENERGIA COMPRADA -10,70% -1,57% 13,59%    
Energia -10,70% -1,57% 13,59%    
TRANSPORTE DE ENERGIA -10,00% -1,49% 13,85%    
Uso do sistema de distribuição -10,00% -1,49% 13,85%    
Total de Parcela A -18,60% -8,41% 38,39%    
Total de Parcela B 8,17% 4,47% 61,61%    
IRT Economico -3,94%    
COMPONENTES FINANCEIROS Participação    
Repasse de PIS COFINS suprimento 3,19%
Neutralidade Encargos Setoriais -2,03%
Compensação DIC FIC -1,01%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -6,20%    
Total Financeiros -6,04%    
IRT Economico e Financeiro -9,98%    
    

Fls. 10 Nota Técnica nº 183/2015-SGT/ANEEL, de 15 de junho de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.000348/2016-68 
 
40. 
Os custos da Parcela A representam 38,39% da receita econômica da Permissionária. O 
aumento desses custos responde por -8,41%, do total de -3,94%, que compõe o índice de reajuste tarifário 
econômico da Creral com destaque para:  
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais variou em -33,80% em 
comparação aos valores referentes ao último processo tarifário, correspondendo ao 
efeito de -5,36% no IRT. Destaca-se a variação de -38,54% da CDE, correspondendo a 
uma redução média de -5,09%, devido à diminuição do valor unitário do encargo; 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de -10,00% em relação ao processo anterior, 
correspondendo a um impacto tarifário de -1,49%. A variação se deve à diminuição dos 
custos de suprimento da supridora. 
  
iii) Compra de Energia. Variação de -10,70% em relação ao processo anterior, contribuindo 
no Reajuste Tarifário com -1,57%, devido à diminuição das tarifas de suprimento da 
RGE, impactada pela alteração do custo do mix de energia e da CDE ACR.  
 
41. 
Quanto à Parcela B, sua participação no reposicionamento tarifário reflete, em parte, a 
atualização dos custos gerenciáveis pela variação acumulada do IPCA, de 9,32%, no período de junho de 
2015 a maio de 2016, de um Fator X de 1,15% e do peso relativo da Parcela B de 61,61% da Receita, 
resultando num efeito de 4,47% na composição do índice de reajuste tarifário econômico. 
 
42. 
Ao IRT econômico de -3,94% foram adicionados os componentes financeiros devidos no 
total de -6,04%, correspondendo ao percentual final de -9,98% para o reajuste tarifário anual de 2016 da 
Creral.  
 
 
43. 
O Gráfico 1 abaixo demonstra a participação de cada segmento na composição da receita 
da permissionária, desagregando os encargos setoriais. 
 
 
Gráfico 1. Composição da Receita – Encargos Desagregados 
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Fls. 11 Nota Técnica nº 183/2015-SGT/ANEEL, de 15 de junho de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.000348/2016-68 
 
 
 
 
44. 
O Gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 13,42% para o ICMS e de 0,00% para 
o Pis e Cofins (total de 13,42% por dentro), o que equivale a uma majoração de 15,50%, por fora, sobre o 
valor da conta de energia elétrica, sem os referidos tributos na sua base de cálculo.  
 
Gráfico 2. Composição da Receita – Com tributos 
 
 
CUSTO DA 
DISTRIBUIÇÃO
61,6%
CUSTO DA 
ENERGIA
13,6%
CUSTO DA 
TRANSMISSÃO
13,9%
PROINFA
2,2%
CDE
8,5%
TFSEE
0,3%
P&D
0,0%
ENCARGOS 
SETORIAIS
9,5%
CUSTO DA 
ENERGIA
11 8%
CUSTO DA 
TRANSMISSÃO
12,0%
CUSTO DA 
DISTRIBUIÇÃO
53,3%
ICMS
13,4%
PIS/COFINS
0,0%
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D. Efeito Médio 
 
45. 
O reajuste tarifário conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -
9,92%. 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 
 
 
46. 
A diferença entre o reajuste médio calculado e o efeito médio percebido pelos 
consumidores, deve-se, principalmente, à retirada dos componentes financeiros considerados no último 
processo tarifário. 
 
47. 
O Gráfico 3 abaixo apresenta a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e 
B na composição Efeito Consumidor. 
 
Gráfico 3. Participação percentual no Efeito Consumidor 
 
 
48. 
No Gráfico 4 é apresentada a evolução da tarifa B1-Residencial da permissionária no 
período de 2012 a 2016, sendo essa trajetória comparada com: (i) a tarifa fixada em 2012 da permissionária 
e reajustada pelo IPCA e pelo IGP-M; e (ii) a tarifa da principal supridora.  
 
 
Grupo de consumo
Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (> 2,3 kV)
-10,99%
BT - Baixa  Tensão (< 2,3 kV)
-8,85%
Efeito médio geral
-9,92%
-5,36%
-1,49%
-1,57%
4,47%
-6,04%
0,06%
-9,92%
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) -10,99%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) -8,85%  
Efeito médio geral -9,92%  
  

Fls. 13 Nota Técnica nº 183/2015-SGT/ANEEL, de 15 de junho 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 nº 48500.000348/2016-68 
 
Gráfico 4. Evolução Tarifas Residencial B1 
 
 
E. Situação de Adimplência ou Inadimplência 
 
49. 
Segundo o sistema de acompanhamento da Superintendência de Fiscalização Econômica 
Financeira – SFF, conforme as disposições constantes do art.10 da Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993, 
alterado pelo art. 7 da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, a Permissionária encontra-se, nesta data, 
adimplente com as obrigações intrassetoriais relacionadas no referido dispositivo legal. 
 
F. Serviços Cobráveis 
 
50. 
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 
 
51. 
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. 
 
52. 
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. 
 
53. 
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. 
 
 
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Fls. 14 Nota Técnica nº 183/2015-SGT/ANEEL, de 15 de junho 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 nº 48500.000348/2016-68 
 
V - DA CONCLUSÃO 
 
54. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 41/2010, no que consta do 
Processo 48500.000348/2016-68 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:  
 
i) pela aprovação do reajuste tarifário anual médio de -9,98% a ser aplicado às tarifas de 
fornecimento e de uso do sistema de distribuição, que corresponde a um efeito médio 
de -9,92% ser percebido pelos consumidores; 
 
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento da supridora RGE  para a Creral;  
 
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 Creral , de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
55. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
DANIEL CARDOSO DANNA 
Especialista em Regulação 
 
JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
De acordo, 
 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
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