VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.002702/2016-99  
 
INTERESSADO: Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento Rural do Alto Paraíba Ltda – Cedrap 
 
RELATOR: Diretor José Jurhosa Junior 
 
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
 
ASSUNTO: Segunda Revisão Tarifária Periódica da Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento Rural do Alto 
Paraíba Ltda – Cedrap, a vigorar a partir de 31 de agosto de 2016. 
 
 
I. 
R E L A T Ó R I O 
 
 
O Contrato de Permissão 01/2008, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de 
energia elétrica na área de permissão da Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento Rural do Alto Paraíba Ltda 
- Cedrap, define a data de 31 de agosto de 2016, para fins de aplicação dos resultados decorrentes da segunda 
revisão tarifária periódica. 
 
2. 
No processo tarifário de 2015, as tarifas da Cedrap foram, em média, reposicionadas em 19,52%, 
sendo 23,87% referentes à variação econômica e -2,35%, à variação dos componentes financeiros pertinentes, 
conforme consta da Resolução Homologatória 1.942/2015. 
 
3. 
A Resolução Normativa 704, de 23 de março de 2016, aprovou o Submódulo 8.4 e a revisão dos 
Submódulos 8.1, 8.2 e 8.3 do PRORET – Procedimentos de Regulação Tarifária, que definem as regras para os 
reajustes e revisões tarifárias das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica e para a 
minuta de termo aditivo ao contrato de permissão. 
 
4. 
Pela nova regra, as permissionárias poderiam optar por assinar novo termo aditivo ao contrato de 
permissão, ficando livres para definirem a Parcela B, em conformidade à metodologia do PRORET 8.4, ou continuar 
com tarifas definidas pelo PRORET 8.1.

5. 
A CEDRAP, por meio da CTA/DIR/056/2016, de 25 de julho de 2016, optou por não celebrar termo 
aditivo contratual e permanece com as tarifas estabelecidas pela ANEEL, seguindo a metodologia do Submódulo 
8.1 do PRORET. 
 
6. 
Desta forma, em 1º de agosto de 2016, foi encaminhado à Cedrap o Ofício 108/2016-SGT/ANEEL, 
onde foram solicitadas as informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, para fins de Audiência 
Pública, estabelecendo-se como prazo para resposta até 9 de agosto de 2016. A CEDRAP encaminhou as 
informações iniciais, por correio eletrônico, no prazo final estabelecido. 
 
7. 
A Norma de Organização ANEEL 1, aprovada pela Resolução Normativa 273, de 10 de julho de 
2007 e alterada pela Resolução Normativa 483, de 17 de abril de 2012, determina, no § 1º do art. 17, que o prazo 
mínimo para contribuições em Audiências Públicas é de 10 dias. 
 
8. 
A primeira Reunião Pública Ordinária da Diretoria possível para a abertura de Audiência Pública 
seria em 16 de agosto de 2016. Caso fosse dado o prazo mínimo de dez dias corridos, a Audiência terminaria em 26 
de agosto de 2016, inviabilizando a análise das contribuições e, consequentemente, o cálculo final do processo 
tarifário e aprovação pela Diretoria Colegiada, antes da data contratual de 31 de agosto de 2016. 
 
9. 
Na Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL, de 16 de agosto de 2016, decidiu-se, 
portanto: (i) pela instauração da Audiência Pública 50/2016, no período de 17 de agosto a 15 de setembro de 2016, 
na modalidade intercâmbio documental, com vistas a obter subsídios e informações adicionais para o 
aprimoramento da proposta referente à Segunda Revisão Tarifária Periódica da CEDRAP; e (ii) pela prorrogação da 
Resolução Homologatória 1.942, de 25 de agosto de 2015, até o encerramento do atual processo tarifário, 
estabelecida por meio da Resolução Homologatória 2.121, de 16 de agosto de 2016. 
 
10. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, mediante a Nota Técnica n° 
0117/2016 – SRD/ANEEL, de 11 de agosto de 2016, informou os níveis de perdas em relação à energia injetada 
medida. 
 
11. 
Por fim, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica 327/2016-
SGT/ANEEL, de 22 de setembro de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada a proposta da revisão tarifária da Cedrap. 
 
12. 
Em 27 de setembro de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, 
administrado por esta Agência, e identificou-se que não constavam inadimplências relativas às obrigações setoriais

para com o Setor Elétrico, conforme estabelecido na Resolução Normativa 538, de 2013, registradas em nome da 
Cedrap. 
 
13. 
É o relatório. 
 
 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
 
Revisão Tarifária Periódica 
 
14. 
A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento Tarifário, 
do Fator X e da nova estrutura tarifária. O Reposicionamento Tarifário calculado para a Cedrap conduz a um efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 5,25%, sendo de -0,52%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 9,64%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica 327/2016-SGT/ANEEL  
 
Fatores considerados na Revisão 
15. 
O efeito médio de 5,25% decorre: a) da atualização dos itens de custos das Parcelas A e B, 
calculado conforme contrato de permissão; b) da inclusão dos componentes financeiros apurados na atual revisão 
tarifária para compensação nos 12 meses subsequentes; e c) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data da revisão em processamento. 
16. 
A alteração dos custos das Parcelas A e B contribuiu para o efeito médio em 14,04%, sendo 10,26% 
referente à variação de custos da Parcela A e 3,78% à variação de custos da Parcela B. Em relação à atualização 
dos componentes financeiros apurados na atual revisão, para compensação nos 12 meses subsequentes, esses 
contribuíram com -12,25% para a revisão da Cedrap. 
17. 
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior representou 
um aumento de 3,46% no atual processo. 
Grupo de consumo
Variação Tarifária
AT - Alta Tensão     (≥ 2,3 kV)
-0,52%
BT - Baixa  Tensão (< 2,3 kV)
9,64%
Efeito médio geral
5,25%
Grupo de consumo Variação Tarifária  
AT - Alta Tensão (≥ 2,3 kV) -0,52%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) 9,64%  
Efeito médio geral 5,25%  
Fonte: Nota Técnica 327/2016-SGT/ANEEL  

18. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 5,25%, representa a 
conjugação dos três movimentos tarifários assim explicitados: 14,04%, resultante da atualização dos custos das 
Parcelas A e B; a inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de -12,25%; e o efeito 
da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de 3,46% [5,25% = 14,04%  -12,25% + 
3,46%]. 
19. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.  
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
  
Fonte: Nota Técnica 327/2016-SGT/ANEEL  
 
20. 
A Tabela 2 apresenta: os itens de custo que conduziram ao efeito médio; a variação entre o cálculo 
do reajuste de 2015 e a revisão de 2016; a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e da B que 
compõem a variação econômica; 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 
-5,58%
-0,31%
16,15%
3,78%
-12,25%
3,46%
5,25%
Encargos
Setoriais
Transporte
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da Retirada
dos Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Fonte: Nota Técnica 327/2016-SGT/ANEEL  
 
21. 
Comparativamente à proposta submetida à Audiência Pública, pode-se constatar, conforme tabela a 
seguir, uma pequena elevação, de 0,54%, na Variação econômica e financeira, que deve-se, sobretudo, à 
atualização de indicadores econômicos relacionados ao cálculo da Base de Remuneração Regulatória, que 
impactou em 2,17% o valor da Parcela B. 
 
Tabela 2a – Análise comparativa: Audiência Pública versus Proposta Final 
Itens de Custo 
       AP 
       Final 
Diferença 
    Parcela A 
12,03% 
10,26% 
-1,78% 
    Parcela B 
1,62% 
3,78% 
2,17% 
Variação econômica 
13,65% 
14,04% 
0,39% 
Componentes financeiros 
-12,40% 
-12,25% 
0,15% 
Variação econômica e financeira 
1,25% 
1,79% 
0,54% 
 
 
Processo tarifário
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
-33,36%
-5,58%
9,77%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
3,67%
0,01%
0,26%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
-38,38%
-5,37%
7,57%
PROINFA
35,12%
0,58%
1,94%
P&D e Eficiência Energética
0,00%
-0,79%
0,00%
ENERGIA COMPRADA 
147,98%
16,15%
23,73%
Energia  
147,98%
16,15%
23,73%
TRANSPORTE DE ENERGIA
-6,15%
-0,31%
4,19%
Uso do sistema de distribuição
-6,15%
-0,31%
4,19%
Total de Parcela A
31,33%
10,26%
37,70%
Total de Parcela B
5,63%
3,78%
62,30%
Variação econômica
14,04%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS suprimento
0,95%
Neutralidade Encargos Setoriais
-0,17%
Compensação DIC FIC
-0,22%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-7,68%
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior
-5,13%
Total Financeiros  
-12,25%
Variação econômica e financeira
1,79%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
3,46%
5,25%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores
Participação no Participação na
Processo tarifário Variação
processo tarifário Receita    
ENCARGOS SETORIAIS -33,36% -5,58% 9,77%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 3,67% 0,01% 0,26%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE -38,38% -5,37% 7,57%
PROINFA 35,12% 0,58% 1,94%
P&D e Eficiência Energética 0,00% -0,79% 0,00%    
ENERGIA COMPRADA 147,98% 16,15% 23,73%    
Energia 147,98% 16,15% 23,73%    
TRANSPORTE DE ENERGIA -6,15% -0,31% 4,19%    
Uso do sistema de distribuição -6,15% -0,31% 4,19%    
Total de Parcela A 31,33% 10,26% 37,70%    
Total de Parcela B 5,63% 3,78% 62,30%    
Variação econômica 14,04%    
COMPONENTES FINANCEIROS Participação    
Repasse de PIS COFINS suprimento 0,95%
Neutralidade Encargos Setoriais -0,17%
Compensação DIC FIC -0,22%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -7,68%
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior -5,13%    
Total Financeiros -12,25%    
Variação econômica e financeira 1,79%    
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 3,46%    
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 5,25%    
Fonte: Nota Técnica 327/2016-SGT/ANEEL    
Itens de Custo      AP      Final      Diferença
 Parcela A      12,03%      10,26%      -1,78%
 Parcela B      1,62%      3,78%      2,17%
Variação econômica    13,65%      14,04%      0,39%  
Componentes financeiros      -12,40%      -12,25%      0,15%
Variação econômica e financeira      1,25%      1,79%      0,54%

PARCELA A 
 
22. 
Relativamente à variação dos itens de custo da Parcela A, destacam-se os encargos setoriais com 
variação de -33,36%, em comparação aos valores do último processo tarifário, correspondendo ao efeito de -5,58%. 
Ressalta-se a variação de -38,38% da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, correspondendo a uma 
redução média de -5,37%, por conta da diminuição do valor unitário do encargo. 
23. 
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. 
24. 
Assim, no processo atual, que corresponde à segunda revisão tarifária, está sendo reduzido o 
desconto aplicado na compra de energia, em 25%, conforme tabela abaixo: 
Tabela 3 – Alteração dos descontos 
 
Fonte: Nota Técnica 327/2016-SGT/ANEEL 
25. 
A compra de energia variou 147,98% em relação ao processo anterior, contribuindo na Revisão 
Tarifária com 16,15%. A diminuição dos descontos, a partir desta revisão, correspondeu a um efeito de 15,53%. A 
diferença entre o efeito final e a redução dos descontos deve-se ao aumento das tarifas de suprimento, impactada 
pela alteração do custo do mix de energia. 
26. 
Quanto às perdas regulatórias, o limite admissível é um valor fixo definido para todo o ciclo de 
revisão tarifária, conforme Submódulo 8.1 do PRORET. Para a Cedrap, a Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição - SRD calculou as perdas técnicas em 8,719%. 
27. 
Observa-se que o gasto com transporte de energia contribuiu com o efeito de -0,31% na revisão, o 
qual decorre da variação dos valores dos CUSDs das Supridoras. 
 
 Supridora 
 Nível 
 Desconto
anterior 
 Novo
desconto 
BANDEIRANTE
A4
85,74%
64,31%
ELEKTRO
A4
81,92%
61,44%
Desconto Novo
Supridora Nível
anterior desconto    
BANDEIRANTE A4 85,74% 64,31%
ELEKTRO A4 81,92% 61,44%    
  L  

PARCELA B 
28. 
A Parcela B compreende os custos relativos à atividade de distribuição de energia elétrica. Trata-se, 
basicamente, dos custos operacionais, da remuneração e da depreciação dos investimentos feitos, calculados 
obedecendo à metodologia do PRORET 8.1. 
 
𝑉𝑃𝐵= 𝐶𝐴𝑂𝑀+ 𝑅𝐶+ 𝑄𝑅𝑅 
onde: 
CAOM corresponde aos custos de administração, operação e manutenção; 
RC é a Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos, e 
QRR é a quota de reintegração regulatória (depreciação); 
 
29. 
A Parcela B, expressa pela soma dos componentes acima, resultou em R$ 8.957.055,95, dentro da 
faixa de oscilação de 30% da Parcela B do processo anterior, limite estabelecido no PRORET. Com aplicação do 
fator de ajuste de mercado, a Parcela B considerada para a composição da Receita Requerida resulta em R$ 
8.820.735,39, como detalhado na tabela a seguir. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 4: Parcela B

Fonte: Nota Técnica 327/2016-SGT/ANEEL 
 
 
COMPONENTES FINANCEIROS 
 
30. 
No que diz respeito aos componentes financeiros do próximo período tarifário, a variação foi de -
12,25%. 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 -7,68% neste processo. 
 
31. 
Destaca-se ainda que, em razão do previsto no art. 111 da Resolução Homologatória 1.942/2015, 
relativa ao reajuste tarifário estabelecido à Cedrap, faz-se necessário, no atual processo de revisão tarifária, 
considerar parte do saldo remanescente da diferença de receita decorrente da não publicação a tempo da 
metodologia aplicável ao primeiro ciclo de revisões tarifárias das permissionárias. Os procedimentos a serem 
observados, quanto ao referido saldo, foram estabelecidos, a título provisório, na Resolução Normativa 471, de 20 
de dezembro de 2011. 
 
32. 
Portanto, não obstante a caducidade2, no corrente ano, da supracitada Resolução Normativa, 
procurou-se considerar parte do saldo remanescente da diferença de receita, no valor atualizado até agosto de 2016 
de -R$ 2.122.578,96 (dois milhões, cento e vinte e dois mil, quinhentos e setenta e oito reais e noventa e seis 
                                                          
1 Art. 11. O saldo remanescente da diferença de receita de que trata o art. 5º da Resolução Homologatória 1.783, de 26 de agosto de 2014, 
no valor atualizado até agosto de 2015 de R$ -1.859.464,37 (um milhão, oitocentos e cinquenta e nove mil, quatrocentos e sessenta e 
quatro reis e trinta e sete centavos negativos), será considerado nos processos tarifários subsequentes da Cedrap, mediante atualização e 
remuneração nos termos da Resolução Normativa 471, de 20 de dezembro de 2011. 
 
2  Caducada conforme Nota Técnica 014/2016-SRD/ANEEL, de 4 de fevereiro de 2016. 
 Valores 
 R$    4.695.003,10 
Custos Operacionais (CO)
4.679.046,82
R$     
Receitas Irrecuperáveis (RI)
15.956,28
R$          
 R$    4.262.052,84 
Remuneração do Capital (RC)
1.641.787,89
R$     
Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
2.209.736,28
R$     
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI)
410.528,67
R$        
 R$    8.957.055,95 
Parcela B do último IRT
8.350.877,11
R$     
Parcela B com limite de +/- 30%
8.957.055,95
R$     
Variação da Parcela B
7,26%
Fator de Ajuste de Mercado (Pm)
1,15%
VPB * (1-Pm)
 R$    8.820.735,39 
Composição da Parcela B
Custo Anual dos Ativos (CAA)
Parcela B (VPB)
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM)
Composição da Parcela B Valores  
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) R$ 4.695.003,10  
VPB * (1-Pm) R$ 8.820.735,39
Fonte: Nota Técnica 327/2016-SGT/ANEEL

centavos negativos), correspondente a um percentual de 30%, devendo, o saldo restante, ser considerado nos 
processos tarifários subsequentes, até a próxima revisão tarifária de 2020, mediante atualização pela SELIC. 
 
33. 
Considerando que a aplicação da nova tarifa não será realizada na data da revisão tarifária da 
Cedrap – 31/8/2016 –, é oportuno que se homologue o componente financeiro para o próximo processo tarifário, 
compreendendo o período entre 31/8/2016 e a data da Resolução Homologatória que será publicada. 
 
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 
 
34. 
Dois componentes do Fator X são definidos no momento da revisão tarifária: o que trata dos 
Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais 
– T. 
 
35. 
O componente Pd, para as permissionárias, é um valor fixo de 1,15%, enquanto o fator T depende 
da relação entre a Parcela B, atualmente vigente na tarifa, e o novo valor calculado, resultando nos percentuais 
apresentados na tabela a seguir. 
Tabela 5: Fator X 
 
Fonte: Nota Técnica 327/2016-SGT/ANEEL 
 
 
36. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, sem e com 
tributos, é apresentada, respectivamente, nos Gráficos 2 e 33 a seguir. 
 
 
Gráfico 2 – Composição da receita sem tributos 
                                                          
3 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo Gráfico, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias de ICMS e 
PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.  
Fator X
1,15%
Componente Pd
1,15%
Componente T
0,00%
Fator X 1,15%  
  
  
e: Nota Técnica 327/2016-SGT/ANEEL  

Fonte: Nota Técnica 327/2016-SGT/ANEEL  
 
 
Gráfico 3 – Composição da receita com tributos 
 
Fonte: Nota Técnica 327/2016-SGT/ANEEL  
 
 
37. 
O Gráfico 4 apresenta a evolução da tarifa B1 - Residencial da Cedrap, entre 2012 e 2016, 
comparada com as trajetórias do IPCA, do IGP-M e da tarifa da principal Supridora, no mesmo período. 
CUSTO DA 
DISTRIBUIÇÃO
62,3%
CUSTO DA 
ENERGIA
23,7%
CUSTO DA 
TRANSMISSÃO
4,2%
PROINFA
1,9%
CDE
7,6%
TFSEE
0,3%
ENCARGOS 
SETORIAIS
8,1%
CUSTO DA
ENERGIA
20,2%
CUSTO DA 
TRANSMISSÃO
3,5%
CUSTO DA 
DISTRIBUIÇÃO
51,6%
ICMS
15,7%
PIS/COFINS
1,6%

Gráfico 4 – Evolução da Tarifa B1 – residencial 
 
Fonte: Nota Técnica 327/2016-SGT/ANEEL  
 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários (Lei 12.839/2013) 
 
38. 
Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei 10.438, de 2002, com redação dada pela Lei 12.839, de 
2013, e do Decreto 7.891, de 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. 
 
39. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à 
Cedrap, em relação às competências de agosto de 2016 a julho de 2017, é de R$ 119.130,28. Esse valor já 
contempla o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto de 2015 a julho de 2016. 
 
 
 
 
 
III. D I R E I T O 
 
40. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
477,54 
477,54 
293,51 
285,53 
316,42 
400,42 
439,05 
348,94 
285,86 
285,86 
304,94 
367,77 
500,57 
500,57 
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
ago-12
jan-13
RTE-13
ago-13
ago-14
ago-15
ago-16
R$ / MWh
Cedrap
Bandeirante
IGP_M
IPCA

b) Lei 10.438, de 26 de abril de 2002; 
c) Decreto 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
d) Contrato de Permissão para Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica 
01/2008. 
 
IV. D I S P O S I T I V O 
 
41. 
A 
partir 
dessa 
argumentação 
e 
das 
considerações 
apresentadas 
no 
Processo 
48500.002702/2016-99, voto pela emissão de resolução homologatória, conforme minuta anexa, para: 
a) homologar a revisão tarifária periódica de 2016 da Cooperativa de Eletrificação e 
Desenvolvimento Rural do Alto Paraíba Ltda – Cedrap, a vigorar a partir de 31 de agosto de 
2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 5,25%, sendo de -
0,52% para os consumidores conectados em alta tensão e de 9,64% para os em baixa tensão;  
b) homologar o componente financeiro relativo ao período entre 31/8/2016 e a data da Resolução 
Homologatória que será publicada, a ser aplicado no processo tarifário do próximo ano. 
c) fixar as Tarifas de Energia e de Uso do Sistema de Distribuição relativas ao suprimento da 
Cedrap pelas supridoras Bandeirante e Elektro; 
d) 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) homologar o valor mensal de recursos da CDE, de R$ 119.130,28, a ser repassado pela 
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à Cedrap, de modo a custear os descontos 
retirados da estrutura tarifária;

f) fixar os componentes Pd e T do Fator X em, respectivamente: 1,15% e 0,00%; e 
g) fixar o referencial regulatório de perdas de energia em 8,719%, para os reajustes tarifários de 
2017, 2018 e 2019. 
Brasília, 27 de setembro de 2016. 
 
 
 
JOSÉ JURHOSA JUNIOR 
Diretor