* 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 
 
48581.002164/2016-00 
Nota Técnica nº 235/2016-SGT/ANEEL  
 
Em 21 de julho de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.000344/2016-80 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à Cooperativa Regional de Energia e 
Desenvolvimento Ijuí Ltda - Ceriluz e demais 
providências pertinentes ao Reajuste Tarifário Anual 
de 2016.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
Esta Nota Técnica apresenta os detalhes do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da 
Cooperativa Regional de Energia e Desenvolvimento Ijuí Ltda – Ceriluz, calculado em conformidade 
com as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de 
Permissão de Distribuição nº 36/2010. 
 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
A Ceriluz, sediada na cidade de Ijuí - RS, atende atualmente cerca de 14 mil unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de aproximadamente 38 
milhões de reais. 
 
3. 
Em 27 de maio de 2010, foi firmado o Contrato de Permissão nº 36/2010 entre a União e a 
Ceriluz 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 Ceriluz foram, em média, 
reajustadas em 24,65%, sendo 21,77% relativos ao cálculo econômico e -2,88% aos componentes 
financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.913 de 23 de junho de 2015. 
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: AF2A6BC900386256 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO, CECILIA MAGALHAES FRANCISCO

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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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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº48500.000344/2016-80 
5. 
Em 28 de março de 2016 foi publicada a Resolução Normativa 704 estabeleceu nova 
metodologia de cálculo para reajustes e revisões. Esta nova metodologia prevê alteração da cláusula 
décima quarta do contrato de permissão, por meio da assinatura de um Novo Termo aditivo. A Resolução 
propôs também uma nova data para o reajuste, 30 de julho de 2016. A Ceriluz assinou este Termo Aditivo 
em 14 de junho de 2016. 
 
6. 
A Resolução homologatória 2.085, de 21 de junho de 2016, prorrogou as tarifas de 
aplicação da Ceriluz até o atual processo tarifário 
 
7. 
Por meio da carta CERILUZ 189/2016, de 24 de junho 2016, a Ceriluz solicitou um valor 
de Parcela B total de 25.360.000,00 
 
III - DA ANÁLISE 
 
8. 
Nos reajustes tarifários anuais, as tarifas de fornecimento e uso do sistema de distribuição 
são definidas de modo a recuperar a receita da permissionária calculado de acordo com o que consta do 
Contrato de Permissão. 
 
9. 
Para o cálculo 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.  
 
10. 
A Resolução Normativa 704/2016, de 14 de junho de 2016, aprovou a nova metodologia 
de Reajuste e Revisão de permissionárias de distribuição de energia elétrica. Esta nova metodologia prevê 
que os custos de Parcela B serão atualizados anualmente com informações apresentadas pela 
permissionária, limitados ao montante constante no PRORET 8.4. Já as despesas formadoras da Parcela 
A são atualizadas para a data do reajuste em processamento de acordo com a legislação específica e 
podem sofrer variações distintas da inflação medida no período analisado.  
 
11. 
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 Reajuste Tarifário de 2016 
 
12. 
A receita requerida para o processo da Ceriluz, calculado pela Superintendência de 
Gestão Tarifária – SGT, para aplicação a partir de 30 de julho de 2016, resultou em R$ 41.591.752,74, 
decorrentes de uma variação frente ao processo anterior de 2,43%, sendo 9,05% relativo a parte 
econômica e -6,62% referente aos componentes financeiros pertinentes. 
  
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Processo nº48500.000344/2016-80 
Quadro 1. Variação econômica e financeira 
 
 
 
1. Receita de Referência (RA) 
 
13. 
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 julho de 2015 a junho de 2016 e as tarifas homologadas no 
processo tarifário anterior, correspondendo a receita anual de R$ 38.141.154,09. 
 
14. 
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) 
 
15. 
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 julho de 2015 a junho 
de 2016.  
 
16. 
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$)
Receita Requerida
41.591.752,74
          
Receita Atualizada Processo Anteriror
38.141.154,09
          
Variação econômica
9,05%
Componentes Financeiros
-6,62%
Variação econômica e financeira
2,43%
Descrição
Energia (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
116.256,52
                  
37.101.612,98
              
    A4 (2,3 kV a 25 kV)
61.423,73
                    
17.999.174,35
              
    BT (menor que 2,3 kV)
54.832,79
                    
19.102.438,62
              
Consumidores Livres
447,12
                         
206.016,92
                   
Total
116.703,64
                  
38.141.154,09
              
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Descrição Valores (R$)  
Receita Requerida 41.591.752,74
Receita Atualizada Processo Anteriror 38.141.154,09
Variação econômica 9,05%
Componentes Financeiros -6,62%  
Variação econômica e financeira 2,43%  
  
Descrição Energia (MWh) Receita (R$)  
Fornecimento 116.256,52 3 7.101.612,98
A4 (2,3 kV a 25 kV) 61.423,73 1 7.999.174,35
BT (menor que 2,3 kV) 54.832,79 1 9.102.438,62
Consumidores Livres 447,12 2 06.016,92  
Total 116.703,64 3 8.141.154,09  
  

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Processo nº48500.000344/2016-80 
Quadro 3. Receita em DRA, participação dos custos na Receita de Referência 
 
 
3. Encargos Setoriais na Data do Reajuste em Processamento (DRP)  
 
17. 
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 
Reajuste Tarifário
DRA (R$)
Partic. na Receita do 
Processo Anteriror
Encargos Setoriais
7.285.824,83
              
19,10%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
87.968,69
                   
0,23%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
6.155.911,37
              
16,14%
PROINFA
730.466,43
                 
1,92%
P&D e Eficiência Energética
311.478,33
                 
0,82%
Energia Comprada
6.866.425,06
              
18,00%
Energia  
6.866.425,06
              
18,00%
Transporte de Energia
4.967.586,02
              
13,02%
Rede Básica
654.600,20
                 
1,72%
Rede Básica Fronteira
300.813,89
                 
0,79%
Conexão
94.055,28
                   
0,25%
Uso do sistema de distribuição
3.918.116,66
              
10,27%
Total Parcela A
19.119.835,92
            
50,13%
Total Parcela B
19.021.318,18
            
49,87%
RA0 
38.141.154,09
            
100,00%
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Partic. na Receita do
Reajuste Tarifário DRA (R$)
Processo Anteriror  
Encargos Setoriais 7 .285.824,83 19,10%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8 7.968,69 0,23%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 6 .155.911,37 16,14%
PROINFA 7 30.466,43 1,92%
P&D e Eficiência Energética 3 11.478,33 0,82%  
Energia Comprada 6 .866.425,06 18,00%  
Energia 6 .866.425,06 18,00%  
Transporte de Energia 4 .967.586,02 13,02%  
Rede Básica 6 54.600,20 1,72%
Rede Básica Fronteira 3 00.813,89 0,79%
Conexão 9 4.055,28 0,25%
Uso do sistema de distribuição 3 .918.116,66 10,27%  
Total Parcela A 1 9.119.835,92 50,13%  
Total Parcela B 1 9.021.318,18 49,87%  
RA0 3 8.141.154,09 100,00%  
  

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Processo nº48500.000344/2016-80 
na produção de energia elétrica (energia eólica, biomassa e pequena central 
hidrelétrica); e 
 
iv) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 
Instituídos pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000 e regulamentado pelas Resoluções 
Normativas nº 300/2008 e nº 316/2008. A Lei nº 13.280, de 3 de maio de 2016, retira 
as permissionárias menores de 500 GWh da obrigatoriedade de investir nos 
programas de P&D e PEE, que é o caso 
 
18. 
Os valores dos encargos setoriais da Permissionária na DRP estão demonstrados no 
quadro abaixo: 
 
Quadro 4. Encargos Setoriais em DRP 
 
 
 
19. 
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 2.077/2016. 
 
20. 
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.  
 
21. 
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 
 
22. 
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. 
 
23. 
As perdas de energia, pela nova metodologia, podem ser definidas pela permissionária, 
limitado ao realizado no mercado dos últimos 12 meses ou, caso esta não requeira, as do ano anterior. No 
caso presente, a permissionária solicitou que fosse mantido o valor de perdas do processo anterior de 
7,16%. 
 
24. 
O requisito de energia elétrica apurado para o reajuste em processamento foi de 125.188 
MWh, formado por 116.257 MWh, para atendimento ao mercado de fornecimento e suprimento (mercado 
Encargos Setoriais
Valores (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
117.106,43
                
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
3.788.200,09
             
PROINFA
986.326,33
                
Total
4.891.632,85
             
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: AF2A6BC900386256 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO, CECILIA MAGALHAES FRANCISCO
Encargos Setoriais Valores (R$)  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 17.106,43
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 3 .788.200,09
PROINFA 9 86.326,33  
Total 4 .891.632,85  
  

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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº48500.000344/2016-80 
de venda), e 8.931 MWh, para cobertura das perdas de energia elétrica, conforme demostrado no quadro 
a seguir: 
Quadro 5. Energia Requerida 
 
 
b. Valoração dos custos de aquisição de energia 
 
25. 
A Ceriluz é suprida atualmente pela distribuidora RGE. Na valoração do custo de 
aquisição de energia, em conformidade com o estabelecido no Submódulo de 8.2 do PRORET, aplicaram-
se sobre as tarifas de suprimento de energia, estabelecida no último processo tarifário da supridora, os 
índices de descontos definidos no Processo de Regularização da Permissionária. 
 
26. 
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 6. Tarifas de Suprimento de Energia 
 
 
27. 
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 2.294 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015. 
 
28. 
No quadro a seguir estão relacionados os custos de compra de energia elétrica da Ceriluz, 
com os montantes de suprimento e PROINFA. 
 
Quadro 7. Custo de Energia em DRP 
 
 
29. 
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. 
 
30. 
O custo de compra de energia, considerando os preços de repasse aplicados à energia 
requerida, resultou no valor de R$ 6.270.766,61.  
Descrição
Energia (MWh)
Mercado Total 
               116.257 
Fornecimento 
               116.257 
Perdas Totais 
                   8.931 
Perdas na Distribuição 
                   8.931 
Energia Requerida 
125.187,96
         
Supridora
Tensão
Tarifa (R$/MWh)
RGE
A3
37,24
RGE
A4
56,98
RGE
BT
58,15
Descrição
Energia (MWh)
Tarifa (R$/MWh)
Despesa (R$)
Suprimento
118.903
51,03
                        
6.067.123,38
      
PROINFA
2.294
-
                            
-
                      
Sobras (-) / Exposição (+)
3.991
51,03
                        
203.643,23
         
Total
125.188
50,09
                        
6.270.766,61
      
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: AF2A6BC900386256 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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Descrição Energia (MWh)  
Mercado Total 116.257  
Fornecimento 116.257  
Perdas Totais 8.931  
Perdas na Distribuição 8.931  
Energia Requerida 125.187,96  
  
Supridora Tensão Tarifa (R$/MWh)  
RGE A3 37,24
RGE A4 56,98
RGE BT 58,15  
Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)  
Suprimento 118.903 5 1,03 6.067.123,38
PROINFA 2.294 - -  
Sobras (-) / Exposição (+) 3.991 5 1,03 2 03.643,23  
Total 125.188 5 0,09 6 .270.766,61  
  

Fls. 7 Nota Técnica nº 235/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº48500.000344/2016-80 
5. Transporte de Energia 
 
 Custo das Instalações de Distribuição – CUSD  
 
31. 
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.  
 
32. 
Na valoração destes custos, em conformidade com o estabelecido no Submódulo de 8.2 
do PRORET, aplicou-se sobre as tarifas de suprimento, estabelecidas no último processo tarifário da 
supridora, o índice de desconto no valor de 0,00%.  
 
33. 
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$ 3.194.975,74. 
 
Quadro 8. CUSD 
 
 
Custo com a Rede Básica 
 
34. 
Os custos com a Rede Básica são compostos pelos custos com a Rede Básica Sistêmica, 
Fronteira e Conexão/DIT. Com relação aos encargos de Rede Básica Sistêmica e Fronteira, os MUSTs 
(Montantes de Uso do Sistema de Transmissão) foram obtidos no CUST (Contrato de Uso do Sistema de 
Transmissão) disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, 
enquanto que as tarifas foram obtidas na Resolução Homologatória n° 2.099, de 28/06/2014.  
 
35. 
Já os custos com a Conexão/DIT tiveram seus valores obtidos na Resolução 
Homologatória n° 2.098, de 28/06/2014, na Lista de Módulos da REH, bem como no SIGET – Sistema de 
Gestão da Transmissão. O Quadro 9 mostra um resumo desses custos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Supridora
Tensão
Componente 
TUSD
Tipo de 
Montante 
Montante
Tarifa 
com desc
Despesa (R$)
RGE
A3
Fora de Ponta
DemandaKW
219.058
          
2,90
635.268,20
       
RGE
A3
Ponta
DemandaKW
189.327
          
10,47
1.982.253,69
    
RGE
A3
Não se aplica
EnergiaTUSD
36.740
            
4,12
151.367,16
       
RGE
A4
Fora de Ponta
DemandaKW
15.430
            
4,60
70.978,00
         
RGE
A4
Ponta
DemandaKW
14.134
            
18,54
262.044,36
       
RGE
A4
Não se aplica
EnergiaTUSD
10.265
            
8,86
90.951,44
         
RGE
BT
Não se aplica
EnergiaTUSD
22
                   
97,76
2.112,89
           
Custo de Transporte
484.976
          
3.194.975,74
    
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Componente Tipo de Tarifa
Supridora Tensão Montante Despesa (R$)
TUSD Montante com desc  
  
  
  
  
  
  
  
Custo de Transporte 4 84.976 3 .194.975,74  
  

Fls. 8 Nota Técnica nº 235/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº48500.000344/2016-80 
Quadro 9 – Custos com a Rede Básica 
 
 
 
6. Pleito de Parcela B 
 
36. 
O PRORET 8.4 define que a Permissionária deverá encaminhar o pleito com a sua 
proposta de Receita Requerida para os doze meses subsequentes à data do processo tarifário. Caso não 
seja enviado do pleito dentro do prazo mínimo ou padrão estabelecido implicará a concordância com os 
valores de parcela B encaminhados no último processo tarifário, sem atualização. 
 
37. 
De acordo com a nova metodologia, a permissionária pode solicitar o valor de Parcela B 
limitado aos valores constantes do PRORET 8.4, atualizados conforme regra estabelecida deste 
procedimento. O limite atualizado para a Ceriluz é de R$ 25.366.007,18. 
 
38. 
Por intermédio da Carta CERILUZ 189/2016, de 24 de junho 2016, a Ceriluz solicitou um 
valor de R$ 25.360.000,00 para cobrir os custos com administração, operação e expansão do sistema, o 
que está abaixo do limite estabelecido. O Gráfico 1 mostra a composição da Parcela B. 
 
Gráfico 1. Composição da Parcela B 
 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
654.600,20
             
557.994,00
               
Rede Básica Fronteira
300.813,89
             
1.145.392,80
            
Rede Básica ONS (A2)
-
                         
-
                            
Rede Básica Export. (A2)
-
                         
-
                            
MUST Itaipu
-
                         
-
                            
Transporte de Itaipu
-
                         
-
                            
Conexão
94.055,28
               
170.990,74
               
Uso do sistema de distribuição
-
                         
-
                            
Total Rede Básica
1.049.469,3646
      
1.874.377,5402
        
Operação/Manutenção
59%
Pagamento de 
Financiamento
7%
Investimentos/Reserva
s/Outras receitas
34%
Parcela B
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7. Componentes Financeiros 
 
39. 
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; (iii) do repasse para compensação 
por descontinuidade; e (iv) 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$ 635.396,53.  
 
(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$ 115.648,77. 
 
(iii) 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 supridora totalizam R$ -47.843,37, revertidos em sua totalidade 
para a modicidade tarifária. 
 
(iv) 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$ 3.227.496,66. 
 
40. 
Cabe destacar que nesse ciclo não será considerado o financeiro - Ajuste CUST. No 
termo aditivo assinado em 14 de junho de 2016, consta que as tarifas até momento da assinatura 
garantem o equilíbrio econômico financeiro da permissionária. Assim, não cabe a correção de receita para 
ressarcir eventuais perdas que a permissionária possa ter com custos não previstos no último processo 
tarifário. 
 
41. 
O quadro a seguir demonstra os componentes financeiros considerados no Reajuste 
Tarifário de 2016 da Permissionária. 
 
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Processo nº48500.000344/2016-80 
Quadro 10. Componentes Financeiros da Permissionária 
 
 
8. Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
 
42. 
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. 
 
43. 
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. 
 
44. 
O valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Ceriluz em relação ao período de 
competência de julho de 2016 a junho 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 junho 
de 20161, bem como a previsão para o período de julho de 2016 a junho de 2017, é de R$ 491.255,11, 
conforme apresentado na tabela abaixo: 
 
Quadro 11. Valores dos subsídios que serão repassados pela CDE 
 
 
 
 
 
                                                          
 
 
1 Devido a alteração da data de aniversário da permissionária serão considerados 13 meses. 
Componentes Financeiros
Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento
                        635.396,53 
Neutralidade Encargos Setoriais
                        115.648,77 
Compensação DIC FIC
                        (47.843,37)
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
                   (3.227.496,66)
Total Financeiros
(2.524.294,7348)
               
Tipo de Subsidio
Cobertura 
2015/2016
Cobertura 
2015/2016 
Atualizada
Subsidio 
Apurado
Subsidio Apurado 
Atualizado [2]
Diferença        
[1]
Previsão         
[2]              
Previsão & 
Diferença [1]+[2]
Previsão 2016/2017 
Atualizada + Diferença 
(Mensal)
Subsidio Carga Fonte Incentivada
-
                       
-
                          
47.171,00
            
49.497,62
                 
49.497,62
            
52.607,88
            
102.105,51
          
8.508,79
                               
Subsidio Geração Fonte Incentivada
691.533,31
          
741.198,82
             
736.951,80
          
789.879,24
               
48.680,42
            
720.284,92
          
768.965,34
          
64.080,44
                             
Subsidio Distribuição
-
                       
-
                          
-
                       
-
                            
-
                       
-
                       
-
                       
-
                                        
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
260.335,27
          
279.032,39
             
260.946,41
          
279.988,25
               
955,86
                 
250.191,84
          
251.147,69
          
20.928,97
                             
Subsidio Rural
5.220.225,79
       
5.595.139,30
          
5.107.112,13
       
5.466.240,12
            
128.899,18
-          
4.862.759,78
       
4.733.860,60
       
394.488,38
                           
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
379.797,47
          
407.074,30
             
216.497,05
          
229.333,37
               
177.740,93
-          
216.723,07
          
38.982,14
            
3.248,51
                               
TOTAL
6.551.891,8400
   
7.022.444,8085
      
6.368.678,3925
   
6.814.938,5932
        
(207.506,2153)
     
6.102.567,4941
   
5.895.061,2788
   
491.255,1066
                       
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO, CECILIA MAGALHAES FRANCISCO
Componentes Financeiros Valores (R$)  
Repasse de PIS COFINS suprimento 635.396,53
Neutralidade Encargos Setoriais 115.648,77
Compensação DIC FIC (47.843,37)
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (3.227.496,66)  
Total Financeiros ( 2.524.294,7348)  
  
Cobertura Previsão 2016/2017
Cobertura Subsidio Subsidio Apurado Diferença P revisão P revisão &
Tipo de Subsidio 2015/2016 Atualizada + Diferença
2015/2016 Apurado Atualizado [2] [1] [2] D i f e r e nça [1]+[2]
Atualizada (Mensal)  
  
TOTAL 6.551.891,8400 7.022.444,8085 6.368.678,3925 6.814.938,5932 (207.506,2153) 6.102.567,4941 5.895.061,2788 491.255,1066


Fls. 11 Nota Técnica nº 235/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016. 
 
 
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B. Resultados 
 
45. 
O Quadro 12 apresenta os itens que compõem as receitas requeridas da permissionária; a 
participação percentual dos itens de custos das Parcelas A e B; a variação entre receitas do ano anterior, 
DRA, e as receitas previstas no processo atual, DRP; a distribuição da receita para cobrir os custos das 
Parcelas A e B; e a contribuição de cada componente financeiro considerado para a formação da variação 
econômica e financeira. 
 
Quadro 12. Participação das Parcelas A, B e financeiros no IRT 
 
 
46. 
Os custos da Parcela A representam 39,03% da receita econômica da Permissionária. O 
aumento desses custos responde por -7,57%, do total de 9,05%, da variação econômico da Ceriluz com 
destaque para:  
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais variou em -32,86% em 
comparação aos valores referentes ao último processo tarifário, correspondendo ao 
efeito de -6,28% no IRT. Destaca-se a variação de -38,46% da CDE, correspondendo a 
uma diminuição média de -6,21%, devido a redução do valor unitário do encargo; e a 
TFSEE, com um aumento de 33,12%. 
 
REAJUSTE TARIFÀRIO
Variação
Participação no 
Reajuste
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
-32,86%
-6,28%
11,76%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
33,12%
0,08%
0,28%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
-38,46%
-6,21%
9,11%
PROINFA
35,03%
0,67%
2,37%
P&D e Eficiência Energética
0,00%
-0,82%
0,00%
ENERGIA COMPRADA 
-8,67%
-1,56%
15,08%
Energia  
-8,67%
-1,56%
15,08%
TRANSPORTE DE ENERGIA
2,05%
0,27%
12,19%
Rede Básica
-14,76%
-0,25%
1,34%
Rede Básica Fronteira
280,76%
2,21%
2,75%
Conexão
81,80%
0,20%
0,41%
Uso do sistema de distribuição
-18,46%
-1,90%
7,68%
Total de Parcela A
-15,11%
-7,57%
39,03%
Total de Parcela B
33,32%
16,62%
60,97%
Variação econômica
9,05%
COMPONENTES FINANCEIROS
Repasse de PIS COFINS suprimento
1,67%
Neutralidade Encargos Setoriais
0,30%
Compensação DIC FIC
-0,13%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-8,46%
Total Financeiros  
-6,62%
Variação econômica e financeira
2,43%
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Participação no Participação na
REAJUSTE TARIFÀRIO Variação
Reajuste Receita    
ENCARGOS SETORIAIS -32,86% -6,28% 11,76%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 33,12% 0,08% 0,28%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE -38,46% -6,21% 9,11%
PROINFA 35,03% 0,67% 2,37%
P&D e Eficiência Energética 0,00% -0,82% 0,00%    
ENERGIA COMPRADA -8,67% -1,56% 15,08%    
Energia -8,67% -1,56% 15,08%    
TRANSPORTE DE ENERGIA 2,05% 0,27% 12,19%    
Rede Básica -14,76% -0,25% 1,34%
Rede Básica Fronteira 280,76% 2,21% 2,75%
Conexão 81,80% 0,20% 0,41%
Uso do sistema de distribuição -18,46% -1,90% 7,68%    
Total de Parcela A -15,11% -7,57% 39,03%    
Total de Parcela B 33,32% 16,62% 60,97%    
Variação econômica 9,05%    
COMPONENTES FINANCEIROS    
Repasse de PIS COFINS suprimento 1,67%
Neutralidade Encargos Setoriais 0,30%
Compensação DIC FIC -0,13%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -8,46%    
Total Financeiros -6,62%    
Variação econômica e financeira 2,43%    
    

Fls. 12 Nota Técnica nº 235/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho 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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ii) Custos de Transmissão. Variação de 2,05% em relação ao processo anterior, 
correspondendo a uma variação tarifária de 0,27%. A Alteração se deve a um aumento 
de custos da Rede Básica, em especial a Rede Básica de Fronteira, que variou em 
280,76% devido a entrada em operação comercial de novos equipamentos. 
  
iii) Compra de Energia. Variação de -8,67% em relação ao processo anterior, 
contribuindo no Reajuste Tarifário com -1,56%, devido à redução das tarifas de 
suprimento da RGE, impactada pela alteração do custo do mix de energia e da CDE 
ACR.  
 
47. 
Quanto à Parcela B, requerida pela permissionária, representa 16,62% na composição 
variação econômica econômico. 
 
48. 
Além da variação econômica de 9,05%, os componentes financeiros representam -6,62%, 
totalizando, para a variação econômica e financeira de 2,43%.  
 
49. 
O Gráfico 2 abaixo demonstra a participação de cada segmento na composição da receita 
da permissionária, desagregando os encargos setoriais. 
 
Gráfico 2. Composição da Receita – Encargos Desagregados 
 
 
50. 
O Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 15,34% para o ICMS e de 0,95% para 
o Pis e Cofins (total de 16,29% por dentro), o que equivale a uma majoração de 19,46%, por fora, sobre o 
valor da conta de energia elétrica, sem os referidos tributos na sua base de cálculo.  
 
 
CUSTO DA 
DISTRIBUIÇÃO
61,0%
CUSTO DA 
ENERGIA
15,1%
CUSTO DA 
TRANSMISSÃO
12,2%
PROINFA
2,4%
CDE
9,1%
TFSEE
0,3%
P&D
0,0%
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº48500.000344/2016-80 
 
Gráfico 3. Composição da Receita – Com tributos 
 
 
C. Efeito Médio 
 
51. 
O reajuste tarifário conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 
5,34%. O quadro abaixo apresenta o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores atendidos 
em alta e baixa tensão. 
 
Quadro 13. Efeito médio para consumidor cativo 
 
 
52. 
A diferença entre a variação econômica e financeira calculado e o efeito médio percebido 
pelos consumidores, deve-se, principalmente, à retirada dos componentes financeiros considerados no 
último processo tarifário. 
 
53. 
O Gráfico 4 abaixo apresenta a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e 
B na composição Efeito Consumidor. 
 
 
 
 
 
 
 
 
ENCARGOS 
SETORIAIS
9,8%
CUSTO DA ENERGIA
12,6%
CUSTO DA 
TRANSMISSÃO
10,2%
CUSTO DA 
DISTRIBUIÇÃO
51,0%
ICMS
15,3%
PIS/COFINS
1,0%
Grupo de consumo
Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (> 2,3 kV)
4,23%
BT - Baixa  Tensão (< 2,3 kV)
6,72%
Efeito médio geral
5,34%
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Grupo de consumo Variação Tarifária  
AT - Alta Tensão (> 2,3 kV) 4,23%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) 6,72%  
Efeito médio geral 5,34%  
  

Fls. 14 Nota Técnica nº 235/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016. 
 
 
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Processo nº48500.000344/2016-80 
 
Gráfico 4. Participação percentual no Efeito Consumidor 
 
 
54. 
No Gráfico 5 é apresentada a evolução da tarifa B1-Residencial da permissionária no 
período de 2012 a 2015, sendo essa trajetória comparada com: (i) a tarifa fixada em 2012 da 
permissionária e reajustada pelo IPCA e pelo IGP-M; e (ii) a tarifa da principal supridora.  
 
Gráfico 5. Evolução Tarifas Residencial B1 
 
 
-6,28%
0,27%
-1,56%
16,62%
-6,62%
2,91%
5,34%
Encargos
Setoriais
Transporte
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da Retirada
dos Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor
458,59 
458,59 
323,39 
339,78 
301,13 
344,61 
363,7
422,53 
329,56 
329,56 
284,78 
350,69 
446,80 
415,49
 150
 250
 350
 450
 550
 650
 750
jan-13 (RTE supridora)RTE-13
jun-13
jun-14
jun-15
jul-16
R$ / MWh
Ceriluz
RGE
IGP_M
IPCA
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº48500.000344/2016-80 
 
55. 
Ressalta-se que, apesar do percentual de reajuste do atual processo tarifário, verificou-se, 
em média, tarifas menores em relação às então vigentes em 2012 e evolução tarifária inferior à variação 
do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como inferior a tarifa da principal supridora.  
 
D. Situação de Adimplência ou Inadimplência 
 
56. 
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. 
 
E. Serviços Cobráveis 
 
57. 
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 
 
58. 
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. 
 
59. 
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. 
 
60. 
O art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 2004, com a redação dada pelo art. 9° da 
Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, estabelece a incumbência da ANEEL para homologar as tarifas de 
energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e do Contrato de Permissão. 
 
V - DA CONCLUSÃO 
 
61. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 36/2010, no que consta do 
Processo 48500.000344/2016-80 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:  
 
i) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de 
5,34% ser percebido pelos consumidores; 
 
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento da supridora RGE  para a Ceriluz;  
 
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 
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Processo nº48500.000344/2016-80 
 
iv) pela homologação do valor mensal de recursos da CDE a ser repassado pela 
Eletrobrás à Ceriluz , de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
62. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
CECÍLIA MAGALHÃES FRANCISCO 
Especialista em Regulação 
 
JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
De acordo, 
 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
 
 
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