* 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 48500.002697/2016-14 
Nota Técnica nº 236/2016-SGT/ANEEL  
 
Em 21 de julho de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.002697/2016-14 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à Cooperativa de Distribuição de 
Energia Elétrica de Arapoti Ltda - Ceral Dis e demais 
providências pertinentes a sua Revisão Tarifária 
Periódica de 2016.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
Esta Nota Técnica apresenta os detalhes da Revisão Tarifária Periódica de 2016 da 
Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica de Arapoti Ltda – Ceral Dis, calculado em conformidade 
com as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de 
Permissão de Distribuição nº 14/2008. 
 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
A Ceral Dis, sediada na cidade de Arapoti - PR, atende atualmente cerca de 1 mil unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de aproximadamente 7 
milhões de reais. 
 
3. 
Em 28 de novembro de 2008, foi firmado o Contrato de Permissão nº 14/2008 entre a União 
e a Ceral Dis 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 que a cada quatro anos ocorrerá a revisão dos valores das tarifas aplicadas.  
 
4. 
No processo de reajuste tarifário anual de 2015, as tarifas da Ceral Dis foram, em média, 
reajustadas em 41,35%, sendo 42,91% relativos ao cálculo econômico e -1,56% aos componentes 
financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.912 de 23 de junho de 2015. 
 
5. 
Em 28 de março de 2016 foi publicada a Resolução Normativa nº 704 estabeleceu nova 
metodologia de cálculo para reajustes e revisões. Esta nova metodologia prevê alteração da cláusula décima 
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Fls. 2 Nota Técnica nº 236/2016-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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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº48500.002697/2016-14 
 
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. 
 
6. 
A Ceral Dis optou pelo Termo Aditivo aprovado pela REN 704/2016, em 14 de junho de 
2016. 
 
7. 
Por meio da carta Ofício 012 de 28 de junho de 2016, a Ceral Dis solicitou os valores de 
Parcela B e perdas. 
 
III - DA ANÁLISE 
 
8. 
Nos processos tarifários, 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 e do PRORET 8.4 
 
9. 
No cálculo, 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. 
No processo tarifário também são calculados 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 a revisão tarifária em processamento.  
 
12. 
As revisões tarifárias diferem dos reajustes na Estrutura Tarifária, quando são definidos os 
valores da tarifa de referência, nos reajustes esses valores são somente atualizados. Nos financeiros, são 
considerados os valores de implantação do Implantação do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico 
- MCPSE  
 
13. 
Também cabe, nas revisões, definições de outros instrumentos acessórios como ERD – 
Encargo de Responsabilidade de Distribuidora, beta para migração de consumidores para Rede Básica e 
Horário de Ponta. 
 
A. Cálculo do Processo Tarifário de 2016 
 
14. 
A receita requerida para o processo da Ceral Dis, calculado pela Superintendência de 
Gestão Tarifária – SGT, para aplicação a partir de 30 de julho de 2016, resultou em R$ 7.754.123,99, 
decorrentes de uma variação frente ao processo anterior de 8,93%, sendo 14,50% relativo a parte 
econômica e -5,57% referente aos componentes financeiros pertinentes. 
  
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Processo nº48500.002697/2016-14 
 
Quadro 1. Variação econômica e financeira 
 
 
 
1. Receita de Referência (RA) 
 
15. 
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$ 6.772.230,38. 
 
16. 
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) 
 
17. 
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.  
 
18. 
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
7.754.123,99
            
Receita Atualizada Processo Anteriror
6.772.230,38
            
Variação econômica
14,50%
Componentes Financeiros
-5,57%
Variação econômica e financeira
8,93%
Descrição
Energia (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
22.676,09
                    
6.772.230,38
                
    A4 (2,3 kV a 25 kV)
8.709,49
                      
2.269.640,65
                
    BT (menor que 2,3 kV)
13.966,61
                    
4.502.589,74
                
Total
22.676,09
                    
6.772.230,38
                
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Descrição Valores (R$)  
Receita Requerida 7.754.123,99
Receita Atualizada Processo Anteriror 6.772.230,38
Variação econômica 14,50%
Componentes Financeiros -5,57%  
Variação econômica e financeira 8,93%  
  
Descrição Energia (MWh) Receita (R$)  
Fornecimento 22.676,09 6 .772.230,38
A4 (2,3 kV a 25 kV) 8.709,49 2 .269.640,65
BT (menor que 2,3 kV) 13.966,61 4 .502.589,74  
Total 22.676,09 6 .772.230,38  
  

Fls. 4 Nota Técnica nº 236/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016. 
 
 
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Processo nº48500.002697/2016-14 
 
Quadro 3. Receita em DRA, participação dos custos na Receita de Referência 
 
 
3. Encargos Setoriais na Data do Reajuste em Processamento (DRP)  
 
19. 
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
1.406.483,87
              
20,77%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
11.768,34
                   
0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
1.197.422,10
              
17,68%
PROINFA
142.177,37
                 
2,10%
P&D e Eficiência Energética
55.116,05
                   
0,81%
Energia Comprada
1.798.154,39
              
26,55%
Energia  
1.798.154,39
              
26,55%
Transporte de Energia
1.149.526,51
              
16,97%
Uso do sistema de distribuição
1.149.526,51
              
16,97%
Total Parcela A
4.354.164,77
              
64,29%
Total Parcela B
2.418.065,61
              
35,71%
RA0 
6.772.230,38
              
100,00%
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Reajuste Tarifário DRA (R$) Partic. na RA0  
Encargos Setoriais 1 .406.483,87 20,77%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 1.768,34 0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 1 .197.422,10 17,68%
PROINFA 1 42.177,37 2,10%
P&D e Eficiência Energética 5 5.116,05 0,81%  
Energia Comprada 1 .798.154,39 26,55%  
Energia 1 .798.154,39 26,55%  
Transporte de Energia 1 .149.526,51 16,97%  
Uso do sistema de distribuição 1 .149.526,51 16,97%  
Total Parcela A 4 .354.164,77 64,29%  
Total Parcela B 2 .418.065,61 35,71%  
RA0 6 .772.230,38 100,00%  
  

Fls. 5 Nota Técnica nº 236/2016-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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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº48500.002697/2016-14 
 
 
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 Ceral Dis. 
 
20. 
Os valores dos encargos setoriais da Permissionária na DRP estão demonstrados no 
quadro abaixo: 
 
Quadro 4. Encargos Setoriais em DRP 
 
 
 
21. 
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. 
 
22. 
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.  
 
23. 
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 
 
24. 
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 as perdas. 
 
25. 
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 requereu que fosse mantido o valor de perdas do processo anterior, de 
7,04%. 
 
26. 
O requisito de energia elétrica apurado para o reajuste em processamento foi de 24.393 
MWh, formado por 22.676 MWh, para atendimento ao mercado de fornecimento e suprimento (mercado de 
venda), e 1.717 MWh, para cobertura das perdas de energia elétrica, conforme demostrado no quadro a 
seguir: 
Encargos Setoriais
Valores (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
13.527,16
                  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
736.065,88
                
PROINFA
191.839,72
                
Total
941.432,76
                
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Encargos Setoriais Valores (R$)  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 3.527,16
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 7 36.065,88
PROINFA 1 91.839,72  
Total 9 41.432,76  
  

Fls. 6 Nota Técnica nº 236/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº48500.002697/2016-14 
 
Quadro 5. Energia Requerida 
 
 
b. Valoração dos custos de aquisição de energia 
 
27. 
A Ceral Dis é suprida atualmente pela distribuidora Copel-Dis. 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. 
 
28. 
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, conforme transcrição abaixo: 
 
Art. 52 [...] 
§ 1º A ANEEL poderá definir desconto sobre as tarifas que trata o caput, 
aplicáveis às permissionárias e autorizadas citadas no art. 50, quando 
necessário para garantir a mesma condição econômica dos contratos de 
suprimento atuais. 
§ 2º O desconto mencionado no § 1o, vigente na data de assinatura do 
contrato de permissão, será reduzido a partir da segunda Revisão Tarifária 
Periódica, a cada ano e para cada permissionária, à razão de vinte e cinco 
por cento ao ano, até a sua extinção, de modo a estimular o incentivo à 
eficiência. 
 
29. 
Assim, no processo atual, que corresponde a segunda revisão tarifária, está sendo reduzido 
o desconto aplicado na compra de energia, em 25%, passando de 73,09% para 54,82%. 
 
30. 
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 
 
 
31. 
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 428 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015. 
 
32. 
No quadro a seguir estão relacionados os custos de compra de energia elétrica da Ceral 
Dis, com os montantes de suprimento e PROINFA. 
Descrição
Energia (MWh)
Mercado Total 
                 22.676 
Fornecimento 
                 22.676 
Perdas Totais 
                   1.717 
Perdas na Distribuição 
                   1.717 
Energia Requerida 
24.393,38
           
Supridora
Tensão
Tarifa (R$/MWh)
COPEL
A3a
104,35
COPEL
A4
104,35
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Descrição Energia (MWh)  
Mercado Total 22.676  
Fornecimento 22.676  
Perdas Totais 1.717  
Perdas na Distribuição 1.717  
Energia Requerida 24.393,38  
  
Supridora Tensão Tarifa (R$/MWh)  
COPEL A3a 104,35
COPEL A4 104,35  

Fls. 7 Nota Técnica nº 236/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº48500.002697/2016-14 
 
 
Quadro 7. Custo de Energia em DRP 
 
 
33. 
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. 
 
34. 
O custo de compra de energia, considerando os preços de repasse aplicados à energia 
requerida, resultou no valor de R$ 2.500.695,26.  
 
5. Transporte de Energia 
 
 Custo das Instalações de Distribuição – CUSD  
 
35. 
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.  
 
36. 
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%.  
 
37. 
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$ 1.245.390,84. 
 
Quadro 8. CUSD 
 
 
 
 
6. Pleito de Parcela B 
Descrição
Energia (MWh)
Tarifa (R$/MWh)
Despesa (R$)
Suprimento
25.873
104,35
                      
2.699.727,48
      
PROINFA
428
-
                            
-
                      
Sobras (-) / Exposição (+)
-1.907
104,35
                      
199.032,22
-         
Total
24.393
102,52
                      
2.500.695,26
      
Supridora
Tensão
Componente 
TUSD
Tipo de 
Montante 
Montante
Tarifa 
com desc
Despesa (R$)
COPEL
A3a
Fora de Ponta
DemandaKW
4.011
              
5,91
23.705,01
         
COPEL
A3a
Ponta
DemandaKW
3.500
              
13,30
46.550,00
         
COPEL
A3a
Fora de Ponta
EnergiaTUSD
982
                 
7,03
6.905,78
           
COPEL
A3a
Ponta
EnergiaTUSD
136
                 
7,03
952,85
              
COPEL
A4
Fora de Ponta
DemandaKW
63.656
            
5,91
376.206,96
       
COPEL
A4
Ponta
DemandaKW
46.370
            
13,30
616.721,00
       
COPEL
A4
Fora de Ponta
EnergiaTUSD
22.729
            
7,03
159.781,59
       
COPEL
A4
Ponta
EnergiaTUSD
2.072
              
7,03
14.567,65
         
Custo de Transporte
143.456
          
1.245.390,84
    
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Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)  
Suprimento 25.873 1 04,35 2.699.727,48
PROINFA 428 - -  
Sobras (-) / Exposição (+) -1.907 1 04,35 - 1 99.032,22  
Total 24.393 1 02,52 2 .500.695,26  
  
Componente Tipo de Tarifa
Supridora Tensão Montante Despesa (R$)
TUSD Montante com desc  
  
  
  
  
  
  
  
  
Custo de Transporte 1 43.456 1 .245.390,84  
  

Fls. 8 Nota Técnica nº 236/2016-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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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº48500.002697/2016-14 
 
 
38. 
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. 
 
39. 
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 Ceral Dis é de R$ 3.193.878,21. 
 
40. 
Por intermédio da Carta Ofício 012 de 28 de junho de 2016, a Ceral Dis solicitou um valor 
de R$ 3.066.605,13 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 
 
 
7. Componentes Financeiros 
 
41. 
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) 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$ 233.457,65.  
Operação/Manutenção
69%
Investimentos/Reserva
s/Outras receitas
31%
Parcela B
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Fls. 9 Nota Técnica nº 236/2016-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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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº48500.002697/2016-14 
 
 
(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$ (29.290,80). 
 
(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$ 585.628,53. 
 
42. 
Cabe destacar que nesse ciclo não será considerado o financeiro referente ao recalculo do 
reajuste anterior conforme estabelecido na Resolução Homologatória nº 1.912/2015. 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 aplicação de ajuste de receita para corrigir 
eventuais diferenças arrecadação do processo anterior assinatura do termo. 
 
43. 
O quadro a seguir demonstra os componentes financeiros considerados no Revisão 
Tarifária de 2016 da Permissionária. 
 
Quadro 9. Componentes Financeiros da Permissionária 
 
 
8. Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
 
44. 
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. 
 
45. 
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. 
 
Componentes Financeiros
Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento
                        233.457,65 
Neutralidade Encargos Setoriais
                        (29.290,80)
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
                      (585.628,53)
Total Financeiros
(381.461,6818)
                  
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Componentes Financeiros Valores (R$)  
Repasse de PIS COFINS suprimento 233.457,65
Neutralidade Encargos Setoriais (29.290,80)
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (585.628,53)  
Total Financeiros ( 381.461,6818)  
  

Fls. 10 Nota Técnica nº 236/2016-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 nº48500.002697/2016-14 
 
46. 
O valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Ceral Dis 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  julho de 2015 a junho 
de 2016, bem como a previsão para o período de julho de 2016 a junho de 2017, é de R$ 106.535,08, 
conforme apresentado na tabela abaixo: 
 
Quadro 10. Valores dos subsídios que serão repassados pela CDE 
 
B. Resultados 
 
47. 
O Quadro 11 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 11. Participação das Parcelas A, B e financeiros no Processo Tarifário 
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 Água, Esgoto e Saneamento
22.155,60
            
23.746,81
               
18.911,72
            
20.240,51
                 
3.506,30
-              
15.562,65
            
12.056,35
            
1.004,70
                               
Subsidio Rural
1.256.729,11
       
1.346.986,65
          
1.261.115,51
       
1.351.536,50
            
4.549,86
              
1.261.814,76
       
1.266.364,62
       
105.530,38
                           
TOTAL
1.278.884,7154
   
1.370.733,4537
      
1.280.027,2253
   
1.371.777,0085
        
1.043,5548
          
1.277.377,4174
   
1.278.420,9722
   
106.535,0810
                       
REAJUSTE TARIFÀRIO
Variação
Participação no 
Reajuste
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
-33,06%
-6,87%
12,14%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
14,95%
0,03%
0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
-38,53%
-6,81%
9,49%
PROINFA
34,93%
0,73%
2,47%
P&D e Eficiência Energética
0,00%
-0,81%
0,00%
ENERGIA COMPRADA 
39,07%
10,37%
32,25%
Energia  
39,07%
10,37%
32,25%
TRANSPORTE DE ENERGIA
8,34%
1,42%
16,06%
Uso do sistema de distribuição
8,34%
1,42%
16,06%
Total de Parcela A
7,66%
4,92%
60,45%
Total de Parcela B
26,82%
9,58%
39,55%
Variação econômica
14,50%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS suprimento
3,41%
Neutralidade Encargos Setoriais
-0,43%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-8,54%
Total Financeiros  
-5,57%
Variação econômica e financeira
8,93%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior  
1,60%
10,53%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
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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 1.278.884,7154 1.370.733,4537 1.280.027,2253 1.371.777,0085 1.043,5548 1.277.377,4174 1.278.420,9722 106.535,0810  
  
Participação no Participação na
REAJUSTE TARIFÀRIO Variação
Reajuste Receita    
ENCARGOS SETORIAIS -33,06% -6,87% 12,14%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 14,95% 0,03% 0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE -38,53% -6,81% 9,49%
PROINFA 34,93% 0,73% 2,47%
P&D e Eficiência Energética 0,00% -0,81% 0,00%    
ENERGIA COMPRADA 39,07% 10,37% 32,25%    
Energia 39,07% 10,37% 32,25%    
TRANSPORTE DE ENERGIA 8,34% 1,42% 16,06%    
Uso do sistema de distribuição 8,34% 1,42% 16,06%    
Total de Parcela A 7,66% 4,92% 60,45%    
Total de Parcela B 26,82% 9,58% 39,55%    
Variação econômica 14,50%    
COMPONENTES FINANCEIROS Participação    
Repasse de PIS COFINS suprimento 3,41%
Neutralidade Encargos Setoriais -0,43%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -8,54%    
Total Financeiros -5,57%    
Variação econômica e financeira 8,93%    
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 1,60%    
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 10,53%    
    

Fls. 11 Nota Técnica nº 236/2016-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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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº48500.002697/2016-14 
 
 
 
48. 
Os custos da Parcela A representam 60,45% da receita econômica da Permissionária. O 
aumento desses custos responde por 4,92%, do total de 14,50%, da variação econômico da Ceral Dis com 
destaque para:  
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais variou em -33,06% em 
comparação aos valores referentes ao último processo tarifário, correspondendo ao 
efeito de -6,87% no IRT. Destaca-se a variação de -38,53% da CDE, contribuindo com 
uma diminuição média de -6,81%, devido a redução do valor unitário do encargo; e a 
TFSEE, com um aumento de 14,95%. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de 8,34% em relação ao processo anterior, 
correspondendo a uma variação tarifária de 1,42%. A alteração se deve a uma redução 
dos custos da supridora, com consequente diminuição de suprimento da Copel. 
  
iii) Compra de Energia. Variação de 39,07% em relação ao processo anterior, contribuindo 
na Revisão Tarifária com 10,37%. A diminuição dos descontos, a partir desta revisão, 
correspondeu a um aumento de 14,94%. A diferença entre o efeito final e a redução dos 
descontos deve-se à redução das tarifas de suprimento da Copel-Dis, impactada pela 
alteração do custo do mix de energia.  
 
49. 
Quanto à Parcela B, requerida pela permissionária, representa 9,58% na composição 
variação econômica econômico. 
 
REAJUSTE TARIFÀRIO
Variação
Participação no 
Reajuste
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
-33,06%
-6,87%
12,14%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
14,95%
0,03%
0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
-38,53%
-6,81%
9,49%
PROINFA
34,93%
0,73%
2,47%
P&D e Eficiência Energética
0,00%
-0,81%
0,00%
ENERGIA COMPRADA 
39,07%
10,37%
32,25%
Energia  
39,07%
10,37%
32,25%
TRANSPORTE DE ENERGIA
8,34%
1,42%
16,06%
Uso do sistema de distribuição
8,34%
1,42%
16,06%
Total de Parcela A
7,66%
4,92%
60,45%
Total de Parcela B
26,82%
9,58%
39,55%
Variação econômica
14,50%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS suprimento
3,41%
Neutralidade Encargos Setoriais
-0,43%
Manual de Contabilidade do Setor Elétrico
0,00%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-8,54%
Total Financeiros  
-5,57%
Variação econômica e financeira
8,93%
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: D6F5D4F400386B5B CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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Participação no Participação na
REAJUSTE TARIFÀRIO Variação
Reajuste Receita    
ENCARGOS SETORIAIS -33,06% -6,87% 12,14%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 14,95% 0,03% 0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE -38,53% -6,81% 9,49%
PROINFA 34,93% 0,73% 2,47%
P&D e Eficiência Energética 0,00% -0,81% 0,00%    
ENERGIA COMPRADA 39,07% 10,37% 32,25%    
Energia 39,07% 10,37% 32,25%    
TRANSPORTE DE ENERGIA 8,34% 1,42% 16,06%    
Uso do sistema de distribuição 8,34% 1,42% 16,06%    
Total de Parcela A 7,66% 4,92% 60,45%    
Total de Parcela B 26,82% 9,58% 39,55%    
Variação econômica 14,50%    
COMPONENTES FINANCEIROS Participação    
Repasse de PIS COFINS suprimento 3,41%
Neutralidade Encargos Setoriais -0,43%
Manual de Contabilidade do Setor Elétrico 0,00%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -8,54%    
Total Financeiros -5,57%    
Variação econômica e financeira 8,93%    
    

Fls. 12 Nota Técnica nº 236/2016-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. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº48500.002697/2016-14 
 
50. 
Além da variação econômica de 14,50%, os componentes financeiros representam -5,57%, 
totalizando, para a variação econômica e financeira de 8,93%.  
 
51. 
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 
 
 
52. 
O Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 14,31% para o ICMS e de 1,56% para 
o Pis e Cofins (total de 15,88% por dentro), o que equivale a uma majoração de 18,87%, por fora, sobre o 
valor da conta de energia elétrica, sem os referidos tributos na sua base de cálculo.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CUSTO DA 
DISTRIBUIÇÃO
39,5%
CUSTO DA 
ENERGIA
32,2%
CUSTO DA 
TRANSMISSÃO
16,1%
PROINFA
2,5%
CDE
9,5%
TFSEE
0,2%
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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Gráfico 3. Composição da Receita – Com tributos 
 
 
C. Efeito Médio 
 
53. 
O reajuste tarifário conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 
10,53%. 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 
 
 
54. 
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. 
 
55. 
O Gráfico 4 abaixo apresenta a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e 
B na composição Efeito Consumidor. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ENCARGOS 
SETORIAIS
10,2%
CUSTO DA 
ENERGIA
27,1%
CUSTO DA 
TRANSMISSÃO
13,5%
CUSTO DA 
DISTRIBUIÇÃO
33,3%
ICMS
14,3%
PIS/COFINS
1,6%
Grupo de consumo
Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (> 2,3 kV)
13,34%
BT - Baixa  Tensão (< 2,3 kV)
8,63%
Efeito médio geral
10,53%
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Grupo de consumo Variação Tarifária  
AT - Alta Tensão (> 2,3 kV) 13,34%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) 8,63%  
Efeito médio geral 10,53%  
  

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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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Gráfico 4. Participação percentual no Efeito Consumidor 
 
 
56. 
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 
 
-6,87%
1,42%
10,37%
9,58%
-5,57%
1,60%
10,53%
Encargos
Setoriais
Transporte
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da Retirada
dos Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor
334,38 
334,38 
280,39 
229,56 
226,27 
319,53 
347,10 
296,26 
242,58 
263,55 
263,55 
326,37 
492,31 
421,47 
 150
 200
 250
 300
 350
 400
 450
 500
 550
jun-12
jan-13
jun-13
RTE-13
jun-14
jun-15
jul-16
R$ / MWh
Ceral Dis
Copel-Dis
IGP_M
IPCA
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Processo nº48500.002697/2016-14 
 
 
57. 
Ressalta-se que, apesar do percentual de reajuste do atual processo tarifário, verificou-se, 
em média, tarifas maiores 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. Estrutura Tarifária  
 
58. 
Nos processos de revisão tarifária são calculadas a tarifas de referência que correspondem 
àquelas que determinam a relatividade de tarifas entre modalidades e subgrupos tarifários. No caso das 
permissionárias, o PRORET 8.3 estabelece que a permissionária pode optar por seguir a estrutura tarifária 
da principal supridora ou solicitar que sejam aplicados os procedimentos constantes do submódulo 7.2 do 
PRORET. Caso a permissionária não se manifeste serão adotadas as tarifas de referência da principal 
supridora. 
 
59. 
No caso em questão a permissionária não manifestou sobre a questão, assim serão 
adotadas as tarifas de referência da Copel-Dis. 
 
E. Parâmetros assessórios ao cálculo tarifário 
 
60. 
Nos processos tarifários são calculados os parâmetros para cálculo do Encargo de 
Responsabilidade da Distribuidora – ERD, bem como os parâmetros para o ressarcimento constante do 
DECRETO nº 5.597/2005. 
 
61. 
No caso do ERD, seguiu-se o que está definido na REN 414/2010. Já no caso dos 
parâmetros para cálculo do ressarcimento constante do Decreto nº 5.597/2005, o beta a ser utilizado será o 
utilizado o mesmo da primeira revisão tarifária. Ocorre que em face da nova metodologia, a Parcela B 
informada não tem o detalhamento necessário para o cálculo do parâmetro. 
 
62. 
Para a definição do Horário de Ponta, como no primeiro ciclo de revisão tarifária, será 
adotado o horário definido na Resolução da principal supridora, Copel-Dis. 
 
F Situação de Adimplência ou Inadimplência 
 
63. 
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. 
 
G. Serviços Cobráveis 
 
64. 
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 
 
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Processo nº48500.002697/2016-14 
 
65. 
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. 
 
66. 
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. 
 
67. 
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 
 
68. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 14/2008, no que consta do 
Processo 48500.002697/2016-14 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:  
 
i) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de 
10,53% ser percebido pelos consumidores; 
 
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento da supridora Copel-Dis  para a Ceral Dis;  
 
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 Ceral Dis , de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
69. 
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, 
 
 
 
 
CLÁUDIO ELIAS CARVALHO 
Superintendente de Gestão Tarifária Substituto 
 
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