* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
4581.003011/2016-00 
 
S U P E R I N T E N D Ê N C I A  D E  
GE ST ÃO T ARI FÁRIA  
 
Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL 
Brasília, 19 de outubro de 2016 
 
 
 
 
 
 
 
 
S E G U N D A  
R E V I S Ã O  T A R I F Á R I A  P E R I Ó D I C A  
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .  . . . . . . 
C o o p e r a t i v a  d e  E l e t r i f i c a ç ã o  d e  I b i ú n a  e  R e g i ã o  - C e t r i l  
C I C L O  2 0 1 6  –  2 0 1 9  
 
 
 
FINAL 
 
 
 
 
 
 
Agência Nacional de Energia Elétrica 
Superintendência de Regulação Econômica 
SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar 
CEP: 70830-030 – Brasília – DF 
Tel: + 55 61 2192-8695 
Fax: + 55 61 2192-8679 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
4581.003011/2016-00 
Nota Técnica nº 353/2016–SGT/ANEEL 
 
Em 19 de outubro de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo n.º 48500.002682/2016-56  
 
Assunto: Segunda Revisão Tarifária Periódica da 
Cooperativa de Eletrificação de Ibiúna e Região - 
Cetril.  
 
 
I. OBJETIVO 
 
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da Segunda Revisão Tarifária Periódica da Cooperativa de 
Eletrificação de Ibiúna e Região - Cetril, consolidada após análise das contribuições trazidas no âmbito da 
Audiência Pública nº 61/2016. 
 
2. 
O Submodulo 8.1 do Módulo 8 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET aplicáveis a esta 
segunda revisão, encontra-se vigente desde 23 de março de 2016, conforme estabelecido na Resolução 
Normativa nº 704/2016, fundamentando os cálculos apresentados na presente Nota Técnica. 
 
3. 
A Seção II apresenta uma breve descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da Cetril, a Seção III 
descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo da Receita Verificada, Parcela A, 
Parcela B, Outras Receitas, Componentes Financeiros e Fator X e os resultados apurados. A seção IV traz as 
conclusões. 
 
II. DOS FATOS 
 
4. 
O Contrato de Permissão nº 08/2008, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de 
energia elétrica na área de permissão da Cetril, define a data de 30 de outubro de 2016 para aplicação dos 
resultados de sua segunda revisão tarifária periódica. 
 
5. 
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 de 
reajuste e revisão tarifária das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica e minuta 
de termo aditivo ao contrato de permissão. 
 
6. 
Pela nova regra, as permissionárias poderiam optar por assinar novo termo aditivo ao contrato de 
permissão ficando livres para definirem a Parcela B seguindo a metodologia do PRORET 8.4 ou continuar com 
tarifas definidas pelo PRORET 8.1. 
 
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(Fls. 2 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
7. 
A Cetril, optou por não celebrar termo aditivo contratual e permanece com as tarifas estabelecidas pela 
ANEEL seguindo a metodologia do Submódulo 8.1 do PRORET. 
 
8. 
Desta forma foi encaminhado à Cetril o Ofício nº 114/2016-SGT/ANEEL, de 22 de agosto de 2016, no 
qual foram solicitadas as informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária. 
 
9. 
Em 05 de setembro de 2016, a Cetril enviou, pelo ofício 043/2016, de 1º de setembro de 2016, as 
informações para o cálculo da Parcela B. 
 
10. 
Por meio dos Memorandos 369/2016 de 09 de setembro de 2016 e 429/2016 de 19 de outubro de 2016, 
a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD informou as perdas técnicas em 11,277% 
sobre a energia injetada, conforme Nota Técnica n° 126/2016 – SRD/ANEEL, de 8 de setembro de 2016.  
 
11. 
Na Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL, de 13 de setembro de 2016, decidiu-se pela 
instauração da Audiência Pública nº 61/2016, no período de 14 de setembro a 13 de outubro 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 Cetril. 
 
III. ANÁLISE 
 
12. 
O reposicionamento tarifário proposto para a revisão tarifária da Cetril é de 7,98%, calculado conforme 
metodologia detalhada no Submódulo 8.1 do PRORET.  
 
III.1 RECEITA VERIFICADA 
 
13. 
A apuração da Receita Verificada se dá através de informações de mercado no período de referência, 
de outubro de 2015 a setembro de 2016, declaradas pela permissionária no Sistema de Acompanhamento de 
Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP. 
 
Tabela 1 - Receita Verificada 
 
 
III.2 PARCELA B 
 
14. 
A Parcela B compreende os custos relativos à atividade de distribuição de energia elétrica. Tratam-se, 
basicamente, dos custos operacionais, remuneração e depreciação dos investimentos feitos, que foram 
calculados obedecendo à metodologia do PRORET.  
 
ܸܲܤ= ܥܣܱܯ+ ܴܥ+ ܴܴܳ 
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 
Descrição
Energia (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
69.049,42
                    
36.410.850,05
              
    A4 (2,3 kV a 25 kV)
1.153,06
                      
557.899,72
                   
    BT (menor que 2,3 kV)
67.896,36
                    
35.852.950,33
              
Total
69.049,42
                    
36.410.850,05
              
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(Fls. 3 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
QRR é a quota de reintegração regulatória (depreciação); 
 
III.2.1 – Base de Remuneração Regulatória 
 
15. 
Os cálculos da Remuneração do Capital e da Quota de Reintegração Regulatória dependem da Base 
de Remuneração Regulatória - BRR. 
 
16. 
A BRR foi calculada obedecendo à metodologia do PRORET e é composta pelos seguintes itens: 
 
a) 
Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado 
conforme caso específico); 
b) 
Almoxarifado em Operação; e 
c) 
Obrigações Especiais. 
 
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(Fls. 4 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 2 – Base de Remuneração Regulatória 
 
17. 
Registre-se que, conforme previsto no item 5.7.1 do submódulo 8.1 do PRORET, foram procedidos 
ajustes nos quantitativos de medidores e condutores em baixa tensão. 
 
18. 
A Parcela B, expressa pela soma dos componentes acima, resultou em R$ 25.221.113,92, dentro da 
faixa de oscilação de 30% da Parcela B do processo anterior. Com aplicação do fator de ajuste de mercado, a 
Parcela B considerada para a composição da Receita Requerida resulta em R$ 24.799.181,98, como detalhado 
na tabela a seguir. 
Descrição
Valores
(1) VNR MEDIDORES
7.792.041,38
R$                              
(2) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - CONDUTORES
42.140.003,67
R$                             
(3) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - ESTRUTURAS
30.647.670,05
R$                            
(4) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - EQUIPAMENTOS
56.341.695,79
R$                            
(5) VNR LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO - CONDUTORES
-
R$                                             
(6) VNR LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO - ESTRUTURAS
-
R$                                             
(7) VNR SUBESTAÇÕES - EQUIPAMENTOS
7.144.895,13
R$                              
(8) VNR SUBESTAÇÕES - TERRENOS
321.520,28
R$                                 
(9) VNR SUBESTAÇÕES - EDIFICAÇÕES
285.795,81
R$                                 
(10) VNR MÓVEIS E IMÓVEIS ADMINISTRATIVOS
5.392.108,98
R$                              
(11) VNR - TOTAL
150.065.731,09
R$                           
Descrição
Valores
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
144.352.101,83
R$                           
(2) Obrigações Especiais Bruta
-
R$                                             
(3) Bens Totalmente Depreciados
11.330.165,89
R$                             
(4) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)
133.021.935,94
R$                           
(5) Depreciação Acumulada
56.217.129,99
R$                             
(6) Valor da Base de Remuneração (VBR)
88.134.971,84
R$                             
(7) Obrigações Especiais Líquida
-
R$                                             
(8) Terrenos e Servidões
321.520,28
R$                                 
(9) Almoxarifado em Operação
433.056,31
R$                                 
(10) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(5)-(7)+(8)+(9)
88.889.548,43
R$                             
(11) Taxa de Depreciação
4%
(12) Quota de Reintegração Regulatória
5.320.877,44
R$                              
(13) Remuneração de Capital (RC)  =  BRR líq  x  WACC
3.351.135,98
R$                              
Referência para Custos Operacionais (OPEX)
Valores
Total de km de rede (linhas e redes de distribuição)
1.884,12
                                         
nº de consumidores declarado
24.712
                                           
Depreciação Acumulada (DAC) / VNR
38,94%
Saldo 100% Depreciado / VNR
7,85%
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Descrição Valores  
(1) VNR MEDIDORES
(2) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - CONDUTORES
(3) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - ESTRUTURAS
(4) VNR REDES DE DISTRIBUIÇÃO - EQUIPAMENTOS
(5) VNR LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO - CONDUTORES
(6) VNR LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO - ESTRUTURAS
(7) VNR SUBESTAÇÕES - EQUIPAMENTOS
(8) VNR SUBESTAÇÕES - TERRENOS
(9) VNR SUBESTAÇÕES - EDIFICAÇÕES
(10) VNR MÓVEIS E IMÓVEIS ADMINISTRATIVOS
(11) VNR - TOTAL  R$ 7.792.041,38
R$ 4 2.140.003,67
R$ 3 0.647.670,05
R$ 5 6.341.695,79
R$ -
R$ -
R$ 7.144.895,13
R$ 321.520,28
R$ 285.795,81
R$ 5.392.108,98
R$ 150.065.731,09
Descrição Valores  
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Obrigações Especiais Bruta
(3) Bens Totalmente Depreciados
(4) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)
(5) Depreciação Acumulada
(6) Valor da Base de Remuneração (VBR)
(7) Obrigações Especiais Líquida
(8) Terrenos e Servidões
(9) Almoxarifado em Operação
(10) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(5)-(7)+(8)+(9)
(11) Taxa de Depreciação
(12) Quota de Reintegração Regulatória
(13) Remuneração de Capital (RC) = BRR líq x WACC  R$ 144.352.101,83
R$ -
R$ 1 1.330.165,89
R$ 133.021.935,94
R$ 5 6.217.129,99
R$ 8 8.134.971,84
R$ -
R$ 321.520,28
R$ 433.056,31
R$ 8 8.889.548,43
4%
R$ 5.320.877,44
R$ 3.351.135,98
Referência para Custos Operacionais (OPEX) Valores  
Total de km de rede (linhas e redes de distribuição)
nº de consumidores declarado
Depreciação Acumulada (DAC) / VNR
Saldo 100% Depreciado / VNR  1 .884,12
24.712
38,94%
7,85%

(Fls. 5 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Tabela 3 - Parcela B 
 
 
 
III.3 PARCELA A 
 
19. 
A Parcela A foi calculada considerando o mercado de referência e as condições vigentes na data da 
revisão tarifária periódica. A Parcela A engloba o Custo de Energia Comprada, Custo com o Uso do Sistema 
de Distribuição e/ou Transmissão e os Custos com Encargos Setoriais. 
 
III.3.1 – Encargos Setoriais 
 
20. 
Os Encargos Setoriais foram estabelecidos conforme legislação vigente e estão demonstrados na tabela 
a seguir: 
 
Tabela 4 - Encargos Setoriais 
 
 
 
III.3.2 – Mecanismo de Alteração do Nível de Desconto – Aquisição de energia 
 
21. 
A Cetril é suprida atualmente pelas distribuidoras CPFL Piratininga e Elektro. Na valoração do custo de 
aquisição de energia, aplica-se, sobre as tarifas de suprimento de energia estabelecidas nos últimos processos 
tarifários das supridoras, os índices de descontos definidos no Processo de Regularização da Permissionária. 
 
22. 
O Decreto 4.541, de 23 de dezembro de 2002, que disciplinou a aplicação de descontos na compra de 
 Valores 
 R$  15.699.372,84 
Custos Operacionais (CO)
15.653.981,25
R$   
Receitas Irrecuperáveis (RI)
45.391,60
R$          
 R$    9.521.741,08 
Remuneração do Capital (RC)
3.351.135,98
R$     
Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
5.320.877,44
R$     
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI)
849.727,66
R$        
 R$  25.221.113,92 
Parcela B do último IRT
20.078.940,52
R$   
Parcela B com limite de +/- 30%
25.221.113,92
R$   
Variação da Parcela B
25,61%
Fator de Ajuste de Mercado (Pm)
1,15%
VPB * (1-Pm)
 R$  24.799.181,98 
Composição da Parcela B
Custo Anual dos Ativos (CAA)
Parcela B (VPB)
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM)
Encargos Setoriais
Valores (R$)
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
121.628,40
                
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
2.241.344,17
             
PROINFA
573.944,34
                
Total
2.936.916,91
             
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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. 
 
23. 
Assim, os descontos aplicados à Cetril serão reduzidos, a partir do presente processo tarifário, em 25% 
ao ano, resultando nas seguintes porcentagens: 
 
Tabela 5 - Descontos na compra de energia 
 
 
 
III.3.3 – Energia Requerida 
 
24. 
A energia requerida é obtida a partir do mercado de venda da permissionária nos 12 meses anteriores 
à revisão tarifária, adicionado das perdas regulatórias. Cabe à ANEEL definir, a cada revisão tarifária, um 
referencial regulatório de perdas que leve em consideração o desempenho da permissionária nos segmentos 
de perdas que tenha maior gestão.  
 
25. 
O limite de perdas regulatórias admissíveis é um valor fixo definido para todo o ciclo de revisão tarifária, 
conforme Submódulo 8.1 do PRORET. Para a Cetril, a Superintendência de Regulação dos Serviços de 
Distribuição - SRD calculou as perdas técnicas em 11,28% sobre a energia injetada, conforme Nota Técnica  
n° 126/2016–SRD/ANEEL, de 08 de setembro de 2016. 
 
III.3.4 – Valoração da Compra 
 
26. 
Para a valoração da compra de energia elétrica para a revenda, apura-se a energia requerida pela Cetril 
para atendimento de seu mercado de referência, obtida a partir do mercado de venda da permissionária, 
adicionado das perdas regulatórias e líquida da energia do PROINFA e aplicou-se a nova tarifa de suprimento. 
 
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 1.287 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015. 
 
 Supridora 
 Nível 
 Desconto anterior 
 Novo desconto 
CPFL PIRATININGA
A4
50,65%
37,99%
ELEKTRO
A4
66,58%
49,94%
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48581.003011/2016-00

(Fls. 7 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 6 - Custo com Compra de Energia 
 
 
III.3.5 – Custo com o Uso do Sistema de Distribuição 
 
28. 
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. 
 
29. 
Na valoração destes custos, aplicou-se sobre as tarifas de suprimento, estabelecidas no último processo 
tarifário das supridoras, o índice de desconto definidos na primeira revisão tarifária no valor de 70,00%. 
 
30. 
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$ 1.123.277,46. 
 
Tabela 7 - Custo o Uso do Sistema de Distribuição
 
 
III.4. OUTRAS RECEITAS 
 
31. 
As outras receitas podem ser classificadas em duas categorias, conforme sua natureza:  
em “receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica”, que são as relativas aos serviços 
cobráveis, e “receitas de atividades acessórias”, que são atividades de natureza econômica acessória ao objeto 
do contrato de permissão, exercida por conta e risco da permissionária. As atividades acessórias subdividem-
se em 2 subgrupos:  
 
a) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade regulada, 
prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como: arrecadação de convênios 
ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de faturas de terceiros por meio de 
estrutura própria de arrecadação; veiculação de propaganda ou publicidade em fatura de energia 
Descrição
Energia (MWh)
Tarifa (R$/MWh)
Despesa (R$)
Suprimento
75.673
150,76
                      
11.408.798,52
    
PROINFA
1.287
-
                            
-
                      
Sobras (-) / Exposição (+)
865
150,76
                      
130.472,09
         
Total
77.826
148,27
                      
11.539.270,61
    
Supridora
Tensão
Componente 
TUSD
Tipo de 
Montante 
Montante
Tarifa 
com desc
Despesa (R$)
CPFL PIRATININGA
A4
Fora de Ponta
DemandaKW
216.410
          
1,25
270.079,68
       
CPFL PIRATININGA
A4
Ponta
DemandaKW
206.281
          
3,28
676.395,40
       
CPFL PIRATININGA
A4
Fora de Ponta
EnergiaTUSD
66.217
            
2,07
136.871,35
       
CPFL PIRATININGA
A4
Ponta
EnergiaTUSD
8.633
              
2,07
17.844,35
         
ELEKTRO
A4
Fora de Ponta
DemandaKW
1.249
              
2,12
2.653,89
           
ELEKTRO
A4
Ponta
DemandaKW
142
                 
5,24
745,44
              
ELEKTRO
A4
Fora de Ponta
EnergiaTUSD
5.032
              
2,02
10.173,98
         
ELEKTRO
A4
Ponta
4.210
              
2,02
8.513,37
           
Custo de Transporte
508.175
          
1.123.277,46
    
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: B6014AE4003A31DC CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO, FERNANDO DA COSTA BACCIN
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(Fls. 8 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos; 
compartilhamento de infraestrutura; serviços de avaliação técnica e de aferição de medidores em 
laboratório próprio; e operacionalização de serviço de créditos tributários. 
 
b) Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como atividade não 
regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de distribuição de energia 
elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por terceiros, observando-se  
a legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da concorrência. São elas: 
elaboração de projeto, construção, expansão, operação, manutenção ou reforma de: (1) redes de 
distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao 
atendimento dos empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia 
elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de 
energia; (4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: (6) 
padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas  
de medição de energia elétrica; (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e 
minigeração distribuída; e (9) sistemas de iluminação pública; além de: eficientização do consumo 
de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis  
nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em 
lei; serviços de comunicação de dados; e serviços de consultoria relacionados às atividades 
acessórias previstas. 
 
32. 
O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será de 60% 
da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à permissionária, com fins de estimular  
a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço de 
distribuição de energia elétrica. 
 
33. 
Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias complementares 
também será de 60% da receita bruta da permissionária, com exceção dos itens: a) (8) geradores, incluindo-se 
unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de iluminação pública, b) eficientização do 
consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos 
de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços de 
comunicação de dados, os quais o percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta. 
 
34. 
Desse modo, para cada natureza de receita há um percentual que deve ser revertido  
à modicidade tarifária, nos termos do Submódulo 2.7 do PRORET. A tabela a seguir sintetiza o cálculo de 
“Outras Receitas”. 
  
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(Fls. 9 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 8 - Outras Receitas 
 
 
35. 
O resultado econômico pode ser assim representado: 
 
 
Figura 1 - Efeito do Processo de Revisão Tarifária sobre a Receita 
 
 
III.5. COMPONENTES FINANCEIROS 
 
36. 
Os componentes financeiros considerados neste processo tarifário, apresentados na tabela a seguir, 
são decorrentes dos seguintes ajustes financeiros: (i) do Pis/Cofins na compra de energia e no encargo de uso 
Receita 
Regulatória
Compartilhamento
Média
36 meses
Fator IGP-M
656,89
                        
Serviços Cobráveis
75.889,36
60%
10.540,19
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros
11.879,21
60%
1.649,89
Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D
0,00
50%
0,00
Veiculação de publicidade
0,00
60%
0,00
Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos
0,00
60%
0,00
Compartilhamento de infraestrutura (Média 12 meses)
44.120,56
60%
6.127,86
Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores.
0,00
60%
0,00
Operacionalização de serviço de créditos tributários
0,00
60%
0,00
Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:
-
-
0,00
(1)  redes de distribuição p/ regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos empreendimentos de múltiplas UCs;
0,00
60%
0,00
(2)  redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão;
0,00
60%
0,00
(3)  subestações de energia;
0,00
60%
0,00
(4)  instalações elétricas internas de unidades consumidoras;
0,00
60%
0,00
(5)  banco de capacitores;
0,00
60%
0,00
(6)  padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão;
0,00
60%
0,00
(7)  sistemas de medição de energia elétrica;
0,00
60%
0,00
(8) geradores, incluindo-se microgeração e minigeração;
0,00
30%
0,00
(9)  sistemas de iluminação pública.
0,00
60%
0,00
Eficientização (no consumo e na instalação de cogeração qualificada), exceto projetos de P&D / Eficiência Energética previstos em lei
0,00
30%
0,00
Serviços de comunicação de dados
0,00
30%
0,00
Serviços de consultoria
0,00
60%
0,00
Total
131.889,13
 -
 5.000.000,00
 10.000.000,00
 15.000.000,00
 20.000.000,00
 25.000.000,00
 30.000.000,00
 35.000.000,00
 40.000.000,00
 45.000.000,00
Reajuste Anterior
Revisão atual
Parcela B
Energia
Transporte
Encargos
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(Fls. 10 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
do sistema de distribuição; (ii) da Neutralidade dos encargos setoriais na Parcela A; (iii) do Repasse das 
compensações por descontinuidade; e (iv) da Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias. 
 
Tabela 9 - Componentes Financeiros 
 
 
a) 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 as 
supridoras nos últimos 12 meses, com a incidência do Pis/Cofins. O valor apurado pela SGT, com base 
nas faturas encaminhadas pela permissionária e atualizado pelo IPCA, resultou em R$ 1.323.800,72.  
 
b) 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$ -448.097,48. 
 
c) 
Repasse das compensações por descontinuidade: Nesta revisão, também estão sendo 
consideradas 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 das supridoras totalizam -R$           4.404,18, revertidos em 
sua totalidade para a modicidade tarifária. 
 
d) 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 tarifário, atualizado por SELIC, 
totalizando -R$    1.956.368,48. 
 
 
III.6 FATOR X 
 
37. 
Na apuração do Fator X no processo de revisão tarifária da Cetril foi observada a metodologia descrita 
no Submódulo 8.1 do PRORET, obtendo-se parâmetros observados no cálculo. 
 
Componentes Financeiros
Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento
1.323.800,72
Neutralidade Encargos Setoriais
-448.097,48
Compensação DIC FIC
-4.404,18
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-1.956.368,48
Total Financeiros
-1.085.069,42
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 10 - Fator X 
 
 
III.7. RESULTADOS DA REVISÃO TARIFÁRIA 
 
38. 
Aplicando-se as metodologias definidas no Submódulo 8.1 do PRORET em relação à Cetril resultaram 
nos seguintes parâmetros que serão observados na definição das tarifas de referência no período 30 de outubro 
de 2016 a 29 de outubro de 2017. 
 
Tabela 11 - Resultados da Revisão Tarifária 
 
 
39. 
Comparativamente à proposta submetida à Audiência Pública, pode-se constatar, conforme tabela a 
seguir, uma queda de 4,76%, na variação econômica e financeira, que se deve, sobretudo, à redução do custo 
da energia comprada, que representou um impacto negativo de 5,17% do efeito médio calculado  
na AP. 
Fator X
1,15%
Componente Pd
1,15%
Componente T
0,00%
Processo tarifário
Variação
Participação no 
processo tarifário
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
-34,42%
-4,23%
7,27%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
44,50%
0,10%
0,30%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
-38,48%
-3,85%
5,55%
PROINFA
35,52%
0,41%
1,42%
P&D e Eficiência Energética
0,00%
-0,90%
0,00%
ENERGIA COMPRADA 
7,96%
2,34%
28,56%
Energia  
7,96%
2,34%
28,56%
TRANSPORTE DE ENERGIA
-3,62%
-0,12%
2,78%
Uso do sistema de distribuição
-3,62%
-0,12%
2,78%
Total de Parcela A
-4,48%
-2,01%
38,61%
Total de Parcela B
23,51%
12,96%
61,39%
Variação econômica
10,95%
COMPONENTES FINANCEIROS
Participação
Repasse de PIS COFINS suprimento
3,62%
Neutralidade Encargos Setoriais
-1,22%
Compensação DIC FIC
-0,01%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-5,35%
Total Financeiros  
-2,97%
Variação econômica e financeira
7,98%
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48581.003011/2016-00
Participação no Participação na
Processo tarifário Variação
processo tarifário Receita  
ENCARGOS SETORIAIS -34,42% -4,23% 7,27%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 44,50% 0,10% 0,30%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE -38,48% -3,85% 5,55%
PROINFA 35,52% 0,41% 1,42%
P&D e Eficiência Energética 0,00% -0,90% 0,00%  
ENERGIA COMPRADA 7,96% 2,34% 28,56%  
Energia 7,96% 2,34% 28,56%  
TRANSPORTE DE ENERGIA -3,62% -0,12% 2,78%  
Uso do sistema de distribuição -3,62% -0,12% 2,78%  
Total de Parcela A -4,48% -2,01% 38,61%  
Total de Parcela B 23,51% 12,96% 61,39%  
Variação econômica 10,95%  
COMPONENTES FINANCEIROS Participação  
Repasse de PIS COFINS suprimento 3,62%
Neutralidade Encargos Setoriais -1,22%
Compensação DIC FIC -0,01%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -5,35%  
Total Financeiros -2,97%  
Variação econômica e financeira 7,98%  

(Fls. 12 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 12 – Análise comparativa: Audiência Pública versus Proposta Final 
 
 
40. 
A tabela a seguir reproduz os efeitos médios s serem percebidos pelos consumidores. 
 
Tabela 12 - Efeito médio ao consumidor 
 
 
 
III.8. OBRIGAÇÕES INTRASSETORIAIS 
 
41. 
Segundo o sistema de acompanhamento da Superintendência de Administração e Finanças – SAF, 
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. 
 
IV. CONCLUSÃO 
 
42. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 08/2008, no que consta do Processo 
48500.002682/2016-56 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:  
 
a) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de 7,03% 
ser percebido pelos consumidores, sendo de -21,81%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 7,51%, em média, para os consumidores conectados na 
Baixa Tensão; 
 
b) pela fixação das Tarifas de Suprimento das distribuidoras CPFL Piratininga e Elektro para 
a Cetril;  
 
c) 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; 
 
 Processo Tarifário 
 AP 
 FINAL 
 Diferença 
Encargos Setoriais
-4,21%
-4,23%
-0,02%
Energia Comprada
6,03%
2,34%
-3,69%
Transporte de Energia
-0,01%
-0,12%
-0,10%
Parcela A
1,80%
-2,01%
-3,81%
Parcela B
13,81%
12,96%
-0,85%
Variação Econômica
15,61%
10,95%
-4,66%
Componentes Financeiros
-2,87%
-2,97%
-0,10%
Variação Econômica e Financeira
12,74%
7,98%
-4,76%
Retirada dos Componentes Financeiros
-0,55%
-0,95%
-0,40%
 Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 
12,19%
7,03%
-5,17%
Grupo de consumo
Variação Tarifária
AT - Alta Tensão     (≥ 2,3 kV)
-21,81%
BT - Baixa  Tensão (< 2,3 kV)
7,51%
Efeito médio geral
7,03%
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: B6014AE4003A31DC CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO, FERNANDO DA COSTA BACCIN
48581.003011/2016-00
Processo Tarifário AP FINAL Diferença  
Encargos Setoriais -4,21% -4,23% -0,02%  
Energia Comprada 6,03% 2,34% -3,69%  
  -0,01% -0,12% -0,10%
  1,80% -2,01% -3,81%
  13,81% 12,96% -0,85%
Variação Econômica 15,61% 10,95% -4,66%  
Componentes Financeiros -2,87% -2,97% -0,10%  
Variação Econômica e Financeira 12,74% 7,98% -4,76%  
Retirada dos Componentes Financeiros -0,55% -0,95% -0,40%  
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 12,19% 7,03% -5,17%  
Grupo de consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (≥ 2,3 kV) -21,81%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) 7,51%
Efeito médio geral 7,03%

(Fls. 13 da Nota Técnica nº 353/2016-SGT/ANEEL, de 19/10/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
d) pela homologação do valor mensal de recursos da CDE a ser repassado pela Eletrobrás à 
Cetril, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
e) pela fixação dos componentes Pd e T do Fator X em, respectivamente: 1,15% e 0%; e 
 
f) pela fixação do referencial regulatório de perdas de energia em 11,28%, para os reajustes 
tarifários de 2017, 2018 e 2019. 
 
 
V. RECOMENDAÇÃO 
 
43. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação da Revisão Tarifária 
Periódica em questão, conforme detalhado na conclusão acima a partir de 30 de outubro de 2016. 
 
 
 
FERNANDO DA COSTA BACCIN
Especialista em Regulação  
JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO
Especialista em Regulação  
 
De acordo, 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: B6014AE4003A31DC CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO, FERNANDO DA COSTA BACCIN
48581.003011/2016-00