* 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 
 
48581.002163/2016-00 
Nota Técnica nº 234/2016-SGT/ANEEL  
 
Em 21 de julho de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.000337/2016-88 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à Cooperativa de Distribuição de 
Energia Teutônia - Certel 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 de Distribuição de Energia Teutônia – Certel, calculado em conformidade com as 
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas no Contrato de Permissão 
de Distribuição nº 33/2010. 
 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
A Certel, sediada na cidade de Teutônia - RS, atende atualmente cerca de 60 mil 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de 
aproximadamente 126 milhões de reais. 
 
3. 
Em 31 de maio de 2010, foi firmado o Contrato de Permissão nº 33/2010 entre a União e a 
Certel 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 Certel foram, em média, 
reajustadas em 39,55%, sendo 37,83% relativos ao cálculo econômico e 1,72% aos componentes 
financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória no 1.903 de 23 de junho de 2015. 
 
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 
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Fls. 2 Nota Técnica nº 234/2016-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 nº48500.000337/2016-88 
propôs também uma nova data para o reajuste, 30 de julho de 2016. A Certel assinou este Termo Aditivo 
em 14 de junho de 2016. 
 
6. 
A Resolução homologatória 2.087, de 21 de junho de 2016, prorrogou as tarifas de 
aplicação da Certel até o atual processo tarifário. 
 
7. 
Por meio da carta ENER/012/2016, de 22 de junho de 2016, a Certel solicitou o valor de 
Parcela B total de R$ 59.662.349,62 a ser considerado nesse processo tarifário. Contudo, por intermédio 
da Carta nº ENER/017/2016, de 13 de julho de 2016, a Certel solicitou que o valor fosse retificado para R$ 
60.236.171,57  
 
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 2016 
 
12. 
A receita requerida para o processo da Certel, calculado pela Superintendência de Gestão 
Tarifária – SGT, para aplicação a partir de 30 de julho de 2016, resultou em R$ 129.684.497,91, 
decorrentes de uma variação frente ao processo anterior de -3,07%, sendo 2,60% relativo a parte 
econômica e -5,67% referente aos componentes financeiros pertinentes. 
  
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Processo nº48500.000337/2016-88 
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 2016 e as tarifas homologadas no processo 
tarifário anterior, correspondendo a receita anual de R$ 126.403.411,08. 
 
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 
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
129.684.497,91
        
Receita Atualizada Processo Anteriror
126.403.411,08
        
Variação econômica
2,60%
Componentes Financeiros
-5,67%
Variação econômica e financeira
-3,07%
Descrição
Energia (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
368.655,08
                  
125.774.040,72
            
    A4 (2,3 kV a 25 kV)
136.898,22
                  
43.401.847,34
              
    BT (menor que 2,3 kV)
231.756,86
                  
82.372.193,38
              
Total
368.655,08
                  
126.403.411,08
            
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Descrição Valores (R$)  
Receita Requerida 129.684.497,91
Receita Atualizada Processo Anteriror 126.403.411,08
Variação econômica 2,60%
Componentes Financeiros -5,67%  
Variação econômica e financeira -3,07%  
  
Descrição Energia (MWh) Receita (R$)  
Fornecimento 368.655,08 1 25.774.040,72
A4 (2,3 kV a 25 kV) 136.898,22 4 3.401.847,34
BT (menor que 2,3 kV) 231.756,86 8 2.372.193,38  
Total 368.655,08 1 26.403.411,08  
  

Fls. 4 Nota Técnica nº 234/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016. 
 
 
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Processo nº48500.000337/2016-88 
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 
na produção de energia elétrica (energia eólica, biomassa e pequena central 
hidrelétrica); e 
 
Reajuste Tarifário
DRA (R$)
Partic. na Receita dos 
Processo Anteriror
Encargos Setoriais
23.259.214,28
            
18,40%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
211.855,59
                 
0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
19.644.702,26
            
15,54%
PROINFA
2.327.336,88
              
1,84%
P&D e Eficiência Energética
1.075.319,54
              
0,85%
Energia Comprada
41.319.985,30
            
32,69%
Energia  
41.319.985,30
            
32,69%
Transporte de Energia
15.200.976,65
            
12,03%
Uso do sistema de distribuição
15.200.976,65
            
12,03%
Total Parcela A
79.780.176,23
            
63,12%
Total Parcela B
46.623.234,85
            
36,88%
RA0 
126.403.411,08
          
100,00%
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Partic. na Receita dos
Reajuste Tarifário DRA (R$)
Processo Anteriror  
Encargos Setoriais 2 3.259.214,28 18,40%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 2 11.855,59 0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 1 9.644.702,26 15,54%
PROINFA 2 .327.336,88 1,84%
P&D e Eficiência Energética 1 .075.319,54 0,85%  
Energia Comprada 4 1.319.985,30 32,69%  
Energia 4 1.319.985,30 32,69%  
Transporte de Energia 1 5.200.976,65 12,03%  
Uso do sistema de distribuição 1 5.200.976,65 12,03%  
Total Parcela A 7 9.780.176,23 63,12%  
Total Parcela B 4 6.623.234,85 36,88%  
RA0 1 26.403.411,08 100,00%  
  

Fls. 5 Nota Técnica nº 234/2016-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 nº48500.000337/2016-88 
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 Certel. 
 
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 
9,61%. 
 
24. 
O requisito de energia elétrica apurado para o reajuste em processamento foi de 407.849 
MWh, formado por 368.655 MWh, para atendimento ao mercado de fornecimento e suprimento (mercado 
de venda), e 39.194 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
273.569,50
                
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
11.966.543,83
           
PROINFA
3.111.956,24
             
Total
15.352.069,57
           
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 569C971900386257 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 2 73.569,50
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 1 1.966.543,83
PROINFA 3 .111.956,24  
Total 1 5.352.069,57  
  

Fls. 6 Nota Técnica nº 234/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016. 
 
 
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Processo nº48500.000337/2016-88 
Quadro 5. Energia Requerida 
 
 
b. Valoração dos custos de aquisição de energia 
 
25. 
A Certel é suprida atualmente pelas distribuidoras AES SUL e 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 das 
supridoras, 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 6.996 MW/h, conforme REH nº 2.003/2015. 
 
28. 
Em janeiro de 2016 entrou operação as unidades geradoras CGH Boa Vista e PCH Salto 
Forqueia, ambas Geração Próprias da permissionária. Em entre janeiro e junho elas geraram o montante 
de 1.753 MWh. Para fins de valoração de energia será considerado custo zero, entende-se que os custos 
de operação e manutenção da usina já estão considerados na Parcela B solicitada pela Permissionária. 
 
29. 
No quadro a seguir estão relacionados os custos de compra de energia elétrica da Certel, 
com os montantes de suprimento, de Geração Própria e de PROINFA. 
 
Quadro 7. Custo de Energia em DRP 
 
 
30. 
Para o cálculo da compra de energia, foram computadas as sobras ou déficits de energia, 
calculadas a partir da diferença entre os totais de energia contratada e energia requerida, ambas relativas 
ao período de referência. 
Descrição
Energia (MWh)
Mercado Total 
               368.655 
Fornecimento 
               368.655 
Perdas Totais 
                 39.194 
Perdas na Distribuição 
                 39.194 
Energia Requerida 
407.849,41
         
Supridora
Tensão
Tarifa (R$/MWh)
AES SUL
A3
101,91
RGE
A4
97,88
Descrição
Energia (MWh)
Tarifa (R$/MWh)
Despesa (R$)
Suprimento
391.929
101,83
                      
39.910.369,81
    
Geração Própria
1.753
-
                            
-
                      
PROINFA
6.996
-
                            
-
                      
Sobras (-) / Exposição (+)
7.171
101,38
                      
726.938,47
         
Total
407.849
99,64
                        
40.637.308,27
    
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 569C971900386257 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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Descrição Energia (MWh)  
Mercado Total 368.655  
Fornecimento 368.655  
Perdas Totais 39.194  
Perdas na Distribuição 39.194  
Energia Requerida 407.849,41  
  
Supridora Tensão Tarifa (R$/MWh)  
AES SUL A3 101,91
RGE A4 97,88  
Descrição Energia (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)  
Suprimento 391.929 1 01,83 39.910.369,81
Geração Própria 1.753 - -
PROINFA 6.996 - -  
Sobras (-) / Exposição (+) 7.171 1 01,38 7 26.938,47  
Total 407.849 9 9,64 4 0.637.308,27  
  

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Processo nº48500.000337/2016-88 
 
31. 
O custo de compra de energia, considerando os preços de repasse aplicados à energia 
requerida, resultou no valor de R$ 40.637.308,27.  
 
5. Transporte de Energia 
 
 Custo das Instalações de Distribuição – CUSD  
 
32. 
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.  
 
33. 
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 das 
supridoras, o índice de desconto no valor de 0,00%.  
 
34. 
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$ 13.458.948,50. 
 
Quadro 8. CUSD 
 
 
 
6. Pleito de Parcela B 
 
35. 
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. 
 
36. 
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 Certel é de R$ 60.236.727,69. 
 
37. 
Por intermédio da Carta ENER/017/2016, de 13 de julho de 2016, a Certel solicitou um 
valor de R$ 60.236.171,57 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. 
 
Supridora
Tensão
Componente 
TUSD
Tipo de 
Montante
Montante
Tarifa 
com desc
Despesa (R$)
AES SUL
A3
Fora de Ponta
DemandaKW
782.976
          
6,47
5.065.854,72
    
AES SUL
A3
Ponta
DemandaKW
680.640
          
7,31
4.975.478,40
    
AES SUL
A3
Fora de Ponta
EnergiaTUSD
349.080
          
7,46
2.604.136,80
    
AES SUL
A3
Ponta
EnergiaTUSD
43.524
            
7,46
324.689,94
       
RGE
A4
Fora de Ponta
DemandaKW
26.564
            
4,60
122.194,40
       
RGE
A4
Ponta
DemandaKW
16.158
            
18,54
299.569,32
       
RGE
A4
Não se aplica
EnergiaTUSD
7.565
              
8,86
67.024,93
         
Custo de Transporte
1.906.507
       
13.458.948,50
  
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Componente Tipo de Tarifa
Supridora Tensão Montante Despesa (R$)
TUSD Montante com desc  
  
  
  
  
  
  
  
Custo de Transporte 1 .906.507 1 3.458.948,50  
  

Fls. 8 Nota Técnica nº 234/2016-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 nº48500.000337/2016-88 
 
Gráfico 1. Composição da Parcela B 
 
 
7. Componentes Financeiros 
 
38. 
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 as supridoras 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$ 3.605.234,86.  
 
(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$ (630.003,54). 
 
(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 das supridoras totalizam R$ -51.713,82, revertidos em sua totalidade 
para a modicidade tarifária. 
 
 
Operação/Manutenção
63%
Investimentos/Reservas
/Outras receitas
37%
Parcela B
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Fls. 9 Nota Técnica nº 234/2016-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 nº48500.000337/2016-88 
(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$ 10.153.358,74. 
 
39. 
O quadro a seguir demonstra os componentes financeiros considerados no Reajuste 
Tarifário de 2016 da Permissionária. 
 
Quadro 9. Componentes Financeiros da Permissionária 
 
 
8. Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
 
40. 
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. 
 
41. 
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. 
 
42. 
O valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Certel 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 
2016, bem como a previsão para o período de julho de 2016 a junho de 2017, é de R$ 614.403,83, 
conforme apresentado na tabela abaixo: 
 
Componentes Financeiros
Valores (R$)
Repasse de PIS COFINS suprimento
                     3.605.234,86 
Neutralidade Encargos Setoriais
                      (630.003,54)
Compensação DIC FIC
                        (51.713,82)
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
                 (10.153.358,74)
Total Financeiros
(7.229.841,2276)
               
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Componentes Financeiros Valores (R$)  
Repasse de PIS COFINS suprimento 3.605.234,86
Neutralidade Encargos Setoriais (630.003,54)
Compensação DIC FIC (51.713,82)
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (10.153.358,74)  
Total Financeiros ( 7.229.841,2276)  
  

Fls. 10 Nota Técnica nº 234/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016. 
 
 
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Processo nº48500.000337/2016-88 
Quadro 10. Valores dos subsídios que serão repassados pela CDE 
 
 
B. Resultados 
 
43. 
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 Reajuste 
 
 
44. 
Os custos da Parcela A representam 53,55% da receita econômica da Permissionária. O 
aumento desses custos responde por -8,17%, do total de 2,60%, da variação econômico da Certel com 
destaque para:  
 
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
-
                       
-
                          
-
                       
-
                            
-
                       
-
                       
-
                       
-
                                        
Subsidio Geração Fonte Incentivada
517.396,17
          
554.555,26
             
510.887,58
          
547.868,95
               
6.686,31
-              
490.530,17
          
483.843,86
          
40.320,32
                             
Subsidio Distribuição
-
                       
-
                          
-
                       
-
                            
-
                       
-
                       
-
                       
-
                                        
Subsidio Água, Esgoto e Saneamento
333.043,88
          
356.962,89
             
347.435,08
          
371.859,44
               
14.896,55
            
308.644,51
          
323.541,06
          
26.961,75
                             
Subsidio Rural
9.593.349,23
       
10.282.337,86
        
8.577.693,87
       
9.173.337,72
            
1.109.000,14
-       
7.672.749,57
       
6.563.749,44
       
546.979,12
                           
Subsidio - Irrigante/Aquicultor
455,01
                 
487,69
                    
1.089,97
              
1.163,53
                   
675,83
                 
1.035,73
              
1.711,57
              
142,63
                                  
TOTAL
10.444.244,2971
 
11.194.343,7001
    
9.437.106,5033
   
10.094.229,6356
      
(1.100.114,0645)
  
8.472.959,9854
   
7.372.845,9210
   
614.403,8267
                       
REAJUSTE TARIFÀRIO
Variação
Participação no 
Reajuste
Participação na 
Receita 
ENCARGOS SETORIAIS
-34,00%
-6,25%
11,84%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
29,13%
0,05%
0,21%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
-39,09%
-6,07%
9,23%
PROINFA
33,71%
0,62%
2,40%
P&D e Eficiência Energética
0,00%
-0,85%
0,00%
ENERGIA COMPRADA 
-1,65%
-0,54%
31,34%
Energia  
-1,65%
-0,54%
31,34%
TRANSPORTE DE ENERGIA
-11,46%
-1,38%
10,38%
Uso do sistema de distribuição
-11,46%
-1,38%
10,38%
Total de Parcela A
-12,95%
-8,17%
53,55%
Total de Parcela B
29,20%
10,77%
46,45%
Variação econômica
2,60%
COMPONENTES FINANCEIROS
Repasse de PIS COFINS suprimento
2,83%
Neutralidade Encargos Setoriais
-0,49%
Compensação DIC FIC
-0,04%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias
-7,96%
Total Financeiros  
-5,67%
Variação econômica e financeira
-3,07%
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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 10.444.244,2971 11.194.343,7001 9.437.106,5033 10.094.229,6356 (1.100.114,0645) 8.472.959,9854 7.372.845,9210 614.403,8267

Participação no Participação na
REAJUSTE TARIFÀRIO Variação
Reajuste Receita    
ENCARGOS SETORIAIS -34,00% -6,25% 11,84%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 29,13% 0,05% 0,21%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE -39,09% -6,07% 9,23%
PROINFA 33,71% 0,62% 2,40%
P&D e Eficiência Energética 0,00% -0,85% 0,00%    
ENERGIA COMPRADA -1,65% -0,54% 31,34%    
Energia -1,65% -0,54% 31,34%    
TRANSPORTE DE ENERGIA -11,46% -1,38% 10,38%    
Uso do sistema de distribuição -11,46% -1,38% 10,38%    
Total de Parcela A -12,95% -8,17% 53,55%    
Total de Parcela B 29,20% 10,77% 46,45%    
Variação econômica 2,60%    
COMPONENTES FINANCEIROS    
Repasse de PIS COFINS suprimento 2,83%
Neutralidade Encargos Setoriais -0,49%
Compensação DIC FIC -0,04%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias -7,96%    
Total Financeiros -5,67%    
Variação econômica e financeira -3,07%    
    

Fls. 11 Nota Técnica nº 234/2016-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 nº48500.000337/2016-88 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais variou em -34,00% em 
comparação aos valores referentes ao último processo tarifário, correspondendo ao 
efeito de -6,25% no IRT. Destaca-se a variação de -39,09% da CDE, correspondendo a 
uma diminuição média de -6,07%, devido a redução do valor unitário do encargo; e a 
TFSEE, com um aumento de 29,13%. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de -11,46% em relação ao processo anterior, 
correspondendo a uma variação tarifária de -1,38%. A Alteração se deve a uma 
redução dos custos da supridora, devido à redução das tarifas de suprimento da AES 
SUL e RGE 
  
iii) Compra de Energia. Variação de -1,65% em relação ao processo anterior, 
contribuindo no Reajuste Tarifário com -0,54%, devido à redução das tarifas de 
suprimento da AES SUL e RGE, impactada pela alteração do custo do mix de energia.  
 
45. 
Quanto à Parcela B, requerida pela permissionária, representa 10,77% na composição 
variação econômica econômico. 
 
46. 
Além da variação econômica de 2,60%, os componentes financeiros representam -5,67%, 
totalizando, para a variação econômica e financeira de -3,07%.  
 
47. 
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 
 
 
 
CUSTO DA 
DISTRIBUIÇÃO
46,4%
CUSTO DA 
ENERGIA
31,3%
CUSTO DA 
TRANSMISSÃO
10,4%
PROINFA
2,4%
CDE
9,2%
TFSEE
0,2%
P&D
0,0%
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 569C971900386257 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, JOSE ROBERTO XAVIER MANCO, CECILIA MAGALHAES FRANCISCO

Fls. 12 Nota Técnica nº 234/2016-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 nº48500.000337/2016-88 
48. 
O Gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,81% para o ICMS e de 2,39% para 
o Pis e Cofins (total de 23,20% por dentro), o que equivale a uma majoração de 30,21%, por fora, sobre o 
valor da conta de energia elétrica, sem os referidos tributos na sua base de cálculo.  
 
Gráfico 3. Composição da Receita – Com tributos 
 
 
C. Efeito Médio 
 
49. 
O reajuste tarifário conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -
4,32%. 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 
 
 
50. 
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. 
 
51. 
O Gráfico 4 abaixo apresenta a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e 
B na composição Efeito Consumidor. 
 
 
 
 
ENCARGOS 
SETORIAIS
9,1%
CUSTO DA 
ENERGIA
24,1%
CUSTO DA 
TRANSMISSÃO
8,0%
CUSTO DA 
DISTRIBUIÇÃO
35,7%
ICMS
20,8%
PIS/COFINS
2,4%
Grupo de consumo
Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (> 2,3 kV)
-4,94%
BT - Baixa  Tensão (< 2,3 kV)
-3,96%
Efeito médio geral
-4,32%
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Grupo de consumo Variação Tarifária  
AT - Alta Tensão (> 2,3 kV) -4,94%
BT - Baixa Tensão (< 2,3 kV) -3,96%  
Efeito médio geral -4,32%  
  

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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 nº48500.000337/2016-88 
Gráfico 4. Participação percentual no Efeito Consumidor 
 
 
52. 
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 
 
 
-6,26%
-1,38%
-0,54%
10,77%
-5,67%
-1,25%
-4,32%
Encargos
Setoriais
Transporte
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da Retirada
dos Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor
369,38 
369,38 
287,44 
297,12 
269,27 
373,23 
358,46
331,35 
253,07 
253,07 
262,24 
337,93 
480,35 
478,82
 150
 200
 250
 300
 350
 400
 450
 500
 550
jan-13 (RTE supridora)RTE-13
jun-13
jun-14
jun-15
jul-16
R$ / MWh
Certel
AES SUL
IGP_M
IPCA
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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 nº48500.000337/2016-88 
 
53. 
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. Situação de Adimplência ou Inadimplência 
 
54. 
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 
 
55. 
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 
 
56. 
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. 
 
57. 
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. 
 
58. 
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 
 
59. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Permissão nº 33/2010, no que consta do 
Processo 48500.000337/2016-88 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos:  
 
i) pela aprovação da nova receita requerida, que corresponde a um efeito médio de -
4,32% ser percebido pelos consumidores; 
 
ii) pela fixação das Tarifas de Suprimento da supridora AES SUL e RGE para a Certel;  
 
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 nº48500.000337/2016-88 
 
iv) pela homologação do valor mensal de recursos da CDE a ser repassado pela 
Eletrobrás à Certel , de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;  
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
60. 
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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