Tabela 1. Unidades Consumidoras e consumo mensal. Nº de Unidades Consumidoras 1

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1 Nota Técnica n 236/2017-SGT/ANEEL Em 10 de agosto de Processo: / Assunto: Homologação das Tarifas de Energia TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição TUSD referentes à CELESC-DIS - Celesc Distribuição S.A. e demais providências pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de I. DO OBJETIVO 1. Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2017 da CELESC-DIS - Celesc Distribuição S.A., vigente a partir de 22 de agosto de 2017, calculado em conformidade com as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sexta do Contrato de Concessão de Distribuição 056/1999 e os seus termos aditivos. II. DOS FATOS 2. A CELESC, sediada na cidade de Belo Horizonte/MG, atende aproximadamente 3 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de R$ 7 bilhões. Classe de Consumo Tabela 1. Unidades Consumidoras e consumo mensal 1 - Fonte: SAMP - competência junho/2017 Nº de Unidades Consumidoras 1 Consumo de Energia (MWh) Participação no Consumo (%) Residencial ,3% Industrial ,7% Comercial ,2% Rural ,5% Iluminação Pública ,7% Poder Público ,8% Serviço Público ,5% Demais classes ,4% Total % 3. Em 14/7/2017, a SGT solicitou 1 as informações em relação ao processo de reajuste tarifário da distribuidora à SRM. 1 Memorando nº 203/2017-SGT/ANEEL.

2 Fls. 2 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Em 9/6/2017, a SGT solicitou 2 as informações em relação ao processo de reajuste tarifário da distribuidora à SFF. 5. Em 29/6/2017, a SGT realizou reunião com os representantes da CELESC, prestando os esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos a serem observados para entrega de informações e documentos. 6. O Memorando nº 179/2017-SRM/ANEEL 3, de 1/8/2017, informou os contratos de bilaterais de compra e venda de energia registrado pela CELESC. 7. A SGT recebeu o Memorando n 439/2017-SFF/ANEEL 4, de 28/07/2017, com os valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária referente ao processo tarifário de 2016, além do Memorando nº 432/2017-SFF/ANEEL 5, de 24/07/2017, com os valores fiscalizados e validados das garantias financeiras relativas à contratação regulada de energia (CCEAR), das receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos e das Outras Receitas. 8. Em 9/8/2017, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a CELESC encontra-se adimplente com suas obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei n 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n , de 15/03/2004. II.1. Precedentes II.1.1. Aspectos Contratuais 9. Em 22/07/1999 foi firmado o Contrato de Concessão nº 056/1999 entre a União, por intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, e a CELESC-DIS - Celesc Distribuição S.A.. Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, estabelece na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica. 10. Em 11/7/2005 foi assinado o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o qual dá nova redação à sua Cláusula Sétima Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para atender às condições de eficácia constante do 2º dos arts. 36 e 43 do Decreto nº 5.163, de 30/ Em 16/3/2010, foi assinado o Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando nova redação à Cláusula Sétima Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado pela metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da Parcela A, relativos aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo. 12. Em 10/12/2014 foi assinado o Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, visando incluir dispositivo que garanta que valores registrados na Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da "Parcela A" - CVA e outros itens financeiros sejam incorporados no cálculo da indenização, 2 Memorando nº 143/2017-SGT/ANEEL. 3 Documento SIC nº / Documento SIC nº / Documento SIC nº /

3 Fls. 3 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de quando da extinção da concessão, correspondente às parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados. 13. Por fim, em 9/12/2015 foi assinado o Quinto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, formalizando a prorrogação do Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica nº 56/1999 até 31 de dezembro de 2045, com fulcro na Lei nº , de 11 de janeiro de 2013, no Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012 e no Decreto nº 8.461, de 2 de junho de 2015, o qual contemplou as condições de eficiência quanto à qualidade do serviço e à gestão econômico-financeira, de racionalidade operacional e econômica e de modicidade tarifária previstas no Decreto nº 8.461/2015 e deu nova redação às cláusulas econômicas do contrato. II.1.2. Aspectos Metodológicos 14. Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a manutenção do seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato. 15. Segundo descrito na Subcláusula Terceira da Cláusula Sexta do Quinto Aditivo ao Contrato de Concessão, a Receita Requerida da concessionária (RR) é composta da Parcela A (VPA) e da Parcela B (VPB), não incluindo os tributos incidentes sobre as tarifas PIS/PASEP (Programa de Integração Social Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público), COFINS (Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Operações relativas à Circulação de Mercadorias). 16. A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes itens: (i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada; (iii) Custos de Conexão e de Uso das Instalações de Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica ; e (iv) Receitas Irrecuperáveis; 17. A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de capital eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia elétrica. 18. Dessa forma, em cumprimento ao contrato de concessão, a Receita Requerida calculada pela ANEEL nos reajustes tarifários anuais obedece à seguinte equação: onde: RR = VPA + VPB RR: Receita Requerida; VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento e o Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL e legislação setorial; VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B, vigente na Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre o Índice de Variação da Inflação (IVI) e o Fator X;

4 Fls. 4 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de IVI: número índice obtido pela divisão dos índices do IPCA, do IBGE, ou do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o índice considerado no último reposicionamento tarifário; Fator X: Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de cálculo do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados no setor de distribuição energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos, que poderão contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética, conforme regulação da ANEEL. Data de Referência Anterior: Data do último reposicionamento tarifário; Mercado de Referência: composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados no Período de Referência; e Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária periódica em processamento, quando for o caso. 19. A Subcláusula Décima Nona da Cláusula Sexta estabelece que nos reajustes tarifários e revisões tarifárias ordinárias a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser considerada nos ajustes da receita da DISTRIBUIDORA, consideradas as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados no reposicionamento tarifário anterior, devidamente remuneradas com base no mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A CVA. II.1.3. Revisão Tarifária de Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.120, de 22/08/2016, a revisão tarifária da CEMIG-D representou, em média, uma variação das tarifas homologadas de 2015 de -5,01%. 21. A distribuidora, por meio da Carta S/N 6, protocolada no dia 25 de agosto de 2016, apresentou Pedido de Reconsideração solicitando inclusão de um componente financeiro referente à revisão dos valores faturados à título de RTE nos meses de março a agosto de Em 04/05/2017, por meio da Nota Técnica nº 115/2017-SGT/ANEEL, a Superintendência de Gestão Tarifária apresentou suas considerações sobre a Carta CELESC, S/N, concluindo sobre o indeferimento do pleito. 23. Em 07/12/2016, a CELESC, por meio da Carta S/N 7, datada de 30/11/2016, protocolou pedido de reconsideração para cálculo de perdas técnicas e não técnicas em decorrência de possíveis inconsistências encontradas em seus dados informados à ANEEL pelo período de 2013 a Em 13/01/2017, por meio do Memorando nº 14/2017-SRD/ANEEL, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição apresentou suas considerações sobre a Carta CELESC, S/N, concluindo sobre a intempestividade do pleito. 25. Por meio do Despacho nº 1.754/2017, de 20/06/2017, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu por conhecer e indeferir o pedido de reconsideração da CELESC referente aos valores faturados 6 Documento SIC nº / Documento SIC nº /

5 Fls. 5 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de relativos a RTE e não conhecer o pedido de alteração dos valores de perdas técnicas efetuados intempestivamente pela concessionária. 26. Ressalta-se que por meio do mesmo despacho a diretoria decidiu, por ofício, retificar os valores das perdas técnicas estabelecidos na REH 2.120/2016, de 5,97% para 6,029%, para o período de 2016, 2017, 2018, 2019 e Esta alteração ensejou na consequente consideração de componente financeiro neste reajuste tarifário, no valor de R$ ,74, sendo R$ ,90 decorrentes de variações na Parcela A e R$ ,84 de variações na Parcela B, à preços de agosto de 2016, conforme procedimento estabelecido no Submódulo 3.1 do PRORET III. DA ANÁLISE III.1. Período de Referência 27. O período de referência para o reajuste anual da CELESC é de agosto/2016 a julho/2017. III.2. Receita Anual 28. No cálculo da Receita Anual inicial (RA 0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, representando um faturamento anual de R$ ,45, conforme demonstrado na Tabela 2. Tabela 2. Mercado no Período de Referência Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$) Fornecimento ,01 A2 (88 a 138 kv) ,10 A3 (69 kv) ,30 A3a (30 kv a 44 kv) ,72 A4 (2,3 kv a 25 kv) ,12 BT (menor que 2,3 kv) ,77 Suprimento ,29 Livres A ,59 Demais Livres ,72 Distribuição ,82 Geração ,02 Total ,45 III.3. Encargos Setoriais 29. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem finalidades específicas 8 e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos tarifários são: 8 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL

6 Fls. 6 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de i) Conta de Desenvolvimento Energético CDE. Criada pela Lei nº , de 26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº , de 11/1/2013, e nº , de 9/7/2013 regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade: o desenvolvimento energético dos Estados; 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 tarifários aplicados nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo Decreto nº , de 23/1/2013), e prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das concessionárias de distribuição; ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica TFSEE. Instituída pela Lei nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n /2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET; iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica PROINFA. Instituído pela Lei nº , de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº /2004, tem como objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos CFURH. Instituído pela Lei nº , de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; v) Encargo de Serviços do Sistema ESS e Encargo de Energia de Reserva EER. Previstos no Decreto nº , de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores

7 Fls. 7 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa a previsão dos custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). Instituída pela Lei nº , de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema ONS. Instituído pela Lei n 9.648/1998, alterado pela Lei n /2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a transmissão de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN. A partir do primeiro processo tarifário subsequente à assinatura do termo aditivo, esse encargo passou a integrar a Parcela B na composição da Receita Requerida. 30. Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados na tabela abaixo: Tabela 3. Encargos Setoriais Encargos Setoriais DRP (R$) Dispositivo Legal Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. TFSEE ,98 - Conta de Desenvolvimento Energético CDE ,92 - Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER ,58 Previsão SGT -JAN/2017 PROINFA ,50 REH 2191/2016 P&D e Eficiência Energética ,57 Res. Normativa nº 316/2008 Total de Encargos Tarifários , O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual (CDE Uso), homologada pela REH 2.202, de 07/02/2017, alterada pela REH 2.204, de 07/03/2017, os seguintes itens: i) quota anual da CDE ENERGIA (Art. 4º-A do Dec /2013), homologada pela REH 2.202, de 07/02/2017. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos pelas distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec /2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de aquisição de energia elétrica, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com atualização dos valores pela variação do IPCA, mediante encargo a ser incluído nas tarifas de energia elétrica, definido na proporção dos recursos recebidos pela distribuidora. ii) quota anual da CDE ENERGIA (CONTA ACR) (Art. 4º-C do Dec /2013) homologada pela REH nº 2.231/2017, destinada à amortização das operações de crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE para lastro da Conta no Ambiente de Contratação Regulada CONTA-ACR, nos termos do Decreto nº 8.221/2014 e da Resolução Normativa nº 612/2014. A CONTA-ACR teve como objetivo cobrir as

8 Fls. 8 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de despesas incorridas pelas concessionárias de distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado CCEAR na modalidade por disponibilidade. O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras tem como contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos respectivos processos tarifários ordinário de Frisa-se que a definição desse encargo tarifário para cada distribuidora não está vinculada aos recursos recebidos da Conta-ACR, mas ao tamanho de seus mercados cativos no período de fevereiro a dezembro de Dessa forma, os custos da Conta-ACR foram distribuídos equitativamente a todos os consumidores cativos do sistema interligado nacional. III.4. Transmissão 32. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT Compartilhada e de uso exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição. 33. O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 666/2015 e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes. 34. Os encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de Uso do Sistema de Transmissão) foram obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas da Resolução Homologatória nº 2.259, de 27 de junho de Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos da REH 2.258, de 27 de junho de 2017, além de considerar as informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão. 36. O custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com base nos valores de demanda de potência, observando a Contratação Eficiente (montante faturado contido no intervalo de 100% até 110% do MUSD contratado), multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. Esse custo se aplica ao caso da CELESC, uma vez que ela acessa as redes de distribuição da COPEL. 37. Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas, quando houver, as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT). 38. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo:

9 Fls. 9 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Tabela 4. Custo total de transmissão de energia elétrica Componente DRP (R$) Rede Básica ,78 Rede Básica Fronteira ,10 Rede Básica ONS (A2) ,25 Rede Básica Export. (A2) - MUST Itaipu ,59 Transporte de Itaipu ,16 Conexão ,97 Uso do sistema de distribuição ,12 Total dos Custos de Transporte , Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP. 40. A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no 12 do artigo 7º e 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e 6º do artigo 4º-A da Resolução Normativa nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de uso exclusivo, apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação comercial dessas instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores finais da concessionária ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de serviço, sem efeitos retroativos. 41. Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados com RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-se adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o período compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de aniversário da concessionária de distribuição. III.5 Compra de Energia 42. A Lei n , de 15/03/2004, alterou as regras de compra e venda de energia elétrica especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica. Foram estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com mercado próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar. 43. Também a Lei n /2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema Interligado Nacional SIN, o Ambiente de Contratação Regulada ACR e o Ambiente de Contratação Livre ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada. 44. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir: Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da publicação da Lei nº /2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema

10 Fls. 10 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio de licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º , de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre concessionária com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor. Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n , de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004; Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n 5.163, de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas. Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a metodologia para o cálculo das cotas parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, de 16/9/2008; Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art. 11 Lei nº , de 9/12/2009; Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de Energia Elétrica PROINFA; Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos da Lei n , de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, realizado em 25/11/2015; Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, com redação dada pela Lei , de 2004; Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional SIN, que adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração, com eficiência

11 Fls. 11 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível). III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 45. Com a finalidade de calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar, a ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição técnicas e não técnicas e na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é definido como Energia Requerida. 46. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 47. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução Homologatória nº 2.120/2016 (última revisão tarifária da CELESC) estabeleceu o percentual regulatório de perdas técnicas de 6,03% (sobre energia injetada da concessionária) e para as perdas não-técnicas (sobre o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 3,73% a ser aplicado no atual reajuste. 49. A cada processo tarifário são apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado, com base nas medições dos últimos 12 meses, que serão somadas às perdas na Rede Básica (rateadas em regime de condomínio) entre todas as distribuidoras. Neste processo tarifário utilizou-se como valor regulatório, conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, a média de julho/2016 a junho/2017. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário da CELESC. Tabela 5. Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas Perdas DRP Não Técnica (s/ Baixa Tensão) 3,73% Técnica (s/ merc. injetado) 6,03% Rede Básica (s/ merc. Injetado) 2,04% Mercado Baixa Tensão (MWh) De acordo com o 2 do art. 8 da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida instalação.

12 Fls. 12 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Para obtenção da energia requerida, é necessário somar as perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária, ao mercado de venda da concessionária. 51. A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da CELESC para atendimento ao seu mercado de referência apurado. Tabela 6. Energia Requerida (MWh) DRA e DRP Descrição DRP (MWh) Mercado Total Fornecimento Suprimento MWh Consumidores Livres Consumidores Rede B MWh Perdas Totais Perdas Rede B Perdas na Distribuição Perda Não Técnica Perda Técnica Energia Requerida III.5.2. Valoração da Compra de energia 52. O artigo 36 do Decreto n 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 53. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº /2004 e o Decreto nº 5.163/ Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 13 considerando o período de referência em questão. 55. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada disponível corresponde ao somatório de CCEAR s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos Renovados, e Contratos de Suprimento. 56. No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os seguintes procedimentos: 13 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência.

13 Fls. 13 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de i) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega nos 12 meses subsequentes; ii) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi utilizado o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do IPCA até o mês do aniversário contratual; iii) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerouse, além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de cobertura tarifária aprovada pela AP 091/2016, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de bandeiras e definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de O mecanismo das bandeiras tarifárias, iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao consumidor do custo de geração de energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma antecipação da receita necessária para cobrir os custos adicionais com geração térmica em condições hidrológicas desfavoráveis. Para o cálculo do preço de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em conta o fato de que para patamares de geração térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28 R$/MWh, as concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, os valores de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes. iv) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº /2004 observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n /2004, com as alterações introduzidas pelo Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos. v) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada fornecedores que pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado. vi) O valor da despesa com compra de energia de Itaipu é apurado com base na tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional e nos montantes de potência e energia associada para os próximos 12 meses. Para os meses de 2017 foram considerados os montantes publicados na Resolução Homologatória nº , de 29/11/2016, e para o restante do período de referência os valores foram estimados a partir dos montantes da referida Resolução ajustados pela nova cotaparte de Itaipu definida para Para valoração dessa despesa, considerou-se a tarifa de Itaipu, em dólares, publicada pela Resolução Homologatória nº , de 19/12/2016, e a taxa de câmbio PTAX média de venda do período entre o 45 e o 16 dias anteriores ao reajuste da distribuidora, conforme previsto no Submódulo 3.2, Seção 5.1, do PRORET. vii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente das Cotas das Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, calculado pela ANEEL, conforme as Receitas Anuais de Geração homologadas por meio da Resolução Homologatória nº 2.107, de 19/07/2016, e Resolução Homologatória nº 2.265, de 13/07/ A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de energia adquirida.

14 Fls. 14 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Tabela 7: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas Contratos Montante Contratado (MWh) Montante Considerado (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$) AMBIENTE REGULADO - CCEAR , ,23 227, ,37 13º LEE 2014-DIS , ,97 374, ,99 13º LEE 2014-QTD/ Regra esp. do 13º LEE , ,42 333, ,74 13º LEE 2014-QTD/ Regra esp. do 13º LEE (54.833,61) (49.323,95) 333,18 ( ,17) 13º LEE 2014-QTD/ Regra esp. do 13º LEE (2.152,23) (1.935,98) 333,18 ( ,28) 01º LEN 2008-H , ,40 204, ,72 01º LEN 2008-T15 (27.452,13) (24.693,75) 302,52 ( ,60) 01º LEN 2008-T , ,21 302, ,97 01º LEN 2008-T15 (2.234,59) (2.010,06) 302,52 ( ,69) 02º LEN 2009-H , ,21 238, ,10 02º LEN 2009-T15 (9.993,31) (8.989,18) 316,22 ( ,04) 02º LEN 2009-T , ,36 316, ,85 04º LEN 2010-T , ,04 328, ,77 06º LEN 2011-OF , ,69 268, ,46 19º LEN DIS-2017/ Nova regra (37.221,49) (33.481,49) 156,81 ( ,67) 19º LEN DIS-2017/ Nova regra , ,93 156, ,89 19º LEN QTD-2017/ Nova regra , ,20 145, ,01 22º LEN DISE-2018/ Nova regra , ,63 199, ,25 22º LEN DIST , ,02 270, ,95 22º LEN QTD-2018/ Nova regra , ,23 225, ,99 01º LEN 2009-H , ,85 218, ,22 01º LEN 2009-T15 (891,82) (802,21) 299,46 ( ,57) 01º LEN 2009-T15 (12.467,62) (11.214,88) 299,46 ( ,52) 01º LEN 2009-T , ,12 299, ,53 01º LEN 2010-H30 (7.390,95) (6.648,31) 219,78 ( ,05) 01º LEN 2010-H , ,84 219, ,80 01º LEN 2010-T15 (23.111,26) (20.789,05) 268,88 ( ,77) 01º LEN 2010-T , ,20 268, ,55 05º LEN 2012-H , ,11 231, ,64 05º LEN 2012-T , ,53 277, ,59 10º LEN 2015-H , ,04 154, ,92 10º LEN 2015-H30 (13.715,11) (12.337,02) 154,89 ( ,67) 11º LEN 2015-H , ,55 102, ,27 11º LEN 2015-H , ,05 102, ,74 11º LEN 2015-H30 (22.274,05) (20.035,97) 102,02 ( ,44) 13º LEN 2016-H30/ Nova regra , ,05 127, ,20 13º LEN 2016-H30/ Nova regra (66.372,26) (59.703,20) 127,96 ( ,63) 13º LEN 2016-OF20/ Nova regra , ,40 147, ,88 15º LEN DIS / Nova regra , ,96 116, ,39 15º LEN DIS / Nova regra (5.868,71) (5.279,02) 116,58 ( ,69) 15º LEN QTD / Nova regra , ,68 123, ,16

15 Fls. 15 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Contratos Montante Contratado (MWh) Montante Considerado (MWh) Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$) 16º LEN DIS , ,59 203, ,58 16º LEN QTD / Nova regra , ,28 146, ,46 18º LEN DISES-2018/ Nova regra , ,90 148, ,82 18º LEN DIST-2018/ Nova regra 2.637, ,84 167, ,46 18º LEN QTD-2018/ Nova regra , ,74 119, ,63 3º LFA EOL-2017/ Nova regra , ,47 201, ,06 UHE Santo Antônio 2012-H , ,15 139, ,25 UHE Santo Antônio 2012-H , ,42 139, ,44 UHE Jirau 2013-H , ,51 123, ,16 UHE Jirau 2013-H30 (4.735,70) (4.259,86) 123,01 ( ,19) UHE Belo Monte 2015-H , ,94 121, ,67 UHE Belo Monte 2015-H , ,79 121, ,53 UHE Belo Monte 2015-H , ,89 121, ,71 Bilaterais , ,71 348, ,79 Parque Eólico 700,00 629,66 363, ,87 Hidroelétrica Roncador Ltda 6.240, ,01 148, ,01 Central Nacional de Energia Eólica Ltda , ,04 377, ,91 Energia Base , ,61 135, ,96 Cota Angra I/Angra II , ,92 224, ,78 Cotas Lei n º 12783/ , ,33 62, ,65 Itaipu (tirando as perdas) , ,48 198, ,53 PROINFA , , Total , ,54 190, , Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados para a CELESC, em função do Mercado de Referência totalizam R$ ,12. III.6 Receitas Irrecuperáveis 59. Conforme estabelecido no Submódulo 3.1A do PRORET, o cálculo das Receitas Irrecuperáveis é feito pela soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 12 meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, por classe de consumo, ponderado pela participação da classe de consumo na receita total da distribuidora, conforme fórmula abaixo: V = onde, ( ) { (ρ RI )} V : valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; RR: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI;

16 Fls. 16 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Financeiros : Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no PRORET submódulo 4; Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses; ρ : participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; RI : percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à empresa. 60. Para a CELESC, os percentuais e valores de receitas irrecuperáveis considerados, por classe de consumo, estão descritos na tabela abaixo: Tabela 8: Percentuais de Receitas Irrecuperáveis por Classe de Consumo Classe de Consumo Receita (R$) Percentual Regulatório RI (R$) Residencial ,43 0,46% ,75 Industrial ,18 0,37% ,34 Comercial ,75 0,37% ,35 Rural ,20 0,16% ,80 Iluminação Pública ,73 0,00% 2.146,11 Poder Público ,45 0,07% ,26 Serviço Público ,75 0,00% - Demais ,97 0,00% - Total , , Sendo assim, o valor total de Receitas Irrecuperáveis na Parcela A da CELESC é de R$ ,62. III.7. Neutralidade dos itens da Parcela A 62. O componente financeiro denominado Neutralidade dos itens da Parcela A é resultante das condições definidas pela Lei nº /2013 e pela Subcláusula Décima Nona da Cláusula Sexta do aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, os quais estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela A. 63. Os itens da Parcela A definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET estão sujeitos ao cálculo da Neutralidade, bem como os componentes financeiros relacionados à Parcela A (incluindo-se os Demais Componentes Financeiros, o saldo a compensar CVA bem como o próprio financeiro de neutralidade), à exceção da CVA em Processamento, a qual é neutralizada pelo cálculo do saldo a compensar, conforme disposto na Portaria Interministerial n 25, de 24/1/ A Neutralidade da Parcela A é calculada com relação à variação de mercado no período de referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior. 65. Os valores faturados são calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o cálculo for a de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada especificamente para este fim. 66. A Neutralidade dos itens da Parcela A é subdividida em duas categorias:

17 Fls. 17 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de i) Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa: Contempla os Encargos Setoriais, Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os componentes financeiros relacionados à Parcela A: ii) Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável: Custo de Aquisição de Energia, Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas Irrecuperáveis. 67. A metodolodia de cálculo da Neutralidade dos itens de Parcela A de natureza fixa bem como dos de natureza variável consta do Submódulo 4.4A do PRORET. Os resultados para esse componente financeiro serão apresentados na seção Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico. III.8. Parcela B 68. O submódulo 3.1A do PRORET estabelece que no primeiro processo tarifário após a Data Referência de Alteração Contratual, denominado de DR1, o Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes e o Mercado de Referência, (VPB0), e o valor final de aplicação da Parcela B na Data do Reajuste em Processamento, (VPB1), são calculados da seguinte forma: VPB0 = (TUSD x Mercado Ref) VPB1 = VPB0 x Fator DR1 x (IPCA X) OR UD, ER + ONS onde: VPB0 DR1: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B; Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados no Período de Referência; Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária periódica em processamento, quando for o caso; VPB1 DR1: Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento; Fator DR1: Fator que ajusta a Receita de Parcela B vigente, retirando os valores de Receita Irrecuperável e incluindo os valores de OR (como proporção dos valores considerados na última revisão tarifária); OR DR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o submódulo 2.7A; UD, ER DR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o submódulo 2.1A; e ONS: Encargo de ONS vigente em DR Portanto, são necessários ajustes na Receia Fio B (VPB0) da CELESC, de modo a retirar os efeitos da presença do componente Receitas Irrecuperáveis (RI) na Parcela B e isolar os efeitos das parcelas correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER), que passarão a ser apuradas considerando o que for efetivamente realizado.

18 Fls. 18 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), será observada a participação de RI e OR na receita da última revisão tarifária, observando, porém, a aplicação do componente de trajetória T do Fator X, exceto para o último processo tarifário, que altera a proporção dos itens de parcela B definida no momento da revisão. Assim, o Fator DR1 é definido como: onde, Fator DR1 = VPB + OR RI VPB VPBRev: Valor da Parcela B final, já descontados de Outras Receitas ou de quaisquer outros tratamentos econômicos específicos, calculado na última revisão periódica, após ajustes do componente T do Fator X; ORRev e RIRev: Valores de OR e RI, observando a participação considerada na última Revisão Tarifária, após ajustes do componente T do Fator X. 71. O valor do Fator DR1, calculado de acordo com a equação acima e utilizado nesse processo de reajuste tarifário da CELESC foi de 1, Os valores de Outras Receitas apurados no período de referência foram informados por meio do Memorando nº 432/2017-SFF/ANEEL, de 24/07/2017 e atualizados conforme o submódulo 2.7A. 73. Como o início do período de apuração dos Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos definido pelo PRORET corresponde ao último dia do mês da publicação do PRORET - 28/02/17) foram considerados os valores de UD e ER de março a julho de 2017 como redutores da Parcela B nesse processo tarifário de 2017 da CELESC. 74. O valor da contribuição associativa ao Operador Nacional do Sistema ONS a ser somada à Parcela B da concessionária totaliza R$ ,71, tendo como base o valor aprovado por meio da Resolução Autorizativa ANEEL nº 6.157/ O Fator X 14 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na Subcláusula Décima Quinta da Cláusula Sexta do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo: Fator X Pd Q T onde: Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; Q = Qualidade do serviço; e T = Trajetória de custos operacionais. 76. A Resolução Homologatória nº 2.120/2016 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, o valor dos componentes Pd e T do Fator X em 1,15% e -1,27%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da CELESC. 14 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.

19 Fls. 19 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5A do PRORET 15, para a aferição do componente Q (qualidade do serviço) do Fator X serão considerados indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL. 78. Os indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de No caso do atual reajuste da CELESC foram considerados os pesos dos indicadores de DEC, FEC, IASC, FER, INS, Iab e ICO, de modo que o valor do componente Q do Fator X a ser aplicado na atualização da Parcela B é de -0,40%. Componentes Tabela 9. Fator X 79. Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IPCA 16, cuja variação para o período de referência foi de 2,71%. 80. Ressalta-se que em virtude da retificação das perdas técnicas regulatórias estabelecidas na REH 2.120/2016, foi necessária consequente adequação da Parcela B Ano Anterior. Sendo assim, a mesma foi ajustada conforme a relação entre a Parcela B da Revisão 2016 calculada após a retificação das perdas técnicas e aquela anteriormente homologada pela REH 2.120/2016., conforme estabelecido no Submódulo 3.1 do PRORET. Valor Componente Pd do Fator X 1,15% Componente T do Fator X -1,27% Componente Q do Fator X -0,40% Fator X -0,52% 81. A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP. Descrição Tabela 10: Cálculo da Parcela B Valores Parcela B Ano anterior ,40 Fator DR1 ou Fator PB 1,0187 Parcela B Limpa ,76 Outras Receitas (OR) ,32 Excedente de Reativos (ER) ,27 Ultrapassagem de Demanda (UD) ,64 IPCA 2,71% Fator X 1,15% Parcela B (R$) ,07 III.9. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 82. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias. 15 Será aplicada a nova metodologia para os reajustes tarifários após o 4º ciclo de revisão tarifária periódica. 16 Índice calculado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - FGV.

20 Fls. 20 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Os componentes financeiros considerados neste reajuste são: i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A CVA. Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF). Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, e a nova metodologia de cálculo resultado da 4ª fase da Audiência Pública 78/2011, a apuração do saldo da CVA será realizada com base nos valores devidos de pagamentos, ao invés dos valores apresentados pelas concessionárias para o processo tarifário corrente. Os dados considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira SFF, que apresentará relatório final de fiscalização, ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão incorporadas no processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa Selic. Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados pela taxa média anual BM&F 17, de 8,29% a.a.. Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzido a parcela da receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos custos dos CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de competência de junho de 2016 a maio de 2017, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do PRORET. Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para a CVA ESS/EER para a competência de junho de 2016 a maio de Foi incluído no cálculo da CVA ENERGIA o risco financeiro decorrente de diferenças de preços entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme critérios de rateio previstos nas regras de comercialização vigentes. A SGT apurou, com base nos relatórios da CCEE, o valor da exposição líquida das diferenças de preços de submercados, atualizado pela taxa SELIC, referente ao período de junho de 2016 a maio de O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo: 17 Em conformidade com os 2 e 3 do Art. 3 da Portaria Interministerial MF/MME n 25, de 24 de janeiro de 2002, e os 1 e 2º do Art. 6 da Resolução n 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste.

21 Fls. 21 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Tabela 11. Valores apurados da CVA em Processamento Descrição Delta (R$) 5 Dia Útil Anterior (R$) 12 Meses Subseqüentes (R$) CVA CDE , , ,13 CVA CDE Energia , , ,41 CVA Rede Básica , , ,98 CVA Compra Energia , , ,26 CVA Transporte Itaipu , , ,76 CVA Proinfa , , ,09 CVA ESS/ERR , , ,45 Total , , ,09 A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A CVA relacionada aos custos de aquisição de energia representou o repasse de - R$ ,09, com efeito no atual reajuste de -2,32%. O principal componente que impactou positivamente (1,28%) foi a CVA ENERGIA, informa-se que os Contratos de Cotas de Garantia Física forma os que mais contribuíram para este aumento (1,50%). Por outro lado, a CVA ESS/ERR impactou negativamente em -3,36% devido à cobertura ter sido superior ao montantes pagos pela distribuidora, além da reversão de Angra III. ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no 4 do artigo 3 da Portaria Interministerial MME/MF n 25/2002, foi verificado se o Saldo da CVA em Processamento considerado no processo tarifário de 2016 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada, no valor de - R$ ,53. Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os valores de CVA do 5º dia útil fiscalizados pela SFF, os quais foram informados por meio do Memorando nº 439/2017-SFF/ANEEL, de 28/07/2017. Destaca-se que o saldo fiscalizado da CVAenergia foi alterado pela SGT, devido a correção nas fórmulas do ajuste da retirada de cobertura tarifária decorrente de recontabilização do Balanço Energético da CCEE. iii) Repasse de Sobrecontratação/Exposição no Mercado de Curto Prazo. Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016, sendo obtidos os seguintes resultados: Resultado no mercado de curto prazo para a distribuidora entre junho//2016 a maio/2017, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$ ,45 a preços de agosto/2017. Sobrecontratação de energia para o ano de 2016 de ,24 MWh, que representa 10,34% do Mercado Regulatório. Provisoriamente, a totalidade deste montante está sendo considerado como sobrecontratação involuntária, pois ainda não foi calculado o montante definitivo pela ANEEL. A diferença entre o valor recalculado com o montante de exposições/sobrecontratações involuntárias a ser publicado e o valor considerado neste processo tarifário deverá ser considerada no processo tarifário de 2018.

22 Fls. 22 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Em relação ao último processo tarifário, todo valor de Sobrecontratação/Exposição foi considerado em caráter involuntário provisório e após a publicação do Despacho de Exposição/Sobrecontratação Involuntária de 2015, o repasse foi recalculado resultando em um ajuste nulo tendo em vista que a sobrecontratação observada, de ,39 MWh, ficou dentro do limite regulatório de ,23 MWh. Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de 2015, limitado a um período de 5 anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de carga, contratos e PLD percebido, informadas pela CCEE. Neste processo, o resultado financeiro decorrente das recontabilizações da CCEE totalizou - R$ ,07. Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo, considerando os ajustes decorrentes das recontabilizações, é de R$ ,38, já atualizado para preços de agosto/2017. iv) Neutralidade da Parcela A. Em conformidade com o disposto na Subcláusula Décima Nona da Cláusula Sexta do Contrato de Concessão, o componente financeiro denominado Neutralidade dos itens da Parcela A, mencionado na seção III.7 desta Nota Técnica, foi apurado para a CELESC, para o período de agosto/2016 a julho/2017, conforme metodologia de cálculo definida no Submóduloa 4.4A do PRORET, resultando em R$ ,25. v) Previsão do Risco Hidrológico. Em 15/02/2017 foi aberta a Audiência Pública nº 04/2017, com o intuído de obter subsídios para atualização do Submódulo 4.4 do PRORET e discussão do tratamento tarifário da previsão do risco hidrológico, com período para envio de contribuição de 16/2/2017 a 30/3/2017. Conforme determinação da Diretoria no fechamento da AP 91/2016, a SGT está autorizada a calcular componente financeiro associado ao risco hidrológico para as distribuidoras cujo processo tarifário venha a ocorrer antes do fechamento da AP 04/2017, nos termos da minuta do submódulo 4.4 do PRORET submetida à AP. Portanto, para a CELESC foi calculada a cobertura dos riscos hidrológicos associados às usinas comprometidas com contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF), à usina de Itaipu e às usinas hidrelétricas cuja energia foi contratada no Ambiente de Contratação Regulada ACR, e que firmaram Termo de Repactuação de Risco em conformidade com a Lei nº /2015, a qual totalizou R$ ,40. vi) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de abril de 2016 a março de 2017, atualizados pela taxa SELIC, no valor de R$ ,18, conforme Submódulo 4.4A do PRORET, tendo sido fiscalizados 18 pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira SFF. vii) Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento Concessionárias/ Permissionárias menores que 500 GWh/ano. É a receita proveniente do faturamento da energia fora da faixa de tolerância das distribuidoras supridas com mercado inferior a 500 GWh que deve ser deduzida da receita requerida nos processos tarifários das supridoras, conforme determina o submódulo 11.1 do PRORET, resultando em - R$ ,83. Ressalta-se que neste valor está incorporado o recálculo deste financeiro referente ao suprimento da Cooperaliança na revisão tarifária de 2016; conforme decisão da Diretoria da ANEEL, por meio do Despacho nº 427, de 14/2/2017 que determinou a redução dos montantes contratuais a partir do 18 Memorando nº. 432/2017-SFF/ANEEL, de 24/7/2017.

23 Fls. 23 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de ano de 2015, pactuados entre CELESC e a Cooperaliança de modo a refletir: os montantes equivalentes à transferência dos ativos e consumidores das localidades do município de Sangão/SC e os montantes relativos à saída de consumidor do mercado da suprida para o mercado livre. viii) Efeito de Acordos Bilaterais com Geradoras (CCEAR). Trata-se de financeiro decorrente de acordos bilaterais entre distribuidora de energia e geradoras, signatárias de Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEAR, nos termos da REN 711/2016, de modo a prover mecanismo adicional de adequação dos níveis de contratação de energia, no valor de R$ ,74. ix) Recálculo de Processo Anterior. Por meio do Despacho nº 1.754/2017, de 20/06/2017, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu, por ofício, retificar os valores das perdas técnicas estabelecidos na REH 2.120/2016, de 5,97% para 6,029%, para o período de 2016, 2017, 2018, 2019 e Esta alteração ensejou na consequente consideração de componente financeiro decorrentes das variações na Parcela A e na Parcela B na revisão tarifária de 2016, sendo o valor atualizado, à preços de agosto de 2017, de R$ ,36. x) Descasamento da TUSD Distribuição. Em cumprimento ao disposto no artigo 7 da Portaria Interministerial n 25/2002 e conforme dispõe o Submódulo 4.4A do PRORET, ajustou-se financeiramente os custos decorrentes dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSDs) firmados entre a CELESC e a distribuidora COPEL, observados os preceitos da contratação eficiente, totalizando o valor de R$ , A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros: Tabela 12. Componentes Financeiros COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação CVA em processamento - Energia ,26 1,28% CVA em processamento -Transporte ,74 0,34% CVA em processamento - Encargos Setoriais ,50-3,25% Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ,53-0,09% Neutralidade de Parcela A- Energia ,25-0,08% Neutralidade de Parcela A - Transporte ,43 0,17% Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ,07 0,83% Sobrecontratação/exposição de energia ,38 0,30% Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) ,18 0,01% Previsão de Risco Hidrológico ,40 3,09% Repasse de Ultrapassagem de Supridas de Energia ,99-0,09% Reversão Angra III ,49 0,18% Cálculo extraordinário de Neutralidade ,72 0,06% Recalculo Revisão ano anterior ,36 0,04% Ajuste CUSD ,03 0,00% Compensação Acordos Bilaterais de CCEAR (REN 711) ,74 0,04% Total ,52 2,83%

24 Fls. 24 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT 85. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional SIN. 86. 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. 87. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras, considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente. 88. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses da Conta Bandeiras foram considerados na apuração da CVA ENERGIA, da CVA ESS/EER da concessionária e do cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVA ENERGIA e da CVA ESS/EER, contribuiu para que a tarifa da CELESC não sofresse um aumento adicional médio de 1,75%. 90. Do total apurado para a CVA Energia, de R$ ,22, já foi deduzido o montante de - R$ ,92, relativo à parcela da receita decorrente dos repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos custos dos CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu para o período de competência de 01/06/2016 a 01/05/2017, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do PRORET. V. Subvenção CDE Descontos Tarifários 91. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº /2002, e conforme dispõe o Decreto nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos: 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. 92. Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, o gestor da CDE deve repassar o montante mensal de recursos da Conta a cada distribuidora visando custear os referidos descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário. 93. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE, atual gestor da CDE, à distribuidora no período de competência de agosto/2017 a julho/2018, até o 10º dia útil

25 Fls. 25 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de do mês subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de agosto/2016 a julho/2017. Tabela 13. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$) Subsídio Carga Fonte Incentivada , , ,94 Subsídio Geração Fonte Incentivada , , ,95 Subsídio Distribuição , , ,60 Subsídio Água, Esgoto e Saneamento , , ,34 Subsídio Rural , , ,79 Subsídio Irrigante/Aquicultor 1.410, , ,23 Total , , ,85 VI. Metodologia para o cumprimento de decisões liminares relativas ao pagamento da CDE 94. Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas controversas no orçamento anual da CDE. 95. A primeira decisão liminar favorável foi mediante ação ajuizada pela Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica ABRACE no Processo Judicial n Para cumprir a decisão liminar favorável aos membros da ABRACE, foi preciso desenvolver metodologia específica para o cálculo das cotas anuais da CDE e do correspondente encargo tarifário, de forma não prevista na legislação e na regulação vigentes. 97. Para isso, foi aberta a Audiência Pública nº 57/2015 que teve como resultado final a Resolução Homologatória nº 1.967/2015 e o Despacho nº 3.312/2015 estabelecendo, resumidamente, duas ações para incorporar a liminar da ABRACE ao processo tarifário: (i) publicar tarifas específicas para os associados da ABRACE, para os dois ambientes de contratação (LIVRE e CATIVO) e para as modalidades tarifárias aplicáveis a cada subgrupo tarifário de acordo com o mercado fornecido pela distribuidora; e (ii) reconhecer um financeiro da diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada pela REH nº 1.967/2015, considerando o mercado faturado dos consumidores ABRACE. 98. No entanto, com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE após a liminar concedida à ABRACE, a decisão da ANEEL quanto a metodologia de aplicação das liminares mostrou-se impraticável do ponto de vista operacional tanto para a Agência quanto para as distribuidoras. 99. Dessa maneira, a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/ , de 14 de junho de 2016, publicar as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de tal forma que as distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE considerando as novas tarifas publicadas, com vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus efeitos. 19 Publicada em 16 de junho de 2016.

26 Fls. 26 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à CCEE as cotas da CDE fixadas pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma competência, e observando a diferenciação entre CDE USO e CDE ENERGIA, dando ciência à CCEE sobre as glosas realizadas Além disso, está sendo realizado o estorno dos efeitos das liminares repassados às tarifas das distribuidoras nos processos tarifários subsequentes à publicação da REH nº 2.083/2016 e a SFF ficará responsável por fiscalizar o efeito das liminares no faturamento das distribuidoras e transmissoras, no pagamento das cotas à CCEE e nos reembolsos da CDE aos beneficiários. VII. Análise dos Resultados 102. O Reajuste Tarifário Anual RTA da CELESC-DIS - Celesc Distribuição S.A. conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 7,85%, sendo de 7,77%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 7,90%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. Tabela 14: Efeito médio Grupo de Consumo Variação Tarifária AT - Alta Tensão (>2,3kV) 7,77% BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 7,90% Efeito Médio AT+BT 7,85% 103. O efeito médio de 7,85% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculado conforme estabelecido no contrato de concessão, para a formação da Receita Requerida; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2016, que vigoraram até a data do reajuste em processamento A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de 3,80%, ao se ter como base de comparação as Parcelas A e a B estabelecidas no reajuste de Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o efeito médio em 3,67% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 0,13%. Tabela 15: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B Componentes DRA (R$) DRP (R$) Variação Participação no Reajuste Participação na Receita PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] , ,27 4,6% 3,67% 80,4% Encargos Setoriais , ,55-13,2% -3,50% 22,2% Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. TFSEE , ,98-0,1% -0,00% 0,1% Conta de Desenvolvimento Energético CDE (USO) , ,17-22,0% -2,23% 7,6% Conta de Desenvolvimento Energético CDE (Decr. 7945/2013) , ,87 15,1% 0,50% 3,7% Conta de Desenvolvimento Energético CDE (Conta-ACR) , ,88-8,5% -0,46% 4,8% Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER , ,58-25,8% -1,08% 3,0% PROINFA , ,50-12,7% -0,33% 2,2% P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol , ,57 13,2% 0,10% 0,9%

27 Fls. 27 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Componentes DRA (R$) DRP (R$) Variação Participação no Reajuste Participação na Receita Custos de Transmissão , ,97 126,6% 6,61% 11,4% Rede Básica , ,78 180,8% 5,06% 7,6% Rede Básica Fronteira , ,10 29,9% 0,27% 1,1% Rede Básica ONS (A2) , ,25 21,5% 0,01% 0,0% MUST Itaipu , ,59 28,1% 0,16% 0,7% Transporte de Itaipu , ,16 330,8% 0,84% 1,1% Conexão , ,97 41,8% 0,26% 0,9% Uso do sistema de distribuição e CCD , ,12 38,1% 0,01% 0,0% Custos de Aquisição de Energia , ,12 1,1% 0,55% 46,4% Receitas Irrecuperáveis , ,62 3,8% 0,02% 0,5% PARCELA B , ,07 0,6% 0,13% 19,6% IRT considerando a variação tarifária da RTE , ,33 3,80% 100,0% Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual ,52 2,83% CVA em processamento - Energia ,26 1,28% CVA em processamento -Transporte ,74 0,34% CVA em processamento - Encargos Setoriais ,50-3,25% Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ,53-0,09% Neutralidade de Parcela A- Energia ,25-0,08% Neutralidade de Parcela A - Transporte ,43 0,17% Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ,07 0,83% Sobrecontratação/exposição de energia ,38 0,30% Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) ,18 0,01% Previsão de Risco Hidrológico ,40 3,09% Repasse de Ultrapassagem de Supridas de Energia ,99-0,09% Reversão Angra III ,49 0,18% Cálculo extraordinário de Neutralidade ,72 0,06% Recalculo Revisão ano anterior ,36 0,04% Ajuste CUSD ,03 0,00% Compensação Acordos Bilaterais de CCEAR (REN 711) ,74 0,04% Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,22% Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,85% 106. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 2,83% no atual reajuste da CELESC. Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste tarifário anual de 2016, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2016, representa um aumento de 1,36% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos consumidores O Valor da Parcela A apresentou uma variação de 4,6% em relação à RTA de 2016, representando 80,3% na composição do efeito médio, com destaque para: i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -13,2% em comparação com os valores da RTP de 2016, correspondendo a uma variação no efeito médio de -3,50%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE USO, decorrente da homologação das cotas anuais da CDE para o ano de 2017, conforme Resolução Homologatória nº 2.204, de 7 de março de 2017, que contribuiu para um efeito médio de -2,13%, no atual reajuste da CELESC, bem como a redução do encargo de ESS e EER, contribuindo para uma redução do efeito médio de - 1,08%. A principal explicação para a redução do EER foi a não consideração do componente de Receita

28 Fls. 28 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de Fixa de Angra III o qual compôs a previsão do encargo no processo tarifário da CEMIG de ii) Custos de Transmissão. Variação de 126,6% em relação à RTP de 2016, correspondendo a um efeito médio de 6,61%. O efeito positivo dos custos de transmissão é resultado, principalmente, da incorporação, no Encargo de Rede Básica, do efeito do aumento da TUST que ocorreu em julho de 2017, decorrente do aprimoramento da regulamentação do cálculo do custo de capital a ser adicionado à Receita Anual Permitida - RAP das concessionárias de transmissão, cujos contratos foram prorrogados nos termos na Lei n /2013. iii) Compra de Energia. Variação de 1,1% em relação ao processo anterior, contribuindo para um efeito médio de 0,55%. Contribuíram para o efeito positivo no custo da aquisição de energia o aumento no preço dos contratos CCEAR Disponibilidade e Quantidade Nova e Alternativa (efeito de 2,37%). Por outro lado, os contratos de Madeira/Belo Monte, além dos referentes as CCGF (Cotas Lei nº /2013) aumentam seus montantes e contribuem para uma redução tarifária (efeito de -2,75%) A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao processo anterior. Tipo de Tabela 18: Comparação da variação do custo de energia Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh) Contrato Processo Anterior Processo Atual Variação Processo Anterior Processo Atual Variação Existente - CCEAR-DSP ,1% 370,20 374,13 1,1% Existente - CCEAR-QTD ,9% 183,50 333,18 81,6% Nova e Alternativa- CCEAR-DSP ,7% 268,50 277,79 3,5% Nova e Alternativa- CCEAR-QTD ,8% 196,63 221,48 12,6% Madeira e Belo Monte ,3% 118,71 130,70 10,1% Bilateral ,5% 309,06 348,15 12,6% Cota Angra I e Angra II ,8% 206,29 224,21 8,7% Cotas Lei n º / ,7% 64,14 62,69-2,3% Itaipu ,8% 182,93 198,02 8,2% Proinfa ,8% Sobra (-) / Exposição (+) ,9% 192,80 194,30 0,8% TOTAL ,2% 188,71 190,26 0,8% 109. A atualização da Parcela B representou 19,7% na composição do efeito médio, refletindo a variação acumulada do IPCA no período de referência descontado o Fator X, além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas, Excedente de Reativos e Ultrapassagem de Demanda O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova Receita Anual da concessionária. Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual

29 Fls. 29 Nota Técnica nº 236/2017-SGT/ANEEL, de 10 de agosto de O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,3% para o ICMS e 4,8% para o PIS e COFINS (total de 25,1% por dentro), o que equivale a uma majoração de 33,5% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos Custo de Encargos Transmissão Setoriais 8,6% 16,7% Tributos 25,1% ICMS 20,3% Custo de Energia 34,9% Custo de Distribuição 14,7% PIS/COFINS 4,8% 112. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial (74,1%) da CELESC nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (58,0%) e IPCA (70,2%) no mesmo período. Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 ( ) 113. 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.