REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2117/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual de 2016, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD referentes à Centrais Elétricas do Pará S.A - Celpa.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-08-05
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.001064/2016-99
INTERESSADOS: CELPA - Centrais Elétricas do Pará S/A.
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CELPA - Centrais Elétricas do Pará S/A., a vigorar a partir
de 7 de agosto de 2016.
I. RELATÓRIO
A CELPA é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende
cerca de 2,4 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento
anual da ordem de R$ 3,9 bilhões.
2. Em 27/02/2015, foi emitida a REH nº 1.858/2015, que homologou os resultados da Revisão
Tarifária Extraordinária - RTE das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. Os custos adicionais
considerados na RTE foram alocados como componentes financeiros não alterando em regra as tarifas
econômicas homologadas nos processos tarifários de 2014. Para a CELPA, o efeito médio homologado pela
REH nº 1.858/2015 foi de 3,62%.
3. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.930, de 04/08/2015, que homologou o
resultado da quarta revisão tarifária periódica da concessionária, o reposicionamento tarifário da Celpa
representou, em média, uma variação de 7,47% nas tarifas homologadas na RTE-2015.
4. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 244, de 28 de julho de
2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da CELPA.
5. No dia 28/07/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de
Consumidores da CELPA as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução
Normativa nº 652 ANEEL, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do
PRORET – Procedimentos de Regulação Tarifária.
6. A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a
chancelou.
7. Em 1º agosto de 2016, a CELPA encaminhou via fax cópia de decisão proferida pelo juízo da
3º Vara Federal da Seção Judiciária do DF, nos autos do Processo n.º 0044378-02.2016.4.3400, em face do
valor considerado de exposição involuntária de 2014, de modo a considerar o montante de 156,92 MWm.
8. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
9. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CELPA conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 7,55%, sendo de 7,38%, em média, para os consumidores conectados na
Alta Tensão e de 7,61%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 182/1998-ANEEL.
1

Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 7,38%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 7,61%
Efeito Médio AT+BT 7,55%
10. O efeito médio de 7,55% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculado
conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada dos
componentes financeiros estabelecidos na RTP 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento;
e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12
meses subsequentes.
11. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 13,37%, sendo
9,49% referente à variação de custos de Parcela A e 3,88% à variação de custos da Parcela B.
12. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da
CELPA, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para a variação tarifária de -2,50%.
13. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior,
representa uma redução de -3,32% no atual reajuste.
14. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 7,55% [7,55% =
13,37% -3,32% -2,50%], constituiu a conjugação dos quatro movimentos tarifários explicitados:
a) IRT de 13,37% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B;
b) Retirada dos componentes financeiros fixados na RTP 2015, de -3,32%; e
c) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de -
2,50%.
15. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
9,34%
7,55%
3,88%
0,23%
-0,08%
-2,50%
-3,32%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores

16. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 15,18% | 9,49% | 63,52% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -0,51% | -0,08% | 13,47% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 11,89% | 0,02% | 0,14% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -41,60% | -1,07% | 1,33% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 2,82% | 0,08% | 2,65% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | -1,62% | -0,08% | 4,47% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 24,17% | 0,88% | 4,00% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 10,34% | 0,09% | 0,89% |
| ONS | -5,91% | -0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 8,24% | 0,23% | 2,66% |
| Rede Básica | 7,66% | 0,14% | 1,68% |
| Rede Básica Fronteira | 5,16% | 0,03% | 0,57% |
| Rede Básica ONS (A2) | 264,74% | 0,00% | 0,01% |
| Conexão | 30,82% | 0,05% | 0,20% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 1,61% | 0,00% | 0,21% |
| Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) | 21,04% | 9,34% | 47,38% |
| PARCELA B | 10,36% | 3,88% | 36,48% |
| IRT | 13,37% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -2,50%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE -2,29%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE 2,02%
CVA em Processamento - Transmissão -0,01%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,41%
Neutralidade dos Encargos -1,13%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,50%
Recalculo sobrecontratação 2015 -0,18%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,02%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,03%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,01%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,32%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,55%
17. Os custos da Parcela A representam 63,52% dos custos da Concessionária. O incremento
desses custos representou 9,49% pontos percentuais na composição do índice do atual reajuste tarifário.
18. O valor total dos encargos setoriais caíram -0,51% em comparação com os valores referentes
à RTP de 2015, correspondendo a um efeito tarifário médio de -0,08%. Destaca-se, principalmente, a redução
do orçamento da CDE – USO, conforme Resolução Homologatória nº 2.077, de 7 de junho de 2016, que
contribuiu para um efeito médio de -1,07%, no atual reajuste da CELPA.

19. O custo de compra de energia sofreu uma variação de 21,04% em relação ao processo anterior,
contribuindo para um acréscimo tarifário de 9,34%. A principal modalidade que impactou nesse aumento foram
os contratos de cotas de garantia física, cujo custo médio passou de R$ 37,27/MWh para R$ 63,49/MWh, com
impacto no reajuste de 4,17%, em função das novas Receitas Anuais de Geração homologadas por meio da
Resolução Homologatória nº 2.107, de 19/07/2016.
20. O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 demonstra
a variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao processo anterior.
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia.
9,34%
4,17%
1,40%
1,01% 0,96%

0,61% 0,45% 0,29% 0,40%
0,12%
-0,05%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Monte Bilateral II 12.783/2013 Própria Proinfra
Angra
Belo
e Geração
I
e Angra

- - Alternativa- Alternativa- Madeira º
Existente Existente n
Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

Tipo de contrato Processo A-1 Processo atual Variação Processo A-1 Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DSP 467.321,09 473.867,43 1,40% 285,46 335,74 17,61%
Existente - CCEAR-QTD 1.687.087,20 2.035.954,79 20,68% 225,84 240,47 6,48%
2.437.327,56

Nova e Alternativa- CCEAR-DSP 2.469.218,60 -1,29% 220,29 238,02 8,05%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD 1.605.073,47 1.472.216,93 -8,28% 176,38 191,25 8,44%
1.397.040,12

| Madeira e Belo Monte | 993.141,68 | 40,67% | 115,33 | 123,06 | 6,70% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilateral | 283.313,49 | 258.411,00 | -8,79% | 213,54 | 239,02 | 11,93% |
| Cota Angra I e Angra II | 315.642,16 | 281.180,77 | -10,92% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 4.070.782,58 | 3.316.860,05 | -18,52% | 37,27 | 63,49 | 70,36% |
| Geração Própria | 436.501,78 | 398.134,45 | -8,79% | 192,61 | 295,10 | 53,21% |
| Proinfa | 204.387,08 | 195.278,61 | -4,46% | 237,84 | 320,76 | 34,86% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -870.788,05 | -596.398,35 | -31,5% | 146,29 | 176,47 | 20,6% |
| TOTAL | 11.661.681,09 | 11.669.873,37 | 0,1% | 147,89 | 178,88 | 21,0% |

21. Os custos da Parcela B representam 36,48% dos custos da Concessionária. Seu incremento
correspondeu a 3,88% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
22. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre agosto de 2015 e
julho de 2016, do IGP-M, de 11,63%, subtraída do Fator X, de 1,27%.
23. No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão
Tarifária da CELPA, de 1,50% e 0,21%, respectivamente. No caso da CELPA, a variação média dos indicadores
de DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi de -38,47%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de -
1,00%. Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M,
24. de 11,63%, subtraída do Fator X, de 1,27%, resultando no fator de atualização da Parcela B
de 10,36%.
25. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da
receita da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se
destina ao ressarcimento dos custos incorridos no pagamento:
a) Da geração (compra de energia);
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e
c) Dos encargos setoriais2 e dos tributos3.
Gráfico 3
Custo de
Encargos
Transmissão
Setoriais
2,7%
14,9%
Custo de
Energia
46,0%
Custo de
Distribuição
36,5%
2 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 22,2% para o ICMS e de 5,1% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a
fatura, contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 37,59%
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 4
Custo de
Transmissão
1,9%
Encargos
Setoriais
10,8%
Custo de
Energia
33,4% ICMS 22,2%
Tributos
27,3%
Custo de
Distribuição
PIS/COFINS 5,1%
26,5%
.
26. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário,
ressalta-se:
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA
concernente ao Encargo de Serviços do Sistema – ESS e ao de Energia de Reserva – EER,
representando o repasse negativo de R$ 106.916.371,24, com efeito no atual reajuste de -
2,52%;
b) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA afeta
aos custos de aquisição de energia, que representou o repasse de R$ 61.543.559,66, com
efeito no atual reajuste de 1,45%. O efeito é decorrente, principalmente, do aumento do custo
com os contratos de cotas de garantia física, e que tem participação bastante significativa –
31% - no mix de compra da CELPA. A área técnica ressalta que a receita proveniente da
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta
Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA e da CVAESS/EER,
contribuiu para que a tarifa da CELPA não sofresse um aumento adicional médio de 16,15%;
e
O recálculo da sobrecontratação repassada na RTP 2015 representou um repasse
c)
negativo de R$ 7.613.245,87, com impacto no atual reajuste de -0,18%. Tal recálculo se fez
necessário após cálculo do valor definitivo da exposição involuntária do ano de 2014,
conforme estabelecido no Despacho n° 1.466/2016, despacho este que teve recurso
deliberado nesta reunião e que foi aprovada alteração do valor da exposição involuntária da
CELPA de 2014. Este valor também leva em consideração liminar obtida pela empresa
contra a aplicação do valor de exposição involuntária deliberada anteriormente. Assim, o
montante de exposição utilizado no recálculo foi de 156,92Mwm.
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados
no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

27. A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 4 – Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | (54.938.884,97) | -1,29% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 61.543.559,66 | 1,45% |
| CVA em Processamento - Transmissão | (465.895,93) | -0,01% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (17.462.354,13) | -0,41% |
| Neutralidade dos Encargos | (48.180.155,02) | -1,13% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (21.225.166,04) | -0,50% |
| Recalculo sobrecontratação 2015 | (7.613.245,87) | -0,18% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 800.726,53 | 0,02% |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | 53.435,14 | 0,00% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | 24.296.762,10 | 0,57% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | (18.726.835,65) | -0,44% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | (23.473.444,16) | -0,55% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (1.304.177,51) | -0,03% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 231.359,24 | 0,01% |
| Total | (106.464.316,61) | -2,50% |

28. A empresa peliteou a manutenção do componente financeiro referente à redução tarifária
equilibrada, que ajudou a efetuar a uniformização da redução ocorrida nas tarifas no começo de 2013. Para a
empresa, ", os efeitos da Lei 12.783/2013 permanecem inalterados para as distribuidoras que receberam a
redução tarifária equilibrada, e, retirar esses valores do orçamento da CDE significa reverter um dispositivo
estabelecido na Lei, ou seja, reverter os efeitos dos descontos para os consumidores do Pará, sem que outro
dispositivo legal determine essa reversão".
29. O orçamento de 2016 da CDE foi objeto de deliberação na AP n° 83/2015. Cumpre destacar o
disposto na Nota Técnican° 329/2015-SGT/ANEEL, de 10 de dezembro de 2015, cujo objetivo era auxiliar na
definição das cotas anuais da CDE de 2016:
"Dado que as concessões que não foram objeto de renovação antecipada nos
termos da Lei nº 12.783/2012 já passaram pelo processo de licitação, e que as
correspondentes cotas de energia foram alocadas entre as distribuidoras
observando critérios definidos na REN nº 631/2014, não se perpetuando a redução
tarifária equilibrada de 2013, e considerando ainda a ausência de aporte de
recursos da União na CDE pelo segundo ano consecutivo e a falta de previsão
legal para a correção monetária da subvenção e para o seu prazo de aplicação,
propõe-se o seu encerramento a partir dos processos tarifários ordinários de 2016
das respectivas distribuidoras beneficiárias"
30. Desta forma, o pleito da empresa foi negado.

31. A empresa também questionou a metodologia de cálculo do repasse da CDE para custeio de
desconto concedido pelas empresas para consumidores que adquirem energia de fontes incentivadas.
32. O cálculo realizado pela ANEEL é feito com base no mercado declarado pela empresa no
período de referência, porém, de acordo com a empresa, há a expectativa de uma forte migração de seus
consumidores para o mercado livre. Deste modo, o pleito da empresa é para que se projete o valor do desconto
concedido em junho de 2016 para os 12 meses subsequentes ao reajuste, ou seja, agosto de 2016 a julho de
2017.
33. Destaca-se que o valor a ser repassado para a concessionária não atende ao pleito da
empresa, uma vez que o cálculo feito desta maneira feriria a isonomia de tratamento concedido às outras
distribuidoras que concedem o mesmo desconto. . Além disso, a metodologia de cálculo da previsão do repasse
da CDE utiliza o mesmo o mercado considerado: (i) na apuração da receita de referência; (ii) cálculo da
neutralidade dos encargos setoriais e (iii) eventuais componentes financeiros dependentes do mercado. A área
técnica entende não haver espaço para a adoção de um mercado arbitrário baseado nas expectativas futuras
da concessionária. Ademais, a diferença entre o valor concedido como previsão do repasse da CDE o valor
efetivamente realizado integra a parcela de ajuste do repasse CDE do processo tarifário subsequente.
34. A SGT destacou, na Nota Técnica nº 244, de 28 de julho de 2016, que o efeito médio a ser
percebido pelos consumidores da CELPA, de 7,55% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da
Concessionária evoluísse nos últimos 8 anos acima da variação do IGP-M (85,75%) e do IPCA (75,98%) no
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
600,00
Tarifa B1 Residencial 565,54
550,00
525,39
Variação IGPM
500,00 494,25
479,77
450,00 Variação IPCA
400,00
395,17
369,90 369,90
350,00 357,47
330,59
319,36
300,00
267,86
250,00
200,00
150,00

ago/07 ago/08 ago/09 ago/10 ago/11 ago/12 ago/13 ago/14 mar/15 ago/15 ago/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Reajsute

35. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da
CDE a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os
valores mensais a serem repassados durante 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo
tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
36. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
CELPA, em relação às competências entre agosto/2016 a julho/2017, é de R$ 8.323.359,35. Esse valor já inclui
o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 e julho/2016.
III. DIREITO
37. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002;
c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009;
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010;
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e
f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 13/1999ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
38. Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.001064/2016-99, voto pela emissão
de resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CELPA - Centrais Elétricas
do Pará S/A., a vigorar a partir de 7 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 7,55%, sendo 7,38% para os consumidores em alta
tensão e 7,61% para os consumidores em baixa tensão;
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da CELPA;
c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas
como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do
Encargo de Energia de Reserva – EER; e
e) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CELPA, de modo
a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
Brasília, 02 de agosto de 2016.
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor
5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013,
a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, 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.