REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2065/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Companhia Energética do Ceará - Coelce.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-04-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005403/2015-25
INTERESSADOS: COELCE - Companhia Energética do Ceará
RELATOR: José Jurhosa Junior
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da COELCE - Companhia Energética do Ceará, a vigorar a partir de
22 de abril de 2016.
I. RELATÓRIO
A COELCE é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca de
3,4 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de
R$ 3,85 bilhões.
2. No processo tarifário de 2015 as tarifas da COELCE foram, em média, reajustadas em 21,88%, sendo
15,21% referentes ao reajuste tarifário econômico e 6,67% relativos aos componentes financeiros pertinentes,
conforme consta da Resolução Homologatória – REH 1.882/2015.
3. O Memorando160/2016-SFF/ANEEL, de 29/03/2016, apresentou informações sobre a Validação dos
cálculos de custos adicionais relativos ao estorno de créditos de ICMS, derivados de legislação federal e estadual,
pela COELCE.
4. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica 95, de 13/04/2016, consolidou o
cálculo do reajuste de 2016 da COELCE.
5. No dia 13/04/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de
Consumidores da COELCE, as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa
652 ANEEL, de 17/03/2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET – Procedimentos de
Regulação Tarifária.
6. É o relatório.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 03/1997-ANEEL.

II. FUNDAMENTAÇÃO
7. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da COELCE conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido
pelos consumidores de 12,97%, sendo de 11,51%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
13,64%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 11,51%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 13,64%
Efeito Médio AT+BT 12,97%
8. O efeito médio de 12,97% 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 Revisão Tarifária Periódica (RTP) 2015, que vigoraram até a data do reajuste em
processamento; (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação
nos 12 meses subsequentes; e (iv) do ajuste econômico e financeiro relativo à provisoriedade da RTP de 2015 da
COELCE.
9. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 10,01% ao se
adotarem como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo -7,41%
referente à variação de custos de Parcela A e 2,60% à variação de custos da Parcela B. Em relação à atualização
dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da COELCE, para compensar nos 12 meses
subsequentes, esses contribuíram para a o aumento tarifário de 6,90%. Já o efeito da retirada dos componentes
financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução de -7,07% no atual reajuste.
10. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 12,97% [12,97% =
10,01% -7,07% + 6,90% + 3,13%], constituiu a conjugação dos quatro movimentos tarifários explicitados:
a) IRT de 10,01% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B;
b) Retirada dos componentes financeiros fixados na RTP 2015, de -7,07%;
c) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de 6,90%; e
d) Efeito Econômico do Recálculo da Revisão Tarifária Periódica de 2015, de 3,13%.
11. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
12,97%
6,35% 6,90%
3,13%
2,60%
1,49%
-0,42%
-7,07%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Econômico Retirada dos Consumidor
Energia do Recálculo Financeiros
da RTP 2015 Anteriores
12. 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] | 10,70% | 7,41% | 68,14% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 10,50% | 1,49% | 13,91% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 15,84% | 0,02% | 0,14% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -29,98% | -1,00% | 2,09% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 9,20% | 0,14% | 1,48% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 4,38% | 0,26% | 5,57% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 87,41% | 1,93% | 3,68% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 14,34% | 0,14% | 0,96% |
| ONS | 8,95% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | -14,13% | -0,42% | 2,29% |
| Rede Básica | -21,16% | -0,47% | 1,54% |
| Rede Básica Fronteira | -2,95% | -0,02% | 0,48% |
| Conexão | 24,45% | 0,06% | 0,27% |
| Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) | 12,18% | 6,35% | 51,94% |
| PARCELA B | 7,83% | 2,60% | 31,86% |
| IRT considerando a variação tarifária da RTP | 10,01% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 6,90%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade -0,14%
CVA em Processamento - Energia comprada 5,36%
CVA em Processamento - Transmissão 0,07%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,68%
Neutralidade dos Encargos -0,10%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -1,75%
Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia de 2014/15 0,05%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,04%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -0,57%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -0,48%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,23%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Ajuste Liminar Abrace 0,06%
Revisão dos cálculos da Postergação da RTP de 2011 (Despacho 1077/2015) 0,16%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização -0,12%
Ajuste Parcela A (Revisão Definitiva) 0,85%
Ajuste Parcela B (Revisão Definitiva) 2,73%
Recomposição custos incorridos (CGTF) pela não compensação 100% créditos ICMS (passivo) 1,11%
Recomposição custos incorridos (CGTF) pela não compensação 100% créditos ICMS (mar15 a fev 16) 0,38%
Revisão do cálculo da CVA Energia realizado em 2014 (Despacho 1.077/2015) 0,10%
Recálculo da CVA 2014, ajuste no Limite de Repasse da UTE Fortaleza (Despacho 1.077/2015) 0,07%
Efeito Econômico do Recálculo da RTP 2015 3,13%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -7,07%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,97%
13. Os custos da Parcela A representam 68,14% dos custos da Concessionária. O incremento desses
custos representou 7,41% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário.
14. O valor total dos encargos setoriais aumentou 10,50% correspondendo a um efeito tarifário médio de
1,49%. Desses encargos destaca-se, principalmente, o aumento da cobertura para o Encargo de Energia de Reserva,
em função da estimativa dos custos relativos à contratação da Energia de Reserva para 2016, informada pela CCEE

por meio da Carta 2.477/2015, de 29 de outubro de 2015, contribuindo para um efeito médio de 1,93% no atual reajuste
da COELCE.
15. O custo de compra de energia sofreu uma variação de 12,18% em relação ao processo anterior,
contribuindo para um aumento tarifário de 6,35%. O aumento se dá pela grande proporção de contratos de Cotas de
Garantia Física da Lei 12.783/2013 no mix de contratos de compra de energia da distribuidora. Tal contrato teve um
aumento de custo unitário de 33,31 R$/MWh na RTP de 2015 para 60,44 R$/MWh no processo tarifário atual. Além
disso, a alta acumulada do IGPM e o IPCA nos últimos doze meses contribuiu para uma elevação significativa nos
preços dos CCEARs por quantidade e no preço do contrato bilateral com a CGTF.
16. 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 à RTE.
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia.
6,35%
2,06%
1,69%
0,92%
0,61% 0,66%

0,09% 0,17% 0,16% 0,25%
-0,25%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR Monte Bilateral II 12.783/2013 Proinfra
Angra
Belo
- e
Ajuste 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 | RTE 2015 | Processo atual | Variação | RTE 2015 | Processo atual | Variação |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 285.213,61 | 308.182,09 | 8,05% | 320,23 | 329,67 | 2,95% |
| Existente - CCEAR-QTD | 1.237.904,90 | 1.339.163,16 | 8,18% | 214,46 | 241,90 | 12,80% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 2.125.303,30 | 2.311.915,79 | 8,78% | 224,45 | 232,37 | 3,53% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.636.246,13 | 1.656.609,14 | 1,24% | 159,82 | 173,54 | 8,59% |
| Ajuste - CCEAR | 25.994,36 | 0,00 -100,00% | 388,48 | 0,00 | -100,00% |  |
| Madeira e Belo Monte | 826.403,50 | 1.435.245,29 | 73,67% | 114,91 | 121,76 | 5,96% |
| Bilateral | 2.715.750,86 | 2.694.576,00 | -0,78% | 250,53 | 272,92 | 8,94% |
| Cota Angra I e Angra II | 385.659,81 | 376.661,61 | -2,33% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 3.059.617,99 | 3.282.848,72 | 7,30% | 33,34 | 60,44 | 81,30% |
| Proinfa | 241.715,34 | 253.378,36 | 4,83% | 243,27 | 332,56 | 36,71% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -1.042.345,93 | -1.796.043,32 | 72,3% | 166,31 | 181,76 | 9,3% |
| TOTAL | 11.497.463,87 | 11.862.536,85 | 3,2% | 167,93 | 184,98 | 10,2% |

Fonte: Nota Técnica no 95/2016-SGT/ANEEL, de 13/04/2016.
17. Os custos da Parcela B representam 31,86% dos custos da Concessionária. Seu incremento
correspondeu a 2,60% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
18. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2015 e março
de 2016, do IGP-M, de 11,56%, subtraída do Fator X, de 3,72%.
19. No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão
Tarifária da COELCE, de 1,69% e 1,77%, respectivamente. No caso da COELCE, a variação média dos indicadores
de DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi de 7,17%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de 0,26%.
Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,56%, subtraída do Fator
X, de 3,72%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 7,83%.
20. 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
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 19,8% 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 33,3% (por fora) sobre
o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Custo de
Encargos
Transmissão
Setoriais
2,3%
15,9%
Custo de
Energia
49,9%
Custo de
Distribuição
31,9%

Gráfico 4
Custo de
Transmissão
1,6%
Encargos
Setoriais
11,3%
Custo de
Energia
ICMS 23,7%
35,4% Tributos
29,2%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 5,5%
22,5%
21. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressaltase:
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$ 57.738.854,19, com efeito no atual reajuste de -1,49%. O efeito provém
da manutenção do saldo positivo da Conta de Energia de Reserva – CONER em decorrência da
receita auferida com a liquidação da energia de reserva no mercado de curto prazo, ao Preço de
Liquidação de Diferenças (PLD); e
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$ 207.171.664,85, com efeito no atual
reajuste de 5,36%. O alto impacto pode ser explicado pelo risco hidrológico associado aos contratos
de Cotas de Garantia Física (CCGF) e pelo alto despacho de usinas térmicas fora da ordem de
mérito por restrição de transmissão entre o subsistema sudeste e nordeste. Com isso, houve uma
grande diferença entre a tarifa de cobertura considerada no processo tarifário anterior e o valor
realizado. A SGT 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
CVA-ENERGIA e da CVA-ESS/EER, contribuiu para que a tarifa da COELCE não sofresse um
aumento adicional médio de 11,12%.
c) Recomposição dos custos incorridos devido a não compensação de 100% dos créditos do ICMS:
Foi considerada a recomposição de custos incorridos pela não compensação de 100% de créditos
do ICMS de acordo com o Despacho 612/2012. O financeiro é composto pela parcela 3 de 4 do
Passivo histórico destes custos entre maio/2003 e junho/2013, no valor de R$ 43.027.792,12 e
também pelos custos incorridos entre março/2015 e fevereiro/2016, no valor de R$ 14.851.419,49.
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.

d) Efeitos do Despacho 1.077, de 14/04/2015: Recálculo da CVA 2014, ajustando o preço do Limite
de Repasse da UTE Fortaleza; Revisão do cálculo da CVA Energia realizado em 2014 com ajustes
de montantes e recontabilizações da CCEE e inserção de Liminares no cálculo; e Revisão dos
cálculos da Postergação da RTP de 2011.
e) Ajustes em decorrência da homologação do resultado definitivo da quarta Revisão Tarifária
Periódica da COELCE (Ajuste Parcela A e Parcela B): Com a alteração dos valores utilizados no
cálculo da Revisão Tarifária de 2015, a SGT procedeu com ajustes financeiros de modo a
considerar no cálculo corrente a alteração retroativa dos novos valores do Fator P e T além das
Perdas Técnicas e Não Técnicas, estipulados na Revisão Tarifária Definitiva. No cálculo em tópico
foi lançado como financeiro a diferença entre e Receita Anual Definitiva (RA1) menos a Receita
Anual Provisória considerada na RTP de 2015, ajustando-se pelo crescimento do mercado. Esta
diferença gerou um Componente Financeiro de R$ 138.109.507,32, devidamente atualizado por
SELIC até abril/2016.
22. Os associados da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica
– ABRACE tiveram decisão liminar favorável no Processo Judicial 26648-39.2015.4.01.3400 para suspender o
pagamento da parte controversa do encargo tarifário CDE, bem como alterar a forma de rateio dos valores
remanescentes da quota, de forma proporcional ao uso dos sistemas de distribuição e transmissão.
23. A Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar por meio do Despacho 3.312/2015
e da Resolução Homologatória 1.967/2015, ambos de 24/09/2015, após a análise das contribuições recebidas no
âmbito da Audiência Pública 57/2015. Posteriormente a REH 1986 de 10/11/2015 alterou a REH 1967 e ampliou o
alcance da liminar para novas unidades consumidoras.
24. Como as tarifas homologadas pelas REH 1.967/2015 e 1.986/2015 tiveram vigência a partir de
03/07/2015, a distribuidora fará jus a um componente financeiro correspondente à diferença entre a tarifa de equilíbrio
apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada pelas REH 1.967/2015 e 1.986/2015. No caso da
COELCE o valor apurado em relação ao período de 03/07/2015 a 07/04/2016 foi de R$ 2.352.216,18. Este
componente financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da distribuidora e não deverá incidir
sobre os associados da ABRACE. No mesmo sentido, uma parcela da CVA-CDE em processamento deverá ser
segregada pois refere-se ao custo da parcela controversa pela liminar da ABRACE e não deve ser alocada para estes
consumidores, mas somente para os demais. Este montante é de R$ 34.066.282,96.
25. 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 | (5.272.213,51) | -0,14% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 207.171.664,85 | 5,36% |
| CVA em Processamento - Transmissão | 2.810.177,48 | 0,07% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (26.323.010,70) | -0,68% |
| Neutralidade dos Encargos | (3.705.584,01) | -0,10% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (67.817.804,48) | -1,75% |
| Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia de 2014/15 | 1.788.190,23 | 0,05% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.375.318,36 | 0,04% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | (21.968.006,27) | -0,57% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | (18.602.558,27) | -0,48% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | (8.999.682,38) | -0,23% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 106.364,03 | 0,00% |
| Ajuste Liminar Abrace | 2.352.216 | 0,06% |
| Revisão dos cálculos da Postergação da RTP de 2011 (Despacho 1077/2015) | 6.137.958 | 0,16% |
| Penalidade por descumprimento de meta de universalização | (4.714.627) | -0,12% |
| Ajuste Parcela A (Revisão Definitiva) | 32.740.130 | 0,85% |
| Ajuste Parcela B (Revisão Definitiva) | 105.369.378 | 2,73% |
| Recomposição custos incorridos (CGTF) pela não compensação 100% créditos ICMS (passivo) | 43.027.792 | 1,11% |
| Recomposição custos incorridos (CGTF) pela não compensação 100% créditos ICMS (mar15 a fev 16) | 14.851.419 | 0,38% |
| Revisão do cálculo da CVA Energia realizado em 2014 (Despacho 1.077/2015) | 3.681.211 | 0,10% |
| Recálculo da CVA 2014, ajuste no Limite de Repasse da UTE Fortaleza (Despacho 1.077/2015) | 2.642.178 | 0,07% |
| Total | 266.650.509,73 | 6,90% |

Fonte: Nota Técnica nº 95/2016-SGT/ANEEL, de 13/04/2015.
26. A SGT destacou, na Nota Técnica 95, de 13/04/2016, que o efeito médio a ser percebido pelos
consumidores da COELCE, de 12,97% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse nos
últimos 8 anos abaixo da variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
650,00
600,00 Tarifa B1 Residencial
550,00 Variação IGPM
500,00
Variação IPCA
450,00 475,28
400,00
417,96
401,99 401,99
391,22
379,62
350,00
363,81 359,22
352,33
333,38
300,00
308,21
250,00
200,00
150,00

abr/07 abr/08 abr/09 abr/10 abr/11 abr/12 abr/13 abr/14 mar/15 abr/15 abr/16
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27. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da CDE
a ser repassado pela Eletrobrás 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.
28. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
COELCE, em relação às competências entre abril/2016 a março/2017, é de R$ 19.945.779,65. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre abril/2015 e março/2016.
III. DIREITO
29. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: (i) Lei 9.427/1996; (ii)
Lei 10.438/2002; (iii) Lei 12.111/2009; (iv) Decreto 7.246/2010; (v) Decreto 7.945/2013; e (vi) Contrato de Concessão
do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica 01/1998-ANEEL.
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.

IV. DISPOSITIVO
30. Diante do exposto e do que consta no Processo 48500.005403/2015-25, voto pela emissão de
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de:
a) homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da COELCE - Companhia Energética
do Ceará, a vigorar a partir de 22 de abril de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido
pelos consumidores de 12,97%, sendo 11,51% para os consumidores em alta tensão e 13,64%
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 COELCE;
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. – Eletrobrás à COELCE, de modo a custear
os descontos retirados da estrutura tarifária;
Brasília, 19 de abril de 2015.
JOSÉ JURHOSA JUNIOR
Diretor