REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2160/2016
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 Celg Distribuição S.A - Celg-D.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-10-21
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.001105/2016-47
INTERESSADOS: CELG-D – CELG Distribuição S.A.
RELATOR: Diretor José Jurhosa Junior
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CELG-D - Celg Distribuição S.A., a vigorar a partir de 22 de
outubro de 2016.
I. RELATÓRIO
1. A CELG-D é concessionária1 de serviço público de distribuição de energia elétrica e atende
cerca de 2,8 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento
anual na ordem de R$ 5 bilhões.
2. No processo tarifário de 2015, as tarifas da CELG-D foram, em média, reajustadas em 6,89%,
sendo este o efeito tarifário médio percebido pelos usuários da concessionária, conforme consta da Resolução
Homologatória 1.947, de 08/09/2015.
3. A Resolução Homologatória 2.036, de 22/03/2016, prorrogou até 21/10/2016 a vigência das
tarifas de aplicação homologadas em 2015 em consequência da alteração da data de aniversário contratual da
CELG-D, conforme consta do Quinto Termo Aditivo, firmado em 29/12/2015, referente à renovação do Contrato
de Concessão 063/2000.
4. Em 11/10/2016, por meio do Despacho 2.719, a Diretoria Colegiada deferiu o Requerimento
Administrativo interposto pela CELG-D, referente à anuência para a constituição de garantias para fins de
repactuação de dívida com as cotas da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.
5. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica 346/2016-SGT/ANEEL, de
14/10/2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da CELG-D.
6. No dia 13/10/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de
Consumidores da CELG-D as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica 063/2000-ANEEL.

Normativa 652, de 17/03/2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET –
Procedimentos de Regulação Tarifária.
7. Em 17/10/2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, administrado por
esta Agência, e identificou-se que não constam inadimplências relativas às obrigações setoriais registradas em
nome da CELG-D, conforme estabelecido na Resolução Normativa 538/2013.
8. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
9. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CELG-D conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de -9,53%, sendo de -10,77%, em média, para os consumidores conectados na
Alta Tensão e de -8,85%, 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) -10,77%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -8,85%
Efeito Médio AT+BT -9,53%
10. O efeito médio de -9,53% 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 no processo de reajuste tarifário anual de 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 -0,49% ao se
adotarem como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo -
2,73% referente à variação de custos de Parcela A e 2,24% à variação de custos da Parcela B.
12. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -4,21%. Já o efeito da
retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de -4,83%
no atual reajuste.

13. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores de -9,53% [-9,53% =
-0,49% -4,21% -4,83%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados:
a) IRT de -0,49% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B;
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de
-4,21%; e
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -4,83%.
14. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
2,24%
0,15%
-0,60%
-2,28%
-4,21%
-4,83%
-9,53%

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

15. 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] | -3,53% | -2,73% | 74,98% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -9,20% | -2,28% | 22,65% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 7,79% | 0,01% | 0,11% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -36,99% | -4,90% | 8,39% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 10,10% | 0,24% | 2,62% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 5,38% | 0,31% | 6,07% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 82,44% | 2,10% | 4,67% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | -4,94% | -0,04% | 0,78% |
| ONS | 1,45% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 4,68% | 0,15% | 3,44% |
| Rede Básica | -3,88% | -0,06% | 1,52% |
| Rede Básica Fronteira | 20,81% | 0,16% | 0,91% |
| Rede Básica ONS (A2) | 12,84% | 0,01% | 0,04% |
| MUST Itaipu | 10,05% | 0,05% | 0,51% |
| Transporte de Itaipu | 4,00% | 0,01% | 0,23% |
| Conexão | 12,03% | 0,01% | 0,07% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | -5,39% | -0,01% | 0,16% |
| Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) | -1,22% | -0,60% | 48,89% |
| PARCELA B | 9,89% | 2,24% | 25,02% |
| IRT considerando a variação tarifária do RTA 2015 | -0,49% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -4,21%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE 0,13%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE +Saldo a Compensar CVA+ Ajustes -4,69%
CVA em Processamento - Transmissão 0,12%
Neutralidade dos Encargos -0,33%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 1,07%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,04%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) 0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,26%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,28%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,83%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -9,53%
16. Os custos da Parcela A representam 74,98% dos custos da Concessionária. A variação desses
custos representou -2,73% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário.

17. O valor total dos encargos setoriais diminuiu -9,20% em comparação com os valores referentes
ao reajuste anterior, correspondendo a um efeito tarifário médio de -2,28%. Destaca-se, principalmente, a
redução do orçamento da CDE – USO, decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano
de 2016, conforme Resolução Homologatória 2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para um efeito médio
de -4,90% no atual reajuste da CELG-D.
18. Os custos com transmissão sofreram a variação de 4,68% em relação ao reajuste tarifário
anterior, correspondendo ao efeito médio de 0,15%.
19. O custo de compra de energia sofreu uma variação de -1,22% em relação ao processo anterior,
contribuindo para um efeito médio de -0,60%. Esse decréscimo decorre, sobretudo, da nova tarifa de repasse
de potência da Itaipu Binacional para 2016, publicada pela Resolução Homologatória 2.001, de 15/12/2015, a
qual sofreu uma redução de 32,3% em relação à tarifa praticada em 2015.
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 tarifário anterior.
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia.
1,52%
0,96%
0,56%
0,42% 0,35%
0,18% 0,16%
-0,05%
-0,26%
-0,60%
-4,45%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Monte Bilateral II 12.783/2013 Itaipu Proinfra
Angra
Belo
e
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 380.820,05 400.644,75 5,21% 280,18 335,33 19,68%
Existente - CCEAR-QTD 1.482.154,81 1.715.941,17 15,77% 215,75 241,86 12,10%
3.179.922,15 219,40

| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 3.320.827,20 | 4,43% | 220,15 | 0,34% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 964.562,35 | 1.102.569,66 | 14,31% | 196,74 | 201,73 | 2,54% |
| Madeira e Belo Monte | 1.299.677,96 | 1.813.925,62 | 39,57% | 116,28 | 124,74 | 7,27% |
| Bilateral | 411.959,38 | 245.137,20 | -40,49% | 223,66 | 243,40 | 8,83% |
| Cota Angra I e Angra II | 463.164,88 | 447.766,92 | -3,32% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 3.538.508,33 | 3.673.261,05 | 3,81% | 37,27 | 65,53 | 75,84% |
| Itaipu | 2.422.701,29 | 2.465.160,87 | 1,75% | 288,28 | 182,30 | -36,76% |

288.580,29 266,62

Proinfa 297.803,30 3,20% 357,82 34,21%
Sobra (-) / Exposição (+) -423.230,49 -1.429.669,95 237,8% 174,11 169,33 -2,7%
TOTAL 14.008.821,00 14.053.367,81 0,3% 176,02 173,32 -1,5%
Fonte: Nota Técnica 346/2016-SGT/ANEEL
21. Os custos da Parcela B representam 25,02% dos custos da Concessionária. Seu incremento
correspondeu a 2,24% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
22. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,71%,
no período de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (setembro/2015) e do reajuste atual
(outubro/2016), descontado o Fator X, de 1,82%.
23. A Resolução Homologatória 1.613/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os valores dos
componentes Pd e T do Fator X em 1,29% e 0,00%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da
Parcela B nos reajustes tarifários da CELG-D.
24. Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior e do
reajuste atual, o valor do componente Pd do Fator X foi proporcionalizado, de modo a refletir o ganho de
produtividade de todo o período.
25. Assim, no cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T, de 1,40% e 0,00%,
respectivamente. No caso da CELG-D, a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi
de 0,48%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de 0,42%. Dessa maneira, para atualizar a
Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,71% e o Fator X, de 1,82%, resultando no fator
de atualização da Parcela B de 9,89% e um impacto tarifário de 2,24%.

26. 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
Encargos
Setoriais
Custo de
24,8%
Transmissão
3,4%
Custo de
Distribuição
Custo de
25,0%
Energia
46,8%
Fonte: Nota Técnica 346/2016-SGT/ANEEL
Gráfico 4
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 27,5% para o ICMS e de 5,7% 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 49,86%
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Custo de
Transmissão
2,3%
Encargos
Setoriais
16,5%
ICMS 27,5%
Custo de
Tributos
Energia 33,3%
31,2%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 5,7%
16,7%
Fonte: Nota Técnica 346/2016-SGT/ANEEL
27. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário,
ressalta-se a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA afeta à Energia,
que representou um impacto no atual reajuste de -4,69%, após reversão do respectivo financeiro concedido na
RTE a título de cobertura para compra de energia, bem como realização de ajustes referentes ao processo
tarifário anterior.
28. A área técnica destaca que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras
Tarifárias Vermelha e Amarela e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de
CVA Energia, contribuiu para que a tarifa da CELG-D não sofresse um aumento adicional médio de 16%.
29. Cabe destacar que, em função do deferimento5 pela Diretoria da ANEEL do Requerimento
Administrativo interposto pela CELG-D, que pedia anuência para a constituição de garantias com a finalidade
de repactuar as dívidas com as cotas da CDE, a consideração dos pagamentos e respectivas coberturas das
cotas referentes às competências relacionadas no pedido de repactuação de dívidas ocorrerá somente no
cálculo da CVA do processo tarifário de 2017.
30. A SGT destacou, na Nota Técnica 346/2016, que o efeito médio a ser percebido pelos
consumidores da CELG-D, de -9,53% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse
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.
5 Despacho 2.719/2016

nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (83,80%) e do IPCA (76,34%) no mesmo período, conforme
demonstrado no Gráfico 5.
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
600,00
Tarifa B1 Residencial
550,00
539,50
481,62 517,60
Variação IGPM
500,00
466,60 473,55
450,00 Variação IPCA
438,31 438,31
425,41
400,00
361,73
350,00 350,31
322,81

300,00 293,53 293,53 293,53 293,50
293,53
250,00
200,00
150,00

set/07 set/08 set/09 set/10 set/11 set/12 set/13 set/14 mar/15 mar/15 ago/15 out/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Reajsute
Fonte: Nota Técnica 346/2016-SGT/ANEEL

31. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários6, 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 nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo
processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
32. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à
CELG-D, em relação às competências entre outubro/2016 a setembro/2017, é de R$ 19.079.651,21 (dezenove
milhões, setenta e nove mil seiscentos e cinquenta e um reais e vinte e um centavos). Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro/2015 e setembro/2016.
III. DIREITO
33. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
(i) Lei 9.427, de 26/12/1996;
(ii) Lei 10.438, de 26/04/2002;
(iii) Lei 12.111, de 09/12/2009;
(iv) Decreto 7.246, de 28/07/2010;
(v) Decreto 7.945, de 07/03/2013; e
(vi) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica 063/2000.
IV. DISPOSITIVO
34. Diante do exposto e do que consta no Processo 48500.001105/2016-47, voto pela emissão de
resolução homologatória, como a minuta anexa, a fim de:
a) homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da - CELG-D - Celg Distribuição
S.A., a vigorar a partir de 22/10/2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de -9,53%, sendo -10,77% para os consumidores em alta tensão e -8,85%
para os consumidores em baixa tensão;
6 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.

b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da CELG-D;
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas
como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;
d) estabelecer os valores da receita anual referentes às instalações de conexão dedicadas
à Chesp e a consumidores do Subgrupo A1;
e) aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do
Encargo de Energia de Reserva – EER; e
f) homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a
ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CELG-D, de modo
a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 18 de outubro de 2016.
JOSÉ JURHOSA JUNIOR
Diretor