REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2136/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
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 de Alagoas - CEAL.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-09-23
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 303/2016-SGT/ANEEL
Em 13 de setembro de 2016.
Processo: 48500.001066/2016-88
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à CEAL - Companhia Energética de
Alagoas e demais providências pertinentes ao seu
Reajuste Tarifário Anual de 2016.
I. DO OBJETIVO
1. Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CEAL - Companhia
Energética de Alagoas, vigente a partir de 28 de setembro de 2016, calculado em conformidade com as
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Portaria nº 388, de 26 de
junho de 2016, c/c a Cláusula Sétima do Contrato de Concessão de Distribuição nº 007/2001 e os seus
termos aditivos.
II. DOS FATOS
2. A CEAL, sediada na cidade de Maceió/AL, atende aproximadamente 1,1 milhão de unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de R$ 1,18
bilhão.
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal

Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo
Consumidoras1
Energia (MWh) Consumo (%)

| Residencial | 1.012.875 | 99.758 | 37,8% |
| --- | --- | --- | --- |
| Industrial | 2.658 | 57.278 | 21,7% |
| Comercial | 63.749 | 55.120 | 20,9% |
| Rural | 12.362 | 4.447 | 1,7% |
| Iluminação Pública | 202 | 17.593 | 6,7% |
| Poder Público | 8.639 | 11.490 | 4,3% |
| Serviço Público | 1.310 | 16.589 | 6,3% |
| Demais classes | 115 | 1.892 | 0,7% |
| Total | 1.101.910 | 264.166 | 100% |

1 - Fonte: SAMP - competência julho/2016
48581.002700/2016-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
3. Em 02/05/2016, a SGT solicitou1 as informações em relação ao processo de reajuste
tarifário da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SFF e SRM).
4. Em 22/08/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da CEAL, 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.
5. Em 23/8/2016, a Distribuidora, por meio da Carta CTA-DR nº 040/20162, encaminhou à
ANEEL pedido de consideração de valores pelos quais a distribuidora foi onerada sem a respectiva
cobertura tarifária em função da não aplicação do reajuste tarifário de 2015 no período entre agosto e
novembro de 2015 (encontrava-se inadimplente).
6. O Memorando nº 218/2016-SRM/ANEEL, de 01/09/2016, apresentou informações sobre o
contrato bilateral de compra e venda de energia.
7. Nos dias 14/9/2016 e 09/09/2016, a SGT recebeu os Memorandos n°s 504/2016SFF/ANEEL3 e 498/2016-SFF/ANEEL4, com os valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária
referente ao processo tarifário de 2015, bem como os valores fiscalizados e validados das garantias
financeiras relativas à contratação regulada de energia (CCEAR).
II.1. Precedentes
II.1.1. Aspectos Contratuais
8. Em 12/2/2001 foi firmado o Contrato de Concessão nº 007/2001 entre a União, por
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a CEAL - Companhia Energética de
Alagoas. 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.
9. Em 15/07/2005 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 30/72004.
10. Em 8/6/2010, foi assinado o Segundo 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
1 Memorando nº 165/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 166/2016-SGT/ANEEL.
Documento SIC nº 48513.020814/2016-00.
2
3 Documento SIC nº 48536.005649/2016-00
4 Documento SIC nº 48536.005564/2016-00.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
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.
11. Em 10/12/2014, foi firmado o Terceiro Termo Aditivo para 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, quando da extinção da concessão,
correspondente as parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não
depreciados, na forma das alterações efetuadas na redação da Cláusula Décima Primeira do Contrato de
Concessão de Distribuição de Energia Elétrica n° 007/2001-ANEEL, que trata da reversão dos bens e
instalações vinculados, estabelecidas na Cláusula Segunda deste Termo Aditivo.
12. Por meio de Despachos do MME publicados no Diário Oficial da União em 29/12/2015, o
Poder concedente deferiu os Requerimentos para Prorrogação do Prazo da Concessão de Serviço Público
de Distribuição de Energia Elétrica da concessionária CEAL e a convocou, nos termos do art. 11, § 2 , da
Lei n 12.783, de 2013, para assinatura do novo Contrato de Concessão no prazo máximo de duzentos e dez
dias, a partir da data da publicação do referido Despacho.
13. Em 26/07/2016 expirou o prazo estabelecido para que a CEAL assinasse o novo Contrato
de Concessão a fim de formalizar suas intenções de se manter como agente prestador do serviço público
de distribuição de energia elétrica em sua área de concessão. A CEAL optou pela não assinatura do novo
Contrato de Concessão e abdicou do seu direito de renovação da concessão.
14. Em 03/08/2016, foi publicada a Portaria MME nº 424, a qual designou a Companhia
Energética de Alagoas – CEAL como Responsável pela Prestação do Serviço Público de Distribuição de
Energia Elétrica, nos termos e condições estabelecidos na Portaria MME nº 388, de 26 de julho de 2016,
até a assunção de novo concessionário ou até 31 de dezembro de 2017, o que ocorrer primeiro.
15. A Portaria de designação estabeleceu que o reajuste tarifário para CEAL fosse realizado de
modo ordinário e com periodicidade anual, a partir de 28 de setembro de 2016.
16. A Resolução Homologatória nº 2.123, de 23/08/2016, prorrogou até 27/09/2016 a vigência
das tarifas de aplicação da Ceal constantes da Resolução Homologatória nº 1.984/2015.
17. Conforme a Nota Técnica nº 331/2016, que instruiu a abertura da Audiência Pública nº
63/2016, com o objetivo de definir as condições para a Prestação do Serviço Público de Distribuição de
Energia Elétrica por Órgão ou Entidade da Administração Pública Federal nas Concessões não prorrogadas
nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, as condições do regime temporário se aplicam
somente aos órgãos ou entidades da administração pública federal designados e contemplam o empréstimo
com recursos da RGR, os repasses de recursos de encargos setoriais em condições diferenciadas e a
aplicação dos reajustes e revisões tarifárias mesmo que não tenham todas as certidões de adimplência
setorial. Ressalta-se que que a empresa deverá manter-se adimplente com os encargos setoriais a partir do
período em que começar a receber os recursos do empréstimo. Na prática isso significa que não deverão
constar registros no cadastro de inadimplentes do setor elétrico relativos ao período compreendido entre 5
agosto de 2016 até a assunção de novo concessionário ou até 31 de dezembro de 2017.
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Fls. 4 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
18. Dessa forma, em 15/9/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, não existem débitos referentes às obrigações
intrassetoriais da CEAL para o período posterior a 5 de agosto, 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°
10.848, de 15/03/2004.
II.1.2. Aspectos Metodológicos
19. A Portaria nº 388/2016, que estabelece os termos e condições para a prestação do serviço
público de distribuição de energia elétrica, destaca no parágrafo 4º, do artigo 9º, que o reposicionamento
tarifário do ano de designação do prestador de serviço, no caso da CEAL o ano de 2016, serão aplicadas
as regras de Reajuste Tarifário previstos no Contratos de Concessão não prorrogado.
20. No Contrato de Concessão não prorrogado, 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 econômicofinanceiro inicial do contrato.
21. Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão,
preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela A
(VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas
homologadas na "Data de Referência Anterior (DRA)" e o "Mercado de Referência", não incluindo tributos,
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e
contratação de reserva de capacidade.
22. Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual,
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:
Referência
DRP
DRA Período de 12 meses
RA0
VPA0 VPA1
23. Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do
Contrato de Concessão:
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Fls. 5 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
VPA  VPB x (IVI  X)
IRT  1 0
RA
0
onde:
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses
anteriores ao reajuste em processamento;
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em função
do "Mercado de Referência;
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o "Mercado de
Referência", não incluindo o ICMS;
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior", e o
"Mercado de Referência", calculado da seguinte forma:
VPB0 = RA0 - VPA0
onde:
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior" e a
energia comprada em função do "Mercado de Referência";
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice que
vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à "Data de
Referência Anterior". Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a
ser adotado; e
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.
24. Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a
ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que deverão ser
subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.
25. O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será 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.
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Fls. 6 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
II.1.3 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015
26. Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da CEAL
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração e
CDE.
27. A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de
6,00% e 4,07%, respectivamente.
II.1.4. Reajuste Tarifário Anual de 2015
28. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.984, de 10/11/2015, o reposicionamento
tarifário da CEAL representou, em média, uma variação das tarifas homologadas na RTE-2015 de 6,48%.
III. DA ANÁLISE
III.1. Período de Referência
29. O período de referência para o reajuste anual da CEAL é de setembro/2015 a agosto/2016.
III.2. Receita Anual
30. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) 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$ 1.181.562.668, conforme demonstrado na Tabela 2.
Tabela 2: Mercado no Período de Referência

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 3.299.290 | 1.165.882.531,65 |
| A3 (69 kV) | 417.090 | 105.003.610,26 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 888.530 | 287.364.024,82 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 1.993.670 | 773.514.896,57 |
| Demais Livres | 159.001 | 8.659.074,86 |
| Distribuição | 20.221 | 853.212,74 |

Geração - 6.167.848,54

Total 3.478.512 1.181.562.667,79
III.3. Encargos Setoriais
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Fls. 7 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
31. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas5 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:
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013
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. 7.891, 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° 12.783/2013, 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 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como objetivo
5 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL.
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Fls. 8 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
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. 7.990, 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. 5.163, 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 síncronos, a
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os
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. 9.991, 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° 10.848/2004 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.
32. Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados
na tabela abaixo:
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Fls. 9 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
Tabela 3: Encargos Setoriais

| Encargos Setoriais | DRA (R$) | DRP (R$) | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 1.288.962,06 | 1.403.228,98 | - |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 155.935.760,46 | 154.655.741,49 | - |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 33.659.026,35 | 51.572.033,04 | Previsão SGT -JAN/2016 |
| PROINFA | 18.818.764,31 | 26.696.451,18 | REH 2003/2015 |
| P&D e Eficiência Energética | 11.102.514,91 | 10.914.444,10 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Contribuição ONS | 43.282,11 | 46.592,88 | Contribuição JAN/16 - DEZ/16 |
| Total de Encargos Tarifários | 220.848.310 | 245.288.492 |  |

33. O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual
(CDE Uso), homologada pela REH 2.077, de 07/06/2016, os seguintes itens:
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela
REH 2.077, de 07/06/2016. 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.
7.891/2013. 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.
7.891/2013) homologada pela REH nº 2.004/2015, 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 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 2015. 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 2014. Dessa forma, os custos da ContaACR foram distribuídos equitativamente a todos os consumidores cativos do sistema interligado
nacional.
34. A partir da assinatura, em 2010, dos Termos Aditivos aos contratos de concessão de serviço
público de distribuição de energia elétrica, são considerados na DRA (Data de Referência Anterior) os
valores faturados dos encargos setoriais, de modo a assegurar a neutralidade desses itens da "Parcela A".
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Fls. 10 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
35. Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da
concessionária.
III.4. Transmissão
36. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu
e Uso de Sistemas de Distribuição.
37. Com relação aos 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 n° 2.099, de 28/06/2016.
38. Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na
Resolução Homologatória n° 2.098, de 28/06/2015, sendo consideradas também as informações presentes
no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.
39. 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 contratada multiplicados por tarifa estabelecida
pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. Esse custo se aplica ao caso da CEAL, uma vez que
ela acessa a rede de distribuição da CELPE.
40. 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).
41. 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:
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica

| Componente | DRA (R$) | DRP (R$) |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica | 24.247.231,15 | 25.741.374,03 |
| Rede Básica Fronteira | 9.057.776,40 | 9.995.925,29 |
| Conexão | 2.515.312,21 | 2.281.258,84 |
| Uso do sistema de distribuição | 836.149,11 | 692.531,13 |
| Total dos Custos de Transporte | 36.656.468,87 | 38.711.089,29 |

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III.5 Compra de Energia
42. A Lei n. 10.848, 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° 10.848/2004 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 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema
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 10.848, 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.
5.163, 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 12.111, de 9/12/2009;
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 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° 12.783, 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 10.848, 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 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
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de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de
tensão e medição de energia elétrica6.
48. 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 1.606/2013 (última revisão tarifária da CEAL) estabeleceu o percentual regulatório de
perdas técnicas de 10,34% (sobre energia injetada da concessionária) e para as perdas não-técnicas (sobre
o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 15,67% 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 agosto/2015 a julho/2016. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário da
CEAL.
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas
Perdas DRA DRP

| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 16,70% | 15,67% |
| --- | --- | --- |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 10,34% | 10,34% |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 2,29% | 2,71% |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 1.993.670 | 1.993.670 |

50. Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, 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 CEAL para atendimento ao seu
mercado de referência apurado na DRA e na DRP.
De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa
6
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida
instalação.
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Fls. 14 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
Tabela 6: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 3.299.290 | 3.299.290 |
| Fornecimento | 3.299.290 | 3.299.290 |
| Consumidores Livres | 179.222 | 179.222 |
| Perdas Totais | 865.611 | 859.167 |
| Perdas Rede B. | 93.114 | 109.573 |
| Perdas na Distribuição | 772.497 | 749.594 |
| Perda Não Técnica | 332.943 | 312.408 |
| Perda Técnica | 439.554 | 437.186 |
| Energia Requerida | 4.164.901 | 4.158.457 |

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.
a) Na Data de Referência Anterior – DRA
53. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos
montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior,
conforme a tabela a seguir:
Tabela 7: Compra de Energia na DRA

Energia Requerida Tarifa Média Energia Requerida
(MWh) (R$/MWh) (R$)
4.164.901 136,13 566.985.337,23
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP
54. 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 10.848/2004 e o
Decreto nº 5.163/2004.
55. Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo que o
custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia requerida, líquida da energia do
PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na DRP.
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Fls. 15 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
56. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits considerando o período de
7
referência em questão.
57. 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.
58. No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os
seguintes procedimentos:
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, considerou-se,
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de
cobertura tarifária aprovada pela AP 081/2015, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de
bandeiras e definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016. 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. 10.848/2004
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, 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
7 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.
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Fls. 16 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado por meio do Memorando
nº 218/2016-SRM/ANEEL, de 1/9/2016, que informou não haver contrato bilateral firmado com a CEAL.
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. Por ser uma concessionária do Nordeste, a CEAL não adquire energia de Itaipu, prescindindo de
cobertura tarifária para esse item.
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 das Resoluções Homologatórias nº 1.924,
de 28/07/2015 e 1.936, de 18/08/2015. Especificamente para as usinas objeto do Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, foram
utilizadas as receias anuais de geração homologadas por meio da Resolução Homologatória nº 2.014, de
19/01/2016.
59. 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.
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001066/2016-88

Fls. 17 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 3.426.862,65 | 2.708.687,85 | 207,09 | 560.951.325,00 |
| 4º LEE 2009-08 | 8.142,50 | 6.436,06 | 178,68 | 1.150.009,84 |
| 12º LEE 2014 36M/ Nova regra | 53.871,68 | 42.581,68 | 176,63 | 7.521.405,12 |
| 13º LEE 2014-05 DISP | 106.684,30 | 84.326,25 | 370,20 | 31.217.482,68 |
| 13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE | 272.926,28 | 215.728,55 | 320,12 | 69.058.152,42 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP | 114.740,19 | 90.693,85 | 296,19 | 26.862.410,99 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra | 149.587,21 | 118.237,91 | 222,45 | 26.302.351,83 |
| 15º LEE DIS2-03ANOS | 1.375,32 | 1.087,09 | 297,26 | 323.148,79 |
| 15º LEE DIS3-01ANOS | 4.796,06 | 3.790,94 | 264,62 | 1.003.174,13 |
| 15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra | 96.403,80 | 76.200,25 | 147,31 | 11.225.059,32 |
| 1º LEN A-3 2008-30 H | 24,69 | 19,52 | 199,53 | 3.894,46 |
| 2º LEN A-3 2009-15 T | 27.396,59 | 21.655,03 | 314,59 | 6.812.482,57 |
| 2º LEN A-3 2009-30 H | 53.340,33 | 42.161,69 | 232,92 | 9.820.507,74 |
| 4º LEN A-3 2010-15 T | 113.996,38 | 90.105,92 | 326,05 | 29.378.779,73 |
| 6º LEN A-3 2011-15 T | 4.338,76 | 3.429,47 | 188,92 | 647.893,91 |
| 8º LEN A-3 2012-15 T | 81,01 | 64,03 | 312,65 | 20.020,29 |
| 8º LEN A-3 2012-30 H | 8,10 | 6,40 | 228,67 | 1.464,29 |
| 17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra | 5.050,46 | 3.992,03 | 147,88 | 590.349,94 |
| 17º LEN DIS-2016/ Nova regra | 44.195,25 | 34.933,16 | 147,88 | 5.165.994,78 |
| 19º LEN DIS-2017/ Nova regra | 22.079,12 | 17.451,95 | 147,53 | 2.574.714,05 |
| 19º LEN QTD-2017/ Nova regra | 10.773,54 | 8.515,71 | 137,35 | 1.169.629,14 |
| 1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T | (444,54) | (351,38) | 299,63 | (105.283,95) |
| 1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T | (276,95) | (218,91) | 299,63 | (65.592,09) |
| 1º LEN A-4 2009-15 T | 26.094,75 | 20.626,02 | 299,63 | 6.180.171,52 |
| 1º LEN A-4 2009-30 H | 2.239,13 | 1.769,87 | 213,21 | 377.345,76 |
| 01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés | (44,45) | (35,14) | 214,62 | (7.541,36) |
| 1º LEN A-5 2010-15 T | 35.217,50 | 27.836,89 | 264,77 | 7.370.298,59 |
| 1º LEN A-5 2010-30 H | 38.201,78 | 30.195,76 | 214,62 | 6.480.702,78 |
| 01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés | (323,21) | (255,47) | 214,62 | (54.829,93) |
| 3º LEN A-5 2011-15 T | 18.847,18 | 14.897,34 | 286,24 | 4.264.154,68 |
| 3º LEN A-5 2011-30 H | 20.044,94 | 15.844,08 | 220,34 | 3.491.133,79 |
| 5º LEN A-5 2012-15 T | 71.591,90 | 56.588,24 | 247,05 | 13.980.135,45 |
| 5º LEN A-5 2012-30 H | 33.046,15 | 26.120,60 | 226,13 | 5.906.722,62 |
| 7º LEN A-5 2013-15 T | 52.026,56 | 41.123,24 | 246,75 | 10.147.101,65 |
| 10º LEN A-5 2015-30 H | 73.864,32 | 58.384,42 | 151,25 | 8.830.790,06 |
| 11º LEN A-5 2015-30 H | 214.225,80 | 169.330,05 | 99,62 | 16.869.243,68 |
| 1º LFA A-3 2010-15 OF | 473,93 | 374,60 | 251,28 | 94.132,20 |
| 1º LFA A-3 2010-30 H | 203,74 | 161,04 | 239,87 | 38.629,95 |
| 2º LFA A-3 2013-20 OF | 1.078.868,06 | 852.767,42 | 204,01 | 173.969.830,16 |
| 2º LFA A-3 2013-30 H | 77.894,86 | 61.570,27 | 223,40 | 13.754.746,12 |
| 3º LFA BIO-2016/ Nova regra | 7.493,26 | 5.922,88 | 227,56 | 1.347.804,81 |
| 3º LFA EOL-2017/ Nova regra | 781,87 | 618,01 | 189,46 | 117.086,56 |
| Estruturante Santo Antônio | 83.912,34 | 66.326,66 | 136,57 | 9.058.441,05 |
| Estruturante Santo Antônio - MCSD | 40.033,52 | 31.643,61 | 136,57 | 4.321.667,53 |
| Estruturante Jirau | 117.925,49 | 93.211,60 | 120,12 | 11.196.892,45 |
| Estruturante Jirau - MCSD | 65.051,38 | 51.418,42 | 120,12 | 6.176.554,93 |
| Estruturante Belo Monte | 86.654,03 | 68.493,76 | 119,07 | 8.155.531,17 |
| Estruturante Belo Monte | 461.719,73 | 364.956,16 | 119,07 | 43.455.219,01 |

* Estruturante A Nota Técnica Belo Monte é um - documento MCSD emitido pelas Unidades Organizacionais (268.272,00) e destina-se a subsidiar (212.049,67) as decisões 119,07 da Agência. (25.248.690,20)

_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ Energia Base 1.809.482,35 1.447.876,47 71,89 104.093.030,96
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Cota Angra I/Angra II 125.500,93 99.199,44 206,29 20.463.852,02
Cotas Lei n º 12783/2013 1.599.947,66 1.264.643,27 66,13 83.629.178,94
PROINFA 84.033,76 84.033,76 - -

Total 5.236.345,00 4.156.564,32 160,00 665.044.355,96

Fls. 18 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
60. Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA8 e na DRP
para a CEAL, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 566.985.337,23 e R$
665.589.438,92.
III.6. Parcela B
61. O Fator X9 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima 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.
62. A Resolução Homologatória nº 1.606/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,76% e 0,53%, respectivamente, a serem aplicados na
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da CEAL.
63. Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior
(agosto/2015) e do reajuste atual (setembro/2016), o valor do componente Pd do Fator X foi
proporcionalizado, de modo a refletir o ganho de produtividade de todo o período, resultando em 1,91%.
64. Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, o componente Q (qualidade
do serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da variação dos
indicadores de DEC e FEC apurados nos últimos dois anos disponíveis.
65. No caso da CEAL a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos de 2014
e 2015 foi de -4,79%, de modo que o valor de componente Q do Fator X a ser aplicado na atualização da
Parcela B é de 0,00%.
66. À vista do disposto no Parágrafo 20 do Submódulo 2.5 do PRORET (Revisão 1.1 aprovada
pela REN nº 640, de 16/12/2014), que determina o recálculo do Componente "Q" considerado em processos
tarifários anteriores quando houver retificação dos indicadores DEC e FEC utilizados originalmente, cabe
informar que após análise dos novos dados fornecidos pela Superintendência de Regulação dos Serviços
de Distribuição (SRD), por meio do Memorando nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 31/03/2016, relativos aos anos
O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo
8
preço médio de repasse do processo tarifário anterior.
9 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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Fls. 19 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
civis de 2014 e 2015, não se verificou quaisquer efeitos tarifários a considerar no caso da CEAL em relação
aos cálculos anteriores em que tais dados tenham sido utilizados.
Tabela 9: Fator X
Componentes Valor
Componente Pd do Fator X 1,91%
Componente T do Fator X 0,53%
Componente Q do Fator X 0,00%
Fator X 2,44%
67. Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M10 e do Fator X. A variação
do IGP-M considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (agosto/2015) e do
reajuste atual (setembro/2016) foi de 11,80%, enquanto o Fator X resultou em 2,44%. A tabela abaixo
demonstra o cálculo da Parcela B na DRP.
Tabela 10: Cálculo da Parcela B
Descrição Valores
Parcela B - DRA (R$) 357.072.551,49
IGP-M 11,80%
Fator X 2,44%
Parcela B - DRP (R$) 390.492.885,83
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
68. 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.
69. 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
10 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
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&F11, de 13,16% 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, para o período de competência de janeiro de
2015 a junho de 2016, 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 as competências de janeiro de 2015 a junho de 2016.
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita
no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016.
Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa decorrente de
ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do repasse do resultado
financeiro das compras e vendas no MCP com o consequente desaparecimento do Fator K;
(ii) exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio dos
contratos de compra de energia, exceto para contratos de disponibilidade e (iii) utilização
dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos resultados do MCP
para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços do Sistema.

Foi incluído no cálculo da CVAENERGIA 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 janeiro de 2015 a junho de 2016.
 No cálculo da CVA Energia não foram consideradas as faturas ou custos das competências
de março/2016 a junho/2016, visto que a CEAL não efetuou o pagamento de algumas
11 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.
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Fls. 21 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
faturas dos geradores. Conforme informado pela empresa, a mesma se encontra adimplente
das obrigações com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
 Logo, de acordo com a Portaria Interministerial nº 25/2002, apenas as faturas ou custos
efetivamente pagos podem ser considerados na CVA. Portanto, a cobertura tarifária e os
respectivos pagamentos desses meses de competência devem ser considerados no
primeiro processo tarifário subsequente aos efetivos pagamentos
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo:
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento
12 Meses
Delta 5° Dia Útil Anterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)

| CVA CDE | 6.820.223,31 | 8.914.804,35 | 9.526.225,46 |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA CDE Energia | 13.216.838,46 | 15.409.858,18 | 16.466.742,02 |
| CVA Rede Básica | 792.812,07 | 773.878,03 | 826.954,40 |
| CVA Compra Energia | (10.241.138,67) | (15.593.568,20) | (16.663.051,77) |
| CVA Proinfa | 5.430.430,09 | 5.769.618,44 | 6.165.327,24 |
| CVA ESS/ERR | 7.545.663,77 | 7.245.096,20 | 7.742.000,52 |
| Total | 23.564.829,03 | 22.519.687,01 | 24.064.197,86 |

 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$ (16.663.051,77), com efeito no atual
reajuste de -1,41%. Os principais componentes que impactaram no saldo da CVAENERGIA foram os
contratos de cota de garantia física. A participação no mix de contratação da CEAL desses contratos
foi de 35%. Os custos dos contratos de cotas de garantia física tiveram valores majorados devido
ao Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas
de Garantia Física e Potência, onde foi incorporada nova parcela de custo relacionado ao Retorno
da Bonificação pela Outorga12. No entanto a receita de Bandeiras contribuiu para o resultado
negativo da CVA energia.
12 Previsto na Lei n° 13.203/2015.
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Fls. 22 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
Composição do Mix da CEAL na CVA
Qm (MWh)
0%
CCEAR-Q
CCEAR-D
32%
35%
CCEN
PROINFA
CCGF
CCEAR-A
2%
29%
2%
Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT – CEAL
%CVA Energia no processo tarifário
15,00%
9,26%
10,00% 8,35%
4,05%
5,00%
0,35%
0,05% 0,00%
0,00%

CCEAR-Q CCEAR-D CCEN PROINFA CCGF CCEAR-A Receita de DEMAIS
(5,00%) Bandeiras CUSTOS
(4,59%) Alocada
Energia
(10,00%)
(15,00%)
(20,00%)
(25,00%)
(25,13%)
(30,00%)
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Fls. 23 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
CVA Energia – CEAL
600,00
Milhões
500,00
400,00
300,00
200,00
100,00
0,00

CCEAR-Q CCEAR-D CCEN CCGF CCEAR-A Receita de DEMAIS
(100,00) Bandeiras CUSTOS
Alocada
(200,00) Energia
(300,00)
Cobertura tarifária (R$) Pagamento CVA após limite de repasse (R$)
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 2015 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.
 Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, de acordo com o Memorando nº
504/2016-SFF/ANEEL, de 14/9/2016, a concessionária não informou em tempo hábil os dados
necessários à fiscalização, o que inviabilizou a validação do saldo da CVA 2015. Desta forma, foram
utilizados os valores de CVA do 5º dia útil do processo do RTA 2015. Destaca-se que os saldos da
CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, tendo sido excluídos da CVA do ano anterior
todos os pagamentos relativos aos meses de competência do ano de 2015, os quais foram incluídos
na apuração da CVA em processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao disposto no
inciso (ii) do Despacho nº 652, de 15 de março de 2016.
 No saldo a compensar analisado também está contemplado o financeiro de saldo a
compensar da reversão da RTE realizada no processo tarifário de 2015.
iii) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme
a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
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Fls. 24 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
Os valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto
Prazo foram:
 a) Para o ano civil de 2015: Sobrecontratação de energia de 31.426 MWh. O referido
valor já é definitivo e é inferior ao valor do Despacho n° 2.271, de 25 de agosto de 2016.
Esse montante de energia foi obtido com base em dados fornecidos pela CCEE e
representa, juntamente com o ajuste financeiro das operações no mercado de curto
prazo, um repasse tarifário de R$ -66.550.535,08, a preços de setembro/16.
 Dos valores descritos acima foram deduzidos os valores repassados pela Conta
Bandeira à concessionária ao longo de 2015, de R$-33.620.080,32, a título de
Exposição Involuntária, nos termos do inciso I do Art 4º-A do Decreto 7.891/2013.
 Destaca-se que a exposição involuntária de energia no processo tarifário de 2015,
referente ao ano civil de 2014, havia sido calculada provisoriamente. Assim, no atual
processo tarifário essa exposição foi recalculada em caráter definitivo, não se
observando diferença financeira.
 Foi feito o ajuste relativo ao MAC da UHE Santo Antônio13 e Amazonas no cálculo da
sobrecontratação do ano civil de 2014 que resultou em um valor de R$ -608.200,19
atualizado pela taxa Selic.
 Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou
Exposição ao Mercado de Curto Prazo é de R$ (67.158.735,27) já atualizado para
preços de junho de 2016.
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão anterior, a neutralidade dos encargos referese ao cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais
faturados no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior,
devidamente atualizadas pela taxa SELIC.
v) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de junho de 2015 a maio de 2016,
atualizados pela taxa SELIC, conforme Submódulo 4.4 do PRORET, resultante da 4ª fase da AP ° 078/2011,
tendo sido fiscalizados14 pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF.
13 Conforme determinação no voto do Diretor Relator (parágrafo 76, alínea a) do processo tarifário 48500.006196/2014-45,
referente ao reajuste da CPFL Piratininga de 2015, foi feito recálculo do valor relativo ao ano civil de 2014, decorrente da
redução do montante contratual de Santo Antônio contabilizada pela CCEE em julho de 2014.
14 Memorando nº. 326/2016-SFF/ANEEL, de 15/6/2016.
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Fls. 25 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
vi) Ajuste Financeiro CUSD. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da Portaria
Interministerial n° 25/2002 e conforme dispõe o Submódulo 4.4 do PRORET, ajustou-se financeiramente os
custos decorrentes dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSDs) firmados entre a CEAL e a
distribuidora CELPE.
vii) Diferencial Eletronuclear. É a diferença15 entre a tarifa praticada e a de referência entre
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. Neste reajuste, está sendo considerado
o ajuste, de R$ 109.122,57, relativo ao descasamento entre a cobertura tarifária concedida no processo
tarifário anterior, para os 12 meses subsequentes, e o pagamento das parcelas mensais, realizado até
dezembro de 2015.
viii) Reversão de financeiros pela postergação da data contratual. Em consequência da
publicação da Portaria MME nº 424, a qual designou a Companhia Energética de Alagoas – CEAL como
Responsável pela Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, com vistas a garantir a
continuidade do serviço, houve alteração de data de aniversário contratual de 28 de agosto para 28 de
setembro. Assim, foi efetuada a reversão da parcela da receita correspondente aos componentes financeiros
faturados nesse período adicional de vigência das tarifas homologadas no ano anterior, totalizando -R$
4.646.350,21, para a componente TE (energia) e -R$ 2.489.441,95, para a componente TUSD (uso).
ix) Reversão do financeiro da RTE aplicado no período de inadimplência. O
processamento do reajuste tarifário anual de 2015 da CEAL foi suspenso por 83 dias, entre os dias 28 de
agosto de 2015 e 18 de novembro de 2015, visto que a concessionária encontrava-se inadimplente com
suas obrigações intrassetoriais. Nesse período, foram mantidas e praticadas as tarifas de aplicação da
Revisão Tarifária Extraordinária de 2015, conforme estabeleceu a Resolução Homologatória nº 1.939/2015.
Tal medida encontra amparo no art. 10 da Lei nº 8.631 e tem caráter punitivo para desestimular
inadimplências no setor elétrico, imputando ao agente devedor perda de receita sem possibilidade de
recuperação. Somente no dia 10 de novembro de 2015, após a concessionária ter quitado as pendências
com as obrigações intrassetoriais, foi concluído o processamento do Reajuste Tarifário Anual de 2015 da
CEAL, com a publicação no D.O.U da Resolução Homologatória nº 1.984/2015.
 Nesse sentido, segundo regulamenta o Submódulo 3.1 do PRORET, "Os
Componentes Financeiros previstos na legislação pertinente não fazem parte da
base tarifária, ou seja, não compõem a tarifa econômica da distribuidora. São
valores apurados anualmente, positivos ou negativos, que são repassados às
tarifas da distribuidora para compensação no período de 12 (doze) meses
subsequentes ao reajuste tarifário em processamento.".
 Portanto, os componentes financeiros da tarifa de aplicação da RTE 2015, que são
aqueles do reajuste de 2014 acrescidos dos financeiros da revisão extraordinária
A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 - 1º Leilão e seu valor será repassado
15
mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear, conforme parcelas homologadas pela Resolução Homologatória 1.585/2013.
Esse ajuste será considerado até o processo tarifário de 2016.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001066/2016-88

Fls. 26 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
de 2015, deveriam ter sido percebidos pelos consumidores somente até a data de
aniversário da concessão em 2015, ou seja, no período determinado de 12 meses,
sob o risco de imputar aos consumidores o ônus por atos de responsabilidade
exclusiva da Concessionária, qual seja, manter-se adimplente segundo as
obrigações legais.
 Assim, está sendo revertido o valor de -R$ 16.011.844,26, para a componente
TUSD e -R$ 30.449.281,93, para a componente TE, ambos atualizados pelo IGPM,
correspondente à receita faturada proveniente de componentes financeiros
presentes na tarifa de aplicação da RTE 2015, para os dias em que a
Concessionária esteve inadimplente e impedida de aplicar as novas tarifas, a saber:
4 dias referentes ao mês de agosto, 30 dias do mês de setembro, 31 dias referentes
ao mês de outubro e 18 dias do mês de novembro de 2015.
x) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de
fevereiro de 2015, homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de
Distribuição de Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição
de energia elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das
novas quotas de CDE. A Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e
informações adicionais para o aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na
Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de cada distribuidora.

Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, as
variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na
tarifa de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros
possibilitaria a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria
o cálculo da RTE.
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A
RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de
Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual.
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta a
cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas
CVAs e já não tenham sido revertidos no último processo tarifário.
 Portanto, está sendo revertido o valor de -R$ 28.119.700,88, devidamente atualizado
pela SELIC, referente à receita faturada no período remanescente de 1º de maio de
2015 a 28 de agosto de 2015, proveniente dos componentes financeiros de CDE
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Fls. 27 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
estabelecidos na RTE. Já para o componente financeiro de Compra de Energia
estabelecido na RTE, está sendo revertida a receita faturada para o período de 1º de
junho de 2015 a 28 de agosto de 2015, totalizando R$ 6.521.561,13, atualizada pela
SELIC.

O saldo a compensar dessa reversão será apurado, no próximo reajuste tarifário,
seguindo a mesma sistemática de cálculo da CVA saldo a compensar.
70. A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros:
Tabela 12: Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 39.900.295,24 | 3,38% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | (16.663.051,77) | -1,41% |
| CVA em Processamento - Transmissão | 826.954,40 | 0,07% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 25.732.193,40 | 2,18% |
| Neutralidade dos Encargos | 9.629.126,17 | 0,81% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (67.580.318,46) | -5,72% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 4.162.716,44 | 0,35% |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | (75.598,08) | -0,01% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | 6.521.561,13 | 0,55% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | (13.199.031,97) | -1,12% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | (14.920.668,90) | -1,26% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 109.122,57 | 0,01% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE | (4.646.350) | -0,39% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD | (2.489.442) | -0,21% |
| Reversão de financeiros RTA 2015 aplicados no período de inadimplência TUSD | (16.011.844) | -1,36% |
| Reversão de financeiros RTA 2015 aplicados no período de inadimplência TE | (30.449.282) | -2,58% |
| Total | (79.153.618,19) | -6,70% |

71. A Distribuidora protocolou a Carta CTA-DR Nº 040/2016, de 23/8/2016, onde argumenta
que foi onerada em função de não ter recebido a cobertura tarifária correspondente aos pagamentos da
amortização das operações de crédito contratadas pela CCEE na gestão da Conta-ACR para as
competências de agosto, setembro e outubro de 2015.
72. Dessa forma, solicita a empresa que seja compensada no atual reajuste com o valor que
pagou à CCEE sem a correspondente cobertura no reajuste de 2015.
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Fls. 28 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
73. Cabe esclarecer de pronto que o período questionado pela Empresa corresponde
exatamente àquele que esteve inadimplente com suas obrigações intrassetoriais. Na ocasião, foram
suspenso o processamento do reajuste e prorrogadas as tarifas de aplicação constantes da Resolução
Homologatória nº 1.782, de 26/08/2014, até que estivesse adimplente com suas obrigações.
74. A atitude de suspender o reajuste e continuar a aplicar a tarifa de 2014, dado que o reajuste
seria positivo, vem cumprir a determinação do art. 10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada
pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004 e tem uma clara intenção de estabelecer um sinal econômico que
incentiva a adimplência setorial dos agentes e penaliza a inadimplência.
"Art. 10. O inadimplemento, pelas concessionárias, pelas permissionárias e pelas
autorizadas, no recolhimento das parcelas das quotas anuais de Reserva Global de
Reversão - RGR, Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica -
PROINFA, Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, Conta de Consumo de
Combustíveis - CCC, compensação financeira pela utilização de recursos hídricos e outros
encargos tarifários criados por lei, bem como no pagamento pela aquisição de energia
elétrica contratada de forma regulada e da Itaipu Binacional, acarretará a impossibilidade
de revisão, exceto a extraordinária, e de reajuste de seus níveis de tarifas, assim como de
recebimento de recursos provenientes da RGR, CDE e CCC. (Redação dada pela Lei nº
10.848, de 2004)"
75. Para manter a intenção do legislador de coibir a inadimplência frente às obrigações
intrasetoriais é que não se reconhece uma recomposição tarifária de prejuízos causados pela própria
empresa.
76. Dessa forma, apesar da empresa manter suas obrigações de pagar os seus credores, no
caso de se encontrar inadimplente não fará jus a cobertura associada. Assim sendo, o descasamento entre
cobertura e pagamento solicitado pela empresa para os meses que esteve inadimplente constitui ônus da
Concessionária e, portanto, não é passível de ser considerado.
77. Caso similar foi enfrentando no reajuste de 2015 da CEEE-D. Como a Concessionária
estava inadimplente com suas obrigações intrasetoriais quando da aplicação do reajuste de 2014, foi
penalizada com a manutenção da antiga tarifa de 2013. Dessa forma, não foi considerada na CVA de CDEUSO de 2015, para o período que esteve inadimplente, a diferença da cobertura efetivamente dada com a
que deveria ter sido aplicada caso a empresa estivesse adimplente. Da mesma forma, procedeu-se com o
cálculo do ajuste CUSD.
78. Nessa mesma carta, a distribuidora também pleiteou um componente financeiro referente
ao PIS/COFINS do encargo de conexão com a Chesf do período 2013-2015, no valor de R$521.037,86. De
acordo com as Resoluções Homologatórias das tarifas, a distribuidora tem autorização para inclusão, no
valor total a ser pago pelo consumidor, das despesas do PIS/Pasep e da Cofins efetivamente incorridas pela
empresa, no exercício da atividade de distribuição de energia elétrica. Portanto, o pleito foi indeferido.
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Fls. 29 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT
79. 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.
80. 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.
81. 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.
82. 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 CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de 2015.
83. 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 CVAENERGIA
e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da CEAL não sofresse um aumento adicional médio de 26,09%.
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
84. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, 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.
85. Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. –
Eletrobras – deve repassar o montante mensal de recursos da CDE 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.
86. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a
distribuidora no período de competência de setembro/2016 a agosto/2017, até o 10º dia útil do mês
subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os
realizados no período de agosto/2015 a agosto/2016.
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Fls. 30 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
Tabela 15: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)
Subsídio Carga Fonte Incentivada 38.146,80 174.036,64 212.183,44
Subsídio Geração Fonte Incentivada (35.500,79) 275.629,84 240.129,05
Subsídio Distribuição - - -

| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 44.787,23 | 870.126,37 | 914.913,61 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Rural | 1.079.614,38 | 1.848.953,87 | 2.928.568,24 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (857.245,86) | 28.494,06 | (828.751,80) |
| Total | 269.801,76 | 3.197.240,78 | 3.467.042,54 |

VI. Metodologia para o cumprimento de decisões liminares relativas ao pagamento da CDE
87. 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.
88. 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. 2664839.2015.4.01.3400.
89. 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.
90. 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.
91. 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.
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Fls. 31 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
92. Dessa maneira, a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº
2.083/201616, 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.
93. Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à Eletrobras 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 ELETROBRAS sobre as glosas
realizadas.
94. Além disso, será 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 Eletrobrás e nos reembolsos da CDE aos beneficiários.
VII. Análise dos Resultados
95. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEAL - Companhia Energética de Alagoas conduz a
um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de -1,29%, sendo de -1,13%, em média,
para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -1,37%, em média, para os consumidores
conectados na Baixa Tensão.
Tabela 16: Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -1,13%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -1,37%
Efeito Médio AT+BT -1,29%
96. O efeito médio de -1,29% 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 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 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento.
97. A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de
13,42%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A e a B na Data do Reajuste Anterior – DRA
apenas os custos estabelecidos no reajuste de 2015.
16 Publicada em 16 de junho de 2016.
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Fls. 32 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
98. Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o
efeito médio em 10,59% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 2,83%.
Tabela 17: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
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Fls. 33 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 15,17% | 10,59% | 70,86% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 11,07% | 2,07% | 18,30% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 8,87% | 0,01% | 0,10% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -35,77% | -1,17% | 1,85% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 13,90% | 0,47% | 3,38% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 8,99% | 0,59% | 6,31% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 53,22% | 1,52% | 3,85% |
| PROINFA | 41,86% | 0,67% | 1,99% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | -1,69% | -0,02% | 0,81% |
| ONS | 7,65% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 5,61% | 0,17% | 2,89% |
| Rede Básica | 6,16% | 0,13% | 1,92% |
| Rede Básica Fronteira | 10,36% | 0,08% | 0,75% |
| Conexão | -9,31% | -0,02% | 0,17% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | -17,18% | -0,01% | 0,05% |
| Custos de Aquisição de Energia | 17,39% | 8,35% | 49,67% |
| PARCELA B | 9,36% | 2,83% | 29,14% |
| IRT considerando a variação tarifária do RTA 2015 | 13,42% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -6,70%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 3,38%
CVA em Processamento - Energia comprada -1,41%
CVA em Processamento - Transmissão 0,07%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 2,18%
Neutralidade dos Encargos 0,81%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -5,72%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,35%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs -0,01%
Financeiro de Reversão RTE - Energia 0,55%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -1,12%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -1,26%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,39%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,21%
Reversão de financeiros RTA 2015 aplicados no período de inadimplência TUSD -1,36%
Reversão de financeiros RTA 2015 aplicados no período de inadimplência TE -2,58%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -8,01%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -1,29%
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Fls. 34 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
99. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -6,70% no atual
reajuste da CEAL.
100. Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste
tarifário anual de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa
uma redução de -8,01% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos
consumidores.
101. O Valor da Parcela A apresentou uma variação de 15,17% em relação ao Reajuste de 2015,
representando 10,59% na composição do efeito médio, com destaque para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de 11,07%
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito
médio de 2,07%. Destaca-se, principalmente, o aumento na cota de ESS/ERR, que contribuiu para um efeito
médio de 1,52% no atual reajuste da CEAL.
ii) Custos de Transmissão. Variação de 5,61% em relação ao Reajuste de 2015,
correspondendo a um efeito médio de 0,17%.
iii) Compra de Energia. Variação de 17,39% em relação ao processo anterior, contribuindo
para um efeito médio de 8,35%. As principais razões foram o aumento de 77% no preço da energia
proveniente das cotas da Lei 12.783/2013, e o aumento, tanto na quantidade, quanto no preço, de energia
nova adquirida por meio dos leilões de energia Nova e Alternativa por disponibilidade.
102. A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em
relação ao processo anterior.
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Fls. 35 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
Tabela 18: Comparação da variação do custo de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Tipo de contrato | Processo DRA | Processo atual | Variação | Processo DRA | Processo atual | Variação |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 215.685,85 | 227.595,88 | 5,52% | 273,94 | 330,75 | 20,74% |
| Existente - CCEAR-QTD | 629.237,08 | 580.931,47 | -7,68% | 224,91 | 251,01 | 11,61% |
| Nova e Alternativa- CC | 1.455.426,09 | 1.518.584,61 | 4,34% | 202,94 | 219,63 | 8,22% |
| Nova e Alternativa- CC | 499.437,90 | 512.726,20 | 2,66% | 148,22 | 161,88 | 9,21% |
| Ajuste - CCEAR | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Madeira e Belo Monte | 448.113,21 | 587.024,48 | 31,00% | 113,84 | 123,27 | 8,28% |

0,00 0,00

Bilateral 0,00 - 0,00 -
Cota Angra I e Angra II 124.826,74 125.500,93 0,54% 162,09 206,29 27,27%
Cotas Lei n º 12.783/20 1.705.724,93 1.599.947,66 -6,20% 37,27 66,13 77,43%
0,00 0,00

| Geração Própria | 0,00 | - | 0,00 | - |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Itaipu | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Montante de Reposição | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | - |  |
| Proinfa | 79.530,79 | 84.033,76 | 5,66% | 0,00 | 0,00 | - |
| Sobra (-) / Exposição (+ | -993.081,90 | -1.077.888,36 | 8,5% | 138,78 | 163,36 | 17,7% |
| TOTAL | 4.164.900,70 | 4.158.456,64 | -0,2% | 136,13 | 160,06 | 17,6% |

103. A atualização da Parcela B representou 2,83% na composição do efeito médio, refletindo a
variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X.
104. 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
Custo de
Encargos
Transmissão
Setoriais
2,9%
18,3%
Custo de
Custo de
Energia Distribuição
49,7% 29,1%
105. 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 20,5% para o ICMS e 5,8%
para o PIS e COFINS (total de 26,28% por dentro), o que equivale a uma majoração de 35,65% por fora
sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
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Fls. 36 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
Custo de
Transmissão
2,1%
Encargos
Setoriais
13,5%
Custo de
ICMS 20,5%
Energia
Tributos
36,6%
26,3%
Custo de
PIS/COFINS 5,8%
Distribuição
21,5%
106. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial
da CEAL nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (85,24%) e do IPCA (77,02%) no
mesmo período.
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Fls. 37 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)
700,00
650,00 Tarifa B1 Residencial
600,00
Variação IGPM
550,00
Variação IPCA
500,00
450,00
439,11 433,43
414,02
400,00 397,87
387,47
369,41
350,00
341,90 339,46
333,63
313,90
300,00 306,74
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 set/16
Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste RTE Reajuste Reajuste
107. 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.
VIII. DO FUNDAMENTO LEGAL
108. O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004, a Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão nº 007/2001 e a
Portaria MME nº 424, de 03/08/2016.
IX. DA CONCLUSÃO
109. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº. 007/2001, no que consta
do Processo nº 48500.001066/2016-88 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:
i) pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de 6,72% a ser aplicado
às tarifas da CEAL, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de -1,29% sendo de -1,13% em média para os consumidores
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Fls. 38 Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016.
conectados em Alta Tensão (AT) e de -1,37% em média para aqueles conectados
em Baixa Tensão (BT);
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da CEAL;
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo;
iv) pela aprovação, para fins de cálculo do atual reajuste tarifário, da previsão anual dos
Encargos de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER; e
v) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária;
X. DA RECOMENDAÇÃO
110. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
FLÁVIA LIS PEDERNEIRAS RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Especialista em Regulação
De acordo:
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001066/2016-88