REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2067/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Companhia Energética de Pernambuco - Celpe.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-04-28
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005407/2015-11
INTERESSADOS: CELPE - Companhia Energética de Pernambuco
RELATOR: Diretor José Jurhosa Júnior
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CELPE - Companhia Energética de Pernambuco, a vigorar a partir
de 29 de abril de 2016.
I. RELATÓRIO
A CELPE é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca de
3,5 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de
R$ 4 bilhões.
2. Em 27/02/2015, foi emitida a REH 1.858/2015, que homologou os resultados da Revisão Tarifária
Extraordinária - RTE das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. Os custos adicionais considerados na
RTE foram alocados como componentes financeiros não alterando em regra as tarifas econômicas homologadas nos
processos tarifários de 2014. Para a CELPE, o efeito médio homologado pela REH 1.858/2015 sobre os consumidores
cativos de alta tensão e baixa tensão foram de 2,30% e 1,45%, respectivamente
3. O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da CELPE resultou, em média, num reposicionamento das tarifas
de 15,48%, sendo 11,21% referentes ao reajuste econômico e 4,27% relativos aos componentes financeiros, conforme
consta na Resolução Homologatória 1.885, de 22/4/2015.
4. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica 109/2016-SGT/ANEEL, de
22/04/2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da CELPE.
5. No dia 22/04/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de
Consumidores da CELPE as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa 652
ANEEL, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET – Procedimentos
de Regulação Tarifária.
6. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica 26/2000-ANEEL.

7. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CELPE conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido
pelos consumidores de 9,99%, sendo de 6,77%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
11,66%, 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) 6,77%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 11,66%
Efeito Médio AT+BT 9,99%
8. O efeito médio de 9,99% 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.
9. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 11,29%, ao se ter
como base de comparação para a Parcela A na Data do Reajuste Anterior – DRA os custos estabelecidos no reajuste
de 2015.
10. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 2,74% no atual reajuste da
CELPE.
11. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa
uma variação de -4,04% no atual reajuste.
12. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 9,99% [9,99% = 11,29%
+2,74% -4,04%], constituiu a conjugação dos quatro movimentos tarifários explicitados:
a) IRT de 11,29% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B;
b) Inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de 2,74%; e
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -4,04%.
13. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente

9,99%
7,16%
3,04% 3,11%
1,65%
-0,56%
-4,42%
Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
14. 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] | 11,65% | 8,26% | 71,07% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 11,37% | 1,65% | 14,55% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 11,09% | 0,01% | 0,11% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -30,15% | -1,10% | 2,30% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 11,73% | 0,18% | 1,53% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 6,80% | 0,41% | 5,83% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 91,25% | 2,05% | 3,86% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 11,22% | 0,10% | 0,91% |
| ONS | 10,81% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | -16,05% | -0,56% | 2,63% |
| Rede Básica | -26,50% | -0,71% | 1,76% |
| Rede Básica Fronteira | 14,27% | 0,06% | 0,44% |
| Conexão | 38,30% | 0,07% | 0,23% |
| Uso do sistema de distribuição | 6,85% | 0,01% | 0,20% |
| Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) | 13,55% | 7,16% | 53,89% |
| PARCELA B | 10,41% | 3,04% | 28,93% |
| IRT Econômico | 11,30% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 3,11%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade 0,01%
CVA em Processamento - Energia comprada 4,17%
CVA em Processamento - Transmissão -0,01%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 0,48%
Neutralidade dos Encargos 0,17%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -1,66%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,03%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs -0,00%
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior -0,08%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização -0,03%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Ajuste Liminar Abrace 0,03%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,42%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,99%
15. Os custos da Parcela A representam 71,07% dos custos da Concessionária. O incremento desses
custos representou 8,26% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário.
16. O valor total dos encargos setoriais aumentou 11,37% em comparação com os valores referentes ao
IRT de 2015, correspondendo a um efeito tarifário médio de 1,65%. Destaca-se, principalmente, o aumento da
cobertura para o Encargo de Energia de Reserva, em função da estimativa dos custos relativos à contratação da
Energia de Reserva para 2016, informada pela CCEE por meio da Carta 2.477/2015, de 29/10/2015, contribuindo em
2,05% no atual reajuste da CELPE.
17. O custo de compra de energia sofreu uma variação de 13,55% em relação ao processo anterior,
contribuindo para um aumento tarifário de 7,16%. O aumento se dá, principalmente, pela grande proporção de

contratos de Cotas de Garantia Física da Lei 12.783/2013 no mix de contratos de compra de energia da distribuidora
cujo custo unitário passou 33,34 R$/MWh no processo tarifário de 2015 para 60,44 R$/MWh no processo tarifário
atual. Além disso, houve um aumento considerável do preço do contrato bilateral com a Termopernambuco em função
do IGPM, da variação cambial e do preço do combustível.
18. 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 IRT 2015.
energia.
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de
7,16%
2,93%
2,47%
0,83% 0,73%
0,47% 0,66%

0,03% 0,02% 0,04%
-0,12%
-0,90%

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

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

| Tipo de contrato | RTE 2015 | Processo atual | Variação | RTE 2015 | Processo atual | Variação |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 73.307,58 | 86.753,44 | 18,34% | 301,39 | 297,20 | -1,39% |
| Existente - CCEAR-QTD | 1.145.465,60 | 518.368,72 | -54,75% | 167,24 | 182,26 | 8,98% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 3.121.653,77 | 3.403.556,13 | 9,03% | 238,85 | 243,93 | 2,13% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 2.218.594,74 | 2.287.807,01 | 3,12% | 172,45 | 186,00 | 7,86% |
| Ajuste - CCEAR | 21.556,14 | 0,00 -100,00% | 388,48 | 0,00 | -100,00% |  |
| Madeira e Belo Monte | 974.444,63 | 1.771.740,75 | 81,82% | 114,89 | 121,36 | 5,63% |
| Bilateral | 3.416.400,00 | 3.416.400,00 | 0,00% | 199,17 | 235,21 | 18,10% |
| Cota Angra I e Angra II | 454.901,43 | 443.684,17 | -2,47% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 3.815.248,50 | 3.814.015,37 | -0,03% | 33,34 | 60,47 | 81,36% |
| Geração Própria | 17.191,45 | 17.191,45 | 0,00% | 192,61 | 295,10 | 53,21% |
| Proinfa | 273.054,42 | 286.093,47 | 4,78% | 260,03 | 352,81 | 35,68% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -1.566.026,43 | -2.150.669,35 | 37,3% | 153,81 | 172,71 | 12,3% |
| TOTAL | 13.965.791,84 | 13.894.941,15 | -0,5% | 155,88 | 176,42 | 13,2% |

19. Os custos da Parcela B representam 28,93% dos custos da Concessionária. Seu incremento
correspondeu a 3,04% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
20. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2015 e março
de 2016, do IGP-M, de 11,56%, subtraída do Fator X, de 1,14%.

21. No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão
Tarifária da CELPE, de 1,45% e 0,32%, respectivamente. No caso da CELPE, a variação média dos indicadores de
DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi de -12,63%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de -0,64%. Dessa
maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,56%, subtraída do Fator X, de
1,14%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 10,41%.
22. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento:
a) Da geração (compra de energia);
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e
c) Dos encargos setoriais2 e dos tributos3.
Gráfico 3
Custo de Encargos
Transmissão
Setoriais
2,6%
16,8%
Custo
de
Energi
a
51,7%
Custo de
Distribuição
28,9%
2 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais
de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 19,8% para o ICMS e de 5,1% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a fatura,
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 33,3% (por fora) sobre
o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 4
Custo de
Transmissão
1,9%
Encargos
Setoriais
12,0%
Custo de
ICMS 22,9%
Energia
Tributos
37,0%
28,4%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 5,5%
20,7%
23. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressaltase:
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA concernente ao
Encargo de Serviços do Sistema – ESS e ao de Energia de Reserva – EER, representando o
repasse negativo de R$ 66.081.142,49, com efeito no atual reajuste de -1,62%. O efeito provém da
manutenção do saldo positivo da Conta de Energia de Reserva – CONER em decorrência da
receita auferida com a liquidação da energia de reserva no mercado de curto prazo, ao Preço de
Liquidação de Diferenças (PLD); e
b) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA afeta aos custos
de aquisição de energia, que representou o repasse de R$ 170.288.619,90, com efeito no atual
reajuste de 4,17%. Os contratos de garantia física (risco hidrológico) foi o principal que impactou no
saldo da CVA de Energia. A participação no mix de contratação da CELPE desses contratos foi
de 24% e, pode se justificar pelo aumento substancial da tarifa dos CCGFs em decorrência da
consideração do preço das usinas licitadas no Leilão 12/2015. A área técnica ressalta que a receita
proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e dos repasses da
Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA e da CVAESS/EER,
contribuiu para que a tarifa da CELPE não sofresse um aumento adicional médio de 11,71%.
24. A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
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.

Tabela 4 – Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 547.023,49 | 0,01% |  |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 170.288.619,90 | 4,17% |  |
| CVA em Processamento - Transmissão | - | 318.777,99 | -0,01% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 19.791.152,80 | 0,48% |  |
| Neutralidade dos Encargos | 6.801.907,96 | 0,17% |  |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | - | 67.710.300,63 | -1,66% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.025.630,29 | 0,03% |  |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | - | 131.258,60 | 0,00% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | 24.359.384,84 | 0,60% |  |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | - | 27.061.668,29 | -0,66% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | - | 12.497.877,28 | -0,31% |
| Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior | - | 3.261.335,79 | -0,08% |
| Penalidade por descumprimento de meta de universalização | - | 1.344.160,32 | -0,03% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | - | 51.670,07 | 0,00% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 87.963,76 | 0,00% |  |
| Ajuste Liminar Abrace | 1.424.872 | 0,03% |  |
| Total | 111.949.505,57 | 2,70% |  |

25. A distribuidora pleiteou a inclusão de custo de conexão em função da entrada de operação do ponto
de conexão Mirueira II ocorrida no início de abril de 2016.
26. Contudo, o contrato de concessão estabelece que o período de referência do reajuste da CELPE
como sendo entre abril de 2015 a março de 2016. Apenas para a compra de energia é que o período da DRP é os
doze meses subsequentes ao reajuste. Desta maneira, o pleito da empresa foi negado.
27. A CELPE pleiteou componente financeiro no valor de R$ 146.804,52 a título de recomposição da
receita de TUSD que a concessionária deixou de faturar devido ao sistema de compensação de energia elétrica de
micro e minigeração distribuída, de que trata a Resolução Normativa 482, de 17/04/2012.
28. Cabe esclarecer que não há previsão regulamentar para a consideração desse tipo de repasse às
tarifas, por meio de componente financeiro, seja na REN 482/2012, que disciplina a matéria, seja no Submódulo 4.4
do PRORET, que define, de forma exaustiva, os Demais Componentes Financeiros (DCF) passíveis de inclusão nos
processos tarifários.
29. Assim, diante da ausência de amparo regulamentar, entende-se que deva ser negado o pleito
apresentado pela CELPE de recomposição de suposta perda de receita de TUSD decorrente do sistema de
compensação de energia elétrica de micro e minigeração distribuída.
30. A SGT destacou que o efeito médio a ser percebido pelos consumidores da CELPE, de 9,99%
contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse nos últimos 10 anos abaixo da variação do
IGP-M (80,64%) e do IPCA (74,14%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
650,00
Tarifa B1 Residencial
600,00
550,00
Variação IGPM
500,00
Variação IPCA
450,00 441,06
400,00 395,24
361,32

350,00 347,81 350,33 350,58 355,65
338,22 344,27
319,29
300,00 298,77
250,00
200,00
150,00

abr/07 abr/08 abr/09 abr/10 abr/11 abr/12 abr/13 abr/14 mar/15 abr/15 abr/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Reajsute
31. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da CDE
a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores
mensais a serem repassados durante 2015, 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. – Eletrobrás à CELPE,
em relação às competências entre abril/2015 a março/2016, é de R$ 11.691.480,59. Esse valor já inclui o ajuste da
diferença entre os valores previstos e os realizados entre abril/2014 e março/2015.
III. DIREITO
33. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: (i) Lei 9.427/1996; (ii)
Lei 10.438/2002; (iii) Lei 12.111/2009; (iv) Decreto 7.246/2010; (v) Decreto 7.945/2013; e (vi) Contrato de Concessão
do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica 13/1999-ANEEL.
5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, a Conta
de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos
seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação
e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano;
classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

IV. DISPOSITIVO
34. Diante do exposto e do que consta no Processo 48500.005407/2015-11, voto pela emissão de
resolução homologatória, como a minuta anexa, a fim de:
a) homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CELPE - Companhia Energética de
Pernambuco, a vigorar a partir de 29 de abril de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido
pelos consumidores de 9,99%, sendo 6,77% para os consumidores em alta tensão e 11,66% para os
consumidores em baixa tensão;
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica –
TE aplicáveis aos consumidores e usuários da CELPE;
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como
Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;
d) aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do Encargo
de Energia de Reserva – EER; e
e) homologar em o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a
ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CELPE, de modo a custear os
descontos retirados da estrutura tarifária;
Brasília, 26 de abril de 2016.
JOSÉ JURHOSA JÚNIOR
Diretor