VOTO 
 
PROCESSO: 48500.001078/2016-11 
 
INTERESSADO: CEA - Companhia de Eletricidade do Amapá 
 
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia 
 
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CEA - Companhia de Eletricidade do Amapá, a vigorar a 
partir de 30 de novembro de 2016. 
I. RELATÓRIO 
1. 
A Companhia de Eletricidade do Amapá - CEA é prestadora1 de serviço público de distribuição 
de energia elétrica e atende cerca de 198 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica 
representa faturamento anual na ordem de R$ 355 milhões. 
2. 
No processo tarifário de 2015, as tarifas da CEA foram, em média, reajustadas em -10,29%, 
sendo este o efeito tarifário médio percebido pelos usuários da distribuidora, conforme consta da Resolução 
Homologatória nº 1.989, de 24 de novembro de 2015. 
3. 
Em 24 de agosto de 2016, foi publicada a Portaria MME nº 442, a qual designou a Companhia 
de Eletricidade do Amapá - CEA como Responsável pela Prestação do Serviço Público de Distribuição de 
Energia Elétrica. 
4. 
A Portaria de designação estabeleceu que, para o reajuste tarifário de 2016 da CEA fossem 
aplicadas as regras adotadas pela ANEEL no reajuste tarifário de 2015, consubstanciadas Nota Técnica n° 
312/2015-SGT/ANEEL, de 20/11/2015, constante no Processo nº 48500.002377/2015-83. 
5. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 384, de 25 de novembro 
de 2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da CEA. 
6. 
No dia 25/11/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da CEA as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa 
nº 652, 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. 
7. 
A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a 
chancelou. 
8. 
É o relatório. 
 
                                                     
1 De acordo com a Portaria MME nº 442, de 24 de agosto de 2016.

II. FUNDAMENTAÇÃO 
9. 
Em caso de não prorrogação de uma concessão, o art. 8º da Lei n. 12.783/2013 estabelece 
que deve haver licitação para contratação de novo concessionário. O art. 9º da referida Lei estabelece as 
condições para a prestação temporária do serviço de distribuição até a conclusão do processo licitatório. Até a 
publicação da Lei n. 13.360, as condições previstas nos §§ 2º ao 6º do referido artigo se aplicavam somente 
aos órgãos ou entidades da Administração Pública Federal. Com a alteração legislativa, as mesmas condições 
podem ser estendidas à pessoa jurídica sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal ou de 
Município, desde que haja autorização específica da União. No caso da CEA, tal autorização foi dada pela 
Portaria MME n. 697, de 9 de dezembro de 2016, publicada no D.O.U. de hoje. 
10. 
Com a publicação da referida Portaria, a CEA se equipara às distribuidoras da Eletrobrás, 
também designadas pelo MME para a prestação do serviço de distribuição até a conclusão do processo 
licitatório. Nesse sentido, assim como as demais distribuidoras designadas, a condição precedente para a 
aplicação das tarifas homologadas no presente processo é a assinatura de Termo de Compromisso por meio 
do qual os Dirigentes Máximos da Distribuidora Designada, com a interveniência dos sócios controladores, se 
comprometem a encaminhar Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição que demonstre como 
preservar a continuidade do serviço, iniciar a convergências aos referenciais regulatórios de qualidade, perdas 
e custos operacionais, manter-se adimplente com as obrigações intrassetoriais, além de viabilizar o processo 
de licitação. Também se comprometem a prestar contas a respeito da execução do referido Plano.  
11. 
A CEA assinou o referido Termo de Compromisso – condição primordial para a aplicação do 
reajuste tarifário - e, portanto, está apta a aplicar as novas tarifas. 
12. 
O Índice de Reajuste tarifário seria aplicado às tarifas da CEA a partir de 30 de novembro de 
2016. Ocorre que, conforme decidido por essa Diretoria Colegiada, mediante a REH nº 2.185, de 2016, o 
processamento do reajuste tarifário não foi realizado, haja vista que a Empresa estava inadimplente com suas 
obrigações intrassetoriais, nos termos do art. 10 da Lei nº 8.631, de 1993, e ainda não estava autorizada pelo 
Poder Concedente a aplicar os §§ 2º ao 6º, do art. 9º, da Lei n. 12.783/2013. 
13. 
Dessa maneira, e seguindo o procedimento já adotado no reajuste tarifário de 2014 da 
Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D (Processo nº 48500.002951/2014-12), da 
própria Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA (Processo nº 48500.002956/2014-45), da Companhia 
Energética do Piauí – CEPISA (Processo nº 48500.002037/2015-52) e do reajuste de 2016 da Amazonas 
Distribuidora de Energia S/A – AME (Processo nº 48500.001062/2016-08), as tarifas decorrentes do reajuste 
ora em processamento somente poderão ser praticadas pela CEA a partir da data da publicação da Resolução 
resultante da presente deliberação. Ou seja, não se aplica qualquer retroatividade das tarifas no período entre 
30 de novembro de 2016 até a publicação da presente Resolução Homologatória.  
14. 
Acrescenta-se que ao prorrogar a vigência da REH nº 1.989, de 2015, a ANEEL manteve sem 
reajuste as receitas referentes à conexão da concessionária de transmissão, relativas às Demais Instalações 
de Transmissão – DIT de uso exclusivo dedicadas à CEA. Porém, deve ser garantido à transmissora o direito 
à percepção das diferenças de Receita Anual relativas às instalações de uso exclusivo da CEA, não faturadas 
em razão disso. Deve-se, pois, dar efeito retroativo a 30 de novembro de 2016 às novas receitas anuais 
referentes às instalações de transmissoras de uso exclusivo disponibilizadas à distribuidora.

15. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEA conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido 
pelos consumidores de 46,46%, sendo de 49,75%, em média, para os consumidores conectados na Alta 
Tensão e de 45,62%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016. 
16. 
O efeito médio de 46,46% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada 
dos componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até 
a data do reajuste em processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
reajuste tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes.  
17. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 36,26% ao se 
adotarem como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo 
33,69% referente à variação de custos de Parcela A e 2,58% à variação de custos da Parcela B. 
18. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -16,57%. Já o efeito da 
retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução de 26,77% 
no atual reajuste. 
19. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 46,46% [46,46% 
= 36,26%  -16,57% + 26,77%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados: 
a) IRT de 36,26% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B; 
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de -
16,57%; e 
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de 26,77%.  
20. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão    ( ≥ 2,3 kV)
49,75%
BT- Baixa Tensão  ( < 2,3 kV)
45,62%
Efeito Médio AT+BT
46,46%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016. 
21. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
5,14%
2,35%
26,20%
2,58%
-16,57%
26,77%
46,46%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
22. 
Os custos da Parcela A representam 76,58% dos custos da Concessionária. A variação desses 
custos representou 33,69 pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário. 
23. 
O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de 110,44% em comparação com os 
valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito médio de 5,14%. Em virtude da 
interligação da CEA ao Sistema Interligado Nacional – SIN, atestada por meio do Despacho nº 2.411/2015, a 
Empresa passou a ter gastos com ESS/ERR que não tinham sido previstos na cobertura econômica do 
processo tarifário passado. Este encargo contribui para o efeito médio em 6,36% no atual reajuste da CEA.  
24. 
Os custos com transmissão sofreram a variação de 728,45% em relação ao reajuste tarifário 
anterior, correspondendo ao efeito médio de 2,35% dada a consideração dos custos de transmissão 
decorrentes da interligação da CEA ao Sistema Interligado Nacional.   
25. 
O custo de compra de energia sofreu uma variação de 39,89% em relação ao processo 
anterior, contribuindo para um efeito médio de 26,20%. Os fatores que mais contribuíram para o efeito positivo 
no custo de aquisição de energia foram: (i) o aumento da energia requerida, em função da consideração dos 
novos referenciais de perdas técnicas e não técnicas a serem considerados no atual reajuste, conforme 
estabelecido na Lei 13.299/20162. Tal alteração provocou um crescimento considerável na despesa com a 
                                                     
2 O art. 4º da Lei n. 13.299/2016 estabeleceu que os novos referencias de perdas a serem utilizados nos processos tarifários de 2016 
das concessionárias em Estados da Federação cujas capitais não estavam interligadas ao SIN em dezembro de 2009, como é o caso 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
47,68%
33,69%
76,58%
Encargos Setoriais
110,44%
5,14%
7,19%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
-40,21%
-0,07%
0,07%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-42,17%
-1,54%
1,55%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
3,77%
0,00%
0,04%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
-
6,36%
4,67%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
50,75%
0,39%
0,85%
ONS
-4,44%
-0,00%
0,01%
Custos de Transmissão
728,45%
2,35%
1,96%
Rede Básica
1608,92%
1,66%
1,29%
Rede Básica Fronteira
381,34%
0,68%
0,63%
Conexão
17,92%
0,01%
0,03%
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra)
39,89%
26,20%
67,43%
PARCELA B
8,78%
2,58%
23,42%
IRT considerando a variação tarifária da RTA-2015
36,26%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-16,57%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE
5,00%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido da RTE
-25,85%
CVA em Processamento - Transmissão
2,69%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
1,83%
Neutralidade dos Encargos
-0,24%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
26,77%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
46,46%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 47,68% 33,69% 76,58%  
Encargos Setoriais 110,44% 5,14% 7,19%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE -40,21% -0,07% 0,07%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -42,17% -1,54% 1,55%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 3,77% 0,00% 0,04%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER - 6,36% 4,67%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 50,75% 0,39% 0,85%
ONS -4,44% -0,00% 0,01%  
Custos de Transmissão 728,45% 2,35% 1,96%  
Rede Básica 1608,92% 1,66% 1,29%
Rede Básica Fronteira 381,34% 0,68% 0,63%
Conexão 17,92% 0,01% 0,03%  
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) 39,89% 26,20% 67,43%  
PARCELA B 8,78% 2,58% 23,42%  
IRT considerando a variação tarifária da RTA-2015 36,26% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -16,57%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE 5,00%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE -25,85%
CVA em Processamento - Transmissão 2,69%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1,83%
Neutralidade dos Encargos -0,24%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 26,77%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 46,46%  

compra de energia; (ii) a contratação de energia no 15º Leilão de Energia Existente – LEE (A-3 e A-1) com 
preços muito acima do mix da empresa; (iii) o aumento de 81% no preço da energia proveniente das cotas da 
Lei 12.783/2013.  
 
26. 
O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 demonstra 
a variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao processo anterior. 
 
 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
                                                     
da CEA, devem ser iguais às perdas técnicas e não técnicas efetivas realizadas em 2015. Dessa forma, foi aberta a Audiência Pública 
nº 63/2016, com o intuito de obter subsídios para a regulação dos dispositivos da Lei n. 13.299/2016 que preveem flexibilização dos 
referencias regulatórios de perdas, entre outros assuntos. Os novos referenciais de perdas técnicas e não técnicas que estão sendo 
considerados neste processo tarifário correspondem às perdas reais de 2015 declaradas no SAMP pelas empresas e validadas pela 
ANEEL, após as devidas retificações, conforme solicitado na Nota Técnica de abertura da AP nº 63/2016. 
26,20%
10,46%
4,78%
-0,12%
3,30%
0,23%
0,88%
0,52%
10,83%
-6,07%
1,40%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
 Geração Própria
Proinfra

Fonte: Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016. 
 
27. 
Os custos da Parcela B representam 23,42% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 2,58% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
28. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se apenas a variação acumulada do IGP-M, entre 
novembro de 2015 e outubro de 2016, de 8,78%, uma vez que, por não ter passado por processo de revisão 
tarifária, o Fator X da CEA é nulo. 
 
29. 
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 setoriais3 e dos tributos4. 
 
                                                     
3 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. 
4 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 22,8% para o ICMS e de 6,6% 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 41,7% 
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
344.442,41
343.795,45
-0,19%
187,94
295,35
57,15%
Existente - CCEAR-QTD
449.050,85
995.910,00
121,78%
201,00
178,91
-10,99%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
2.129,86
551.915,12 25813,16%
205,61
144,58
-29,68%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
181.058,15
-3,69
-100,00%
92,80
100,10
7,87%
Madeira e Belo Monte
29.227,66
32.706,43
11,90%
111,58
120,36
7,87%
Bilateral
0,00
52.700,00
-
0,00
219,88
-
Cota Angra I e Angra II
0,00
37.987,56
-
0,00
206,29
-
Cotas Lei n º 12.783/2013
622.330,05
468.025,57
-24,79%
35,82
64,92
81,24%
Geração Própria
293.708,10
43.793,78
-85,09%
278,02
219,88
-20,91%
Proinfa
0,00
26.201,31
-
0,00
335,04
-
Sobra (-) / Exposição (+)
-316.906,13
-628.675,09
98,4%
145,39
167,36
15,1%
TOTAL
1.605.040,95
1.924.356,44
19,9%
145,39
169,64
16,7%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação  
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Geração Própria
Proinfa  344.442,41 343.795,45 -0,19%
449.050,85 995.910,00 121,78%
2.129,86 551.915,12 25813,16%
181.058,15 -3,69 -100,00%
29.227,66 32.706,43 11,90%
0,00 52.700,00 -
0,00 37.987,56 -
622.330,05 468.025,57 -24,79%
293.708,10 43.793,78 -85,09%
0,00 26.201,31 -  187,94 295,35 57,15%
201,00 178,91 -10,99%
205,61 144,58 -29,68%
92,80 100,10 7,87%
111,58 120,36 7,87%
0,00 219,88 -
0,00 206,29 -
35,82 64,92 81,24%
278,02 219,88 -20,91%
0,00 335,04 -  
Sobra (-) / Exposição (+)  -316.906,13 -628.675,09 98,4%  145,39 167,36 15,1%  
TOTAL  1.605.040,95 1.924.356,44 19,9%  145,39 169,64 16,7%  
  te: Nota Técnica nº    

Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016. 
 
 
 
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016. 
 
Componentes financeiros 
30. 
Quanto aos componentes financeiros5 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
destaca-se a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA concernente aos 
custos de aquisição de energia, que representou o repasse de negativo de R$ 98.227.082,64 (noventa e oito 
milhões, duzentos e vinte e sete mil, oitenta e dois reais e sessenta e quatro centavos) com efeito no atual 
reajuste de -25,85%. Ressalta-se que o cálculo do saldo da CVA, conforme definido pela Portaria Interministerial 
nº 25, de 24 de janeiro de 2002, considera a diferença entre a cobertura tarifária, dada no processo tarifário 
                                                     
5 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. 
Custo de      
Distribuição
23,4%
Custo de            
Energia
65,6%
Custo de     
Transmissão
2,0%
Encargos          
Setoriais
9,0%
Custo de       
Distribuição
18,8%
Custo de            
Energia
52,8%
Custo de     
Transmissão
1,6%
Encargos          
Setoriais
7,2%
ICMS 16,1%
PIS/COFINS 
3,5%
Tributos
19,6%

anterior, e o pagamento das faturas correspondentes. Em virtude da situação de não pagamento de algumas 
faturas de energia pela distribuidora, constatou-se que, dentre aquelas que foram pagas, diversas delas foram 
de caráter parcial, de forma que, ao se retirar a cobertura tarifária correspondente a estas faturas6, houve um 
saldo da CVA significativamente negativo. Destaca-se porém que, em havendo o pagamento integral dessas 
faturas, tal efeito será compensado em processos tarifários subsequentes. 
 
31. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
 
Fonte: Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016. 
 
32. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 384, de 25 de novembro de 2016, que o efeito médio a 
ser percebido pelos consumidores da CEA, de 46,46%, contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da 
Concessionária evoluísse nos últimos 9 anos conforme demonstrado no Gráfico 5, comparando-se com o IGP-
M (79,86%) e o IPCA (75,95%) no mesmo período. 
                                                     
6 Para o cálculo da retirada de cobertura na CVA Energia da CEA, utilizou-se relatório de inadimplência – CADIN, obtido em 
16/11/2016. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
19.002.844,61
          
5,00%
CVA em Processamento - Energia comprada
98.227.082,64
-          
-25,85%
CVA em Processamento - Transmissão
10.216.389,99
          
2,69%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
6.951.172,69
            
1,83%
Neutralidade dos Encargos
930.791,16
-               
-0,24%
Total
62.987.466,51
-          
-16,57%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 19.002.844,61 5,00%
CVA em Processamento - Energia comprada - 98.227.082,64 -25,85%
CVA em Processamento - Transmissão 10.216.389,99 2,69%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 6.951.172,69 1,83%
Neutralidade dos Encargos - 930.791,16 -0,24%  
Total - 6 2.987.466,51 -16,57%  

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, de 25 de novembro de 2016. 
33. 
A Nota Técnica nº 384/2016-SGT/ANEEL, teceu algumas considerações sobre o histórico 
tarifário da CEA, ilustrado no Gráfico 5, que explicam, em grande medida, porque a tarifa desta Concessionária 
está entre as menores do Brasil e que a elevação sugerida no atual processo tarifário, apesar de acima da 
média do setor elétrico, só visa preservar o equilíbrio econômico-financeiro para a continuidade da prestação 
do serviço de distribuição. 
34. 
Primeiramente, a área técnica esclareceu que a situação de inadimplência da CEA com suas 
obrigações intrassetoriais impossibilitou a aplicação dos reajustes tarifários homologados durante o período 
compreendido entre novembro de 2004 até novembro de 2013 e, como se observa no Gráfico 5, durante todo 
esse período, as tarifas ficaram estagnadas. 
35. 
Para o reajuste de 2013, e uma vez regularizada a situação de inadimplência perante as 
obrigações intrasetoriais, ainda se ponderou pela pertinência de se revisitar a Parcela B da CEA, mediante 
metodologia simplificada7. O processo de reajuste, na ocasião, resultou em um efeito médio aos consumidores 
da CEA de 28,67%. 
36. 
Em 2014, foi homologado o reajuste anual das tarifas da CEA, que conduziu ao efeito médio a 
ser percebido pelos seus consumidores de 18,56%. 
                                                     
7 Nota Técnica nº 424/2013-SER/ANEEL, de 12 de setembro de 2013, constante no Processo nº 48500.000722/2012-00. 
199,05
197,29
197,29
197,29
197,29
197,29
253,86
301,11
301,11
272,62
397,09
nov/07
nov/08
nov/09
nov/10
nov/11
nov/12
nov/13
nov/14
mar/15
nov/15
nov/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM
Variação IPCA  3
    
301,11 301,11
272,62    
253,86    
199,05 197,29 197,29 197,29 197,29 197,29    

37. 
Quando da Revisão Tarifária Extraordinária - RTE8 de 2015, a CEA não foi contemplada por 
não ter assinado o Contrato de Concessão. 
38. 
Por fim, o reajuste tarifário de novembro de 2015 da CEA resultou em uma redução tarifária 
média de -10,29%, em virtude, principalmente, de uma redução considerável do custo de aquisição de energia, 
por causa da interligação plena da CEA ao SIN9, e de componentes financeiros negativos. 
39. 
Esses foram os únicos três movimentos de alteração tarifária percebidos pelos consumidores 
do Estado do Amapá ao longo dos últimos 11 anos.  
40. 
Portanto, apesar do Gráfico 5 apresentar uma evolução da tarifa residencial B1 nos últimos 9 
anos bem acima da evolução dos índices inflacionários no mesmo período, em grande medida em virtude do 
cálculo do atual reajuste, o que se buscou nos processos tarifários foi, essencialmente, preservar o equilíbrio 
econômico-financeiro para a continuidade do serviço, aplicando, quando permitido por lei, as regras contratuais 
vigente no setor.   
41. 
Importante constar que, segundo o ranking10 nacional das tarifas de energia elétrica das 101 
distribuidoras (concessionárias e permissionárias) do serviço público de energia elétrica, estabelecido em 
função das Tarifas B1-Residencial, a CEA se encontra com a tarifa mais baixa do Brasil e, com o efeito atual, 
passará para o 86º lugar. 
 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
42. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários11, o montante mensal de recursos da 
CDE a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os 
valores mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo 
processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.  
43. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
CEA, em relação às competências entre novembro/2016 a outubro/2017, é de R$ 137.663,15 (cento e trinta e 
sete mil, seiscentos e sessenta e três reais e quinze centavos). Esse valor já inclui o ajuste da diferença entre 
os valores previstos e os realizados entre novembro/2015 e outubro/2016. 
 
                                                     
8 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. 
9 Atestado por meio do Despacho nº 2.411, de 28 de julho de 2015. 
10 Considera as tarifas homologadas até setembro/2016, inclusive. 
11 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.

III. DIREITO 
44. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; 
c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; 
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; 
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; 
f) Portaria MME nº 442, de 24 de agosto de 2016; e 
g) Portaria MME nº 697, de 9 de dezembro de 2016. 
IV. DISPOSITIVO 
45. 
Com o fulcro nessa análise, considerando o que consta do Processo nº 48500.001078/2016-
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 CEA - Companhia de 
Eletricidade do Amapá, a vigorar a partir da data de publicação da Resolução 
Homologatória em exame, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 46,46%, sendo de 49,75% em média para os consumidores conectados 
em alta tensão e de 45,62% 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 CEA; 
c) estabelecer, com efeitos retroativos a 30 de novembro de 2016, 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 dos encargos de serviços do sistema – ESS e de 
energia de reserva – EER;

e) homologar em R$ 137.663,15 (cento e trinta e sete mil, seiscentos e sessenta e três reais 
e quinze  centavos) o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético 
– CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CEA, de 
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
46. 
As tarifas decorrentes do reajuste ora em processamento somente poderão ser praticadas pela 
CEA a partir da data da publicação da Resolução resultante da presente deliberação. 
 
 
Brasília, 13 de dezembro de 2016. 
TIAGO DE BARROS CORREIA 
Diretor