VOTO 
 
PROCESSO: 48500.005398/2015-51 
 
INTERESSADOS: ESE - Energisa Sergipe - Distribuidora de Energia S.A. 
 
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da ESE - Energisa Sergipe - Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a 
partir de 22 de abril de 2016. 
I. RELATÓRIO 
 
A ESE é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca de 735 
mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 924 
milhões. 
2. 
Em 27/02/2015 2 , foi emitida a resolução, 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 2015. Para a ESE, o efeito médio homologado pela REH nº 1.858/2015 sobre os consumidores 
cativos de alta tensão e baixa tensão foram de 9,70% e 7,26%, respectivamente. 
3. 
O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da ESE resultou, em média, num reajuste das tarifas de 24,06%, 
sendo 15,98% referentes ao reajuste econômico e 8,07% relativos aos componentes financeiros, com efeito médio a 
ser percebido pelos consumidores de 13,26% conforme consta na Resolução Homologatória nº 1.877, de 14/4/2015. 
4. 
Em 30 de novembro de 2015, fui sorteado Relator para o processo. 
5. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 97, de 13 de abril de 2016, 
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da ESE. 
6. 
No dia 13/04/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da ESE as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa nº 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. 
7. 
A Procuradoria Federal junto à ANEEL – PGE/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a 
chancelou. 
8. 
É o relatório. 
                                                     
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 07/1997-ANEEL. 
2 Resolução Homologatória – REH nº 1858/2015 de 27/02/2015.

II. FUNDAMENTAÇÃO 
9. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ESE conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos 
consumidores de 5,24%, sendo de 4,74%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 5,55%, 
em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 97/2016-SGT/ANEEL, de 13 de abril de 2016. 
 
10. 
O efeito médio de 5,24% 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. 
11. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 13,08%, ao se ter 
como base de comparação para a Parcela A na Data do Reajuste Anterior – DRA os custos estabelecidos no reajuste 
de 2015. 
12. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -0,69% no atual reajuste da ESE. 
13. 
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa 
uma redução de -7,15% no atual reajuste. 
14. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 5,24% [5,24% = 13,08% 
+-0,69% -7,15%], constituiu a conjugação dos quatro movimentos tarifários explicitados: 
a) IRT de 13,08% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B; 
b) Inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de -0,69%; e 
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -7,15%. 
 
 
15. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
4,74%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
5,55%
Efeito Médio AT+BT
5,24%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
Fonte: Nota Técnica nº 97/2016-SGT/ANEEL.  
 
16. 
Já na Tabela 2 são apresentados os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
1,50%
-0,51%
8,64%
3,45%
-0,69%
-7,15%
5,24%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Fonte: Nota Técnica nº 97/2016-SGT/ANEEL, de 13 de abril de 2016. 
 
17. 
Os custos da Parcela A representam 65,80% dos custos da Concessionária. O incremento desses 
custos representou 9,63% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário. 
18. 
O valor total dos encargos setoriais aumentou 9,93% em comparação com os valores referentes ao 
IRT de 2015, correspondendo a um efeito tarifário médio de 1,50%. Destaca-se, principalmente, ao aumento da 
cobertura para o Encargo de Energia de Reserva, em função da estimativa dos custos relativos à contratação da 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
14,87%
9,63%
65,80%
Encargos Setoriais
9,93%
1,50%
14,69%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
11,21%
0,02%
0,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-30,57%
-0,98%
1,97%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
8,89%
0,20%
2,20%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
4,08%
0,24%
5,42%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
74,93%
1,97%
4,08%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
5,03%
0,05%
0,89%
ONS
14,43%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
-15,61%
-0,51%
2,45%
Rede Básica
-25,01%
-0,64%
1,71%
Rede Básica Fronteira
-6,72%
-0,03%
0,39%
Conexão
66,54%
0,16%
0,36%
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra)
18,64%
8,64%
48,65%
PARCELA B
9,79%
3,45%
34,20%
IRT considerando a variação tarifária da RTE
13,08%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-0,69%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade
0,55%
CVA em Processamento - Energia comprada
5,02%
CVA em Processamento - Transmissão
-0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-2,73%
Neutralidade dos Encargos
-0,16%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-2,30%
Ajuste Repasse da sobrecontratação/exposição de energia reajuste 2015
0,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,05%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
-0,24%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-0,52%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,39%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-7,15%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
5,24%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 14,87% 9,63% 65,80%  
Encargos Setoriais 9,93% 1,50% 14,69%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 11,21% 0,02% 0,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -30,57% -0,98% 1,97%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 8,89% 0,20% 2,20%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 4,08% 0,24% 5,42%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 74,93% 1,97% 4,08%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 5,03% 0,05% 0,89%
ONS 14,43% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão -15,61% -0,51% 2,45%  
Rede Básica -25,01% -0,64% 1,71%
Rede Básica Fronteira -6,72% -0,03% 0,39%
Conexão 66,54% 0,16% 0,36%  
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) 18,64% 8,64% 48,65%  
PARCELA B 9,79% 3,45% 34,20%  
IRT considerando a variação tarifária da RTE 13,08% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -0,69%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade 0,55%
CVA em Processamento - Energia comprada 5,02%
CVA em Processamento - Transmissão -0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -2,73%
Neutralidade dos Encargos -0,16%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -2,30%
Ajuste Repasse da sobrecontratação/exposição de energia reajuste 2015 0,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,05%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -0,24%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -0,52%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,39%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -7,15%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 5,24%  

Energia de Reserva para 2016, informada pela CCEE3, contribuindo, para um efeito médio de 1,97% no atual reajuste 
da ESE. 
19. 
O custo de compra de energia sofreu uma variação de 18,64% em relação ao processo anterior, 
contribuindo para um aumento tarifário de 8,64%. O aumento se dá pela grande proporção de contratos de Cotas de 
Garantia Física4 no mix de contratos de compra de energia da distribuidora, cujo custo unitário passou de 33,34 
R$/MWh no processo tarifário de 2015 para 60,44 R$/MWh no processo tarifário atual. Além disso, o aumento da 
participação dos contratos existentes CCEAR por quantidade e dos contratos novas e alternativa por disponibilidade 
e quantidade que possuem preços médios acima da tarifa média da distribuidora. 
20. 
O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 demonstra a 
variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao IRT 2015. 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
                                                     
3 Carta 2.477/2015, de 29 de outubro de 2015 - estimativa dos custos relativos à contratação da Energia de Reserva para 2016,  
4 Contratos de Cotas de Garantia Física da Lei nº 12.783/2013 
8,64%
0,18%
1,51%
1,22%
0,21%
-0,23%
1,60%
0,33%
0,30%
2,98%
0,54%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Ajuste - CCEAR
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
Proinfra

Fonte: Nota Técnica no 97/2016-SGT/ANEEL, de 13 de abril de 2016. 
 
21. 
Os custos da Parcela B representam 34,20% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 3,45% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
22. 
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 1,77%. 
 
23. 
No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão 
Tarifária da ESE, de 1,61% e 0,80%, respectivamente. No caso da ESE, a variação média dos indicadores de DEC e 
FEC entre 2014 e 2015 foi de -13,75%, 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 
1,77%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 9,79%. 
24. 
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 setoriais5 e dos tributos6. 
 
 
 
 
 
 
 
                                                     
5 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. 
6  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. 
Tipo de contrato
RTE 2015
Processo atual
Variação
RTE 2015
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
40.174,50
51.918,81
29,23%
340,72
319,17
-6,32%
Existente - CCEAR-QTD
502.178,45
552.184,26
9,96%
184,94
209,11
13,07%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
603.097,20
698.417,99
15,81%
217,85
220,49
1,21%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
459.991,53
468.223,53
1,79%
171,90
186,42
8,45%
Ajuste - CCEAR
5.558,89
0,00
-100,00%
388,48
0,00
-100,00%
Madeira e Belo Monte
165.104,35
303.492,78
83,82%
114,89
121,45
5,72%
Bilateral
128.859,60
128.859,60
0,00%
217,10
260,34
19,92%
Cota Angra I e Angra II
112.987,86
110.351,68
-2,33%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
1.293.338,46
1.276.473,81
-1,30%
33,34
60,34
81,00%
Proinfa
58.806,02
60.511,79
2,90%
246,65
334,68
35,69%
Sobra (-) / Exposição (+)
-258.823,98
-362.756,45
40,2%
129,12
151,40
17,3%
TOTAL
3.111.272,89
3.287.677,81
5,7%
131,34
154,77
17,8%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  RTE 2015 Processo atual Variação  RTE 2015 Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Ajuste - CCEAR
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Proinfa  40.174,50 51.918,81 29,23%
502.178,45 552.184,26 9,96%
603.097,20 698.417,99 15,81%
459.991,53 468.223,53 1,79%
5.558,89 0,00 -100,00%
165.104,35 303.492,78 83,82%
128.859,60 128.859,60 0,00%
112.987,86 110.351,68 -2,33%
1.293.338,46 1.276.473,81 -1,30%
58.806,02 60.511,79 2,90%  340,72 319,17 -6,32%
184,94 209,11 13,07%
217,85 220,49 1,21%
171,90 186,42 8,45%
388,48 0,00 -100,00%
114,89 121,45 5,72%
217,10 260,34 19,92%
162,09 206,29 27,27%
33,34 60,34 81,00%
246,65 334,68 35,69%
Sobra (-) / Exposição (+)  -258.823,98 -362.756,45 40,2% 129,12 151,40 17,3%  
TOTAL  3.111.272,89 3.287.677,81 5,7% 131,34 154,77 17,8%  

Gráfico 3 
 
Fonte: Nota Técnica nº 97/2016-SGT/ANEEL, de 13 de abril de 2016. 
 
 
 
 
 
 
Gráfico 4  
 
 
Fonte: Nota Técnica nº 97/2016-SGT/ANEEL, de 13 de abril de 2015. 
25. 
Quanto aos componentes financeiros7 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressalta-
se: 
a) 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$ 47.176.695,89 com efeito no atual 
                                                     
7 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
34,2%
Custo de            
Energia
48,6%
Custo de     
Transmissão
2,5%
Encargos          
Setoriais
14,7%
Custo de       
Distribuição
24,3%
Custo de            
Energia
34,5%
Custo de     
Transmissão
1,7%
Encargos          
Setoriais
10,4%
ICMS 21,1%
PIS/COFINS 8,0%
Tributos 29,0%

reajuste de 5,02%. Os contratos de garantia física (risco hidrológico) e os contratos por disponibilidade 
foram os principais que impactaram no saldo da CVA de Energia. As participações no mix de 
contratação da ESE desses contratos foram de 37% e de 17%, respectivamente e, podem se 
justificar, o primeiro, pelo aumento substancial da tarifa dos CCGFs em decorrência da 
consideração do preço das usinas licitadas no Leilão nº 12/2015 e, o segundo, principalmente pelo 
impacto do risco hidrológico no período de apuração. A SGT ressalta que a receita proveniente da 
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, 
que foi deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA e da CVAESS/EER, contribuiu para que a 
tarifa da ESE não sofresse um aumento adicional médio de 11,81%. 
 
26. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 97/2016-SGT/ANEEL, de 13 de abril de 2016. 
27. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 97, de 13 de abril de 2016, que o efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores da ESE, de 5,24% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse nos 
últimos 8 anos abaixo da variação do IGP-M (75,51%) e do IPCA (71,21%) no mesmo período, conforme demonstrado 
no Gráfico 5. 
 
 
 
 
 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
5.191.308,21
            
0,55%
CVA em Processamento - Energia comprada
47.176.695,89
          
5,02%
CVA em Processamento - Transmissão
8.665,38
-                   
0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
25.604.536,47
-          
-2,73%
Neutralidade dos Encargos
1.500.145,75
-            
-0,16%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
21.599.917,70
-          
-2,30%
Ajuste Repasse da sobrecontratação/exposição de energia reajuste 2015
115.092,14
               
0,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
495.559,51
               
0,05%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
2.283.659,83
-            
-0,24%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
4.842.276,04
-            
-0,52%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
3.665.174,13
-            
-0,39%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
42.565,52
                 
0,00%
Total
6.483.154,02
-            
-0,69%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 5.191.308,21 0,55%
CVA em Processamento - Energia comprada 47.176.695,89 5,02%
CVA em Processamento - Transmissão - 8.665,38 0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes - 25.604.536,47 -2,73%
Neutralidade dos Encargos - 1.500.145,75 -0,16%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 - 21.599.917,70 -2,30%
Ajuste Repasse da sobrecontratação/exposição de energia reajuste 2015 115.092,14 0,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 495.559,51 0,05%
Financeiro de Reversão RTE - Energia - 2.283.659,83 -0,24%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso - 4.842.276,04 -0,52%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia - 3.665.174,13 -0,39%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 42.565,52 0,00%  
Total - 6 .483.154,02 -0,69%  

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 97/2016-SGT/ANEEL, de 13 de abril de 2016. 
28. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários8, o montante mensal de recursos da CDE 
a ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores 
mensais a serem repassados durante 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a 
diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo. 
29. 
Em 23/2/2016, a Diretoria Colegiada da ANEEL, decidiu9 por conceder provimento parcial ao pedido 
de reconsideração da ESE para conceder uma diferença no valor mensal de R$ 673.989,67, a preço de abril de 2015, 
na subvenção da CDE para custear os descontos tarifários deste processo tarifário. Portanto está sendo considerada 
a importância mensal de R$ 751.872,86, já atualizado para abril de 2016 pela variação do IGP-M no cálculo do ajuste 
dos subsídios tarifários. 
30. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à ESE, 
em relação às competências entre abril/2016 a março/2017, é de R$ 3.544.473,89. Esse valor já inclui o ajuste da 
diferença entre os valores previstos e os realizados entre abril/2015 e março/2016. 
                                                     
8 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. 
 
9 Despacho n°440/2016 de 23/2/2016 pela Diretoria Colegiada. 
274,64
304,30
295,49
314,21
314,21
314,84
278,24
336,65
408,99
432,33
out/07
out/08
out/09
out/10
out/11
out/12
out/13
out/14
mar/15
abr/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  432,33
  Variação IPCA  408,99
314,84 336,65
304,30    
314,21 314,21
295,49 278,24    
    
    

III. DIREITO 
31. 
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; e 
f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 07/1997-
ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
32. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005398/2015-51, voto pela emissão de 
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ESE - Energisa Sergipe - 
Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 22 de abril de 2016, que conduz ao efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 5,24%, sendo 4,74% para os consumidores em 
alta tensão e 5,55% 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 ESE; 
c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como 
Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo; 
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do Encargo 
de Energia de Reserva – EER; e 
e) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à ESE, de modo a custear os 
descontos retirados da estrutura tarifária. 
 
Brasília, 19 de abril de 2016. 
TIAGO DE BARROS CORREIA 
Diretor