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

Normativa 652, de 17/03/2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET – 
Procedimentos de Regulação Tarifária. 
 
7. 
Em 17/10/2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, administrado por 
esta Agência, e identificou-se que não constam inadimplências relativas às obrigações setoriais registradas em 
nome da CELG-D, conforme estabelecido na Resolução Normativa 538/2013. 
 
8. 
É o relatório. 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
9. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CELG-D conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de -9,53%, sendo de -10,77%, em média, para os consumidores conectados na 
Alta Tensão e de -8,85%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
10. 
O efeito médio de -9,53% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada 
dos componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até 
a data do reajuste em processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
reajuste tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes.  
 
11. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -0,49% ao se 
adotarem como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo -
2,73% referente à variação de custos de Parcela A e 2,24% à variação de custos da Parcela B.   
12. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -4,21%. Já o efeito da 
retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de -4,83% 
no atual reajuste. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-10,77%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-8,85%
Efeito Médio AT+BT
-9,53%

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

15. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
16. 
Os custos da Parcela A representam 74,98% dos custos da Concessionária. A variação desses 
custos representou -2,73% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário. 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-3,53%
-2,73%
74,98%
Encargos Setoriais
-9,20%
-2,28%
22,65%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
7,79%
0,01%
0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-36,99%
-4,90%
8,39%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
10,10%
0,24%
2,62%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
5,38%
0,31%
6,07%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
82,44%
2,10%
4,67%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-4,94%
-0,04%
0,78%
ONS
1,45%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
4,68%
0,15%
3,44%
Rede Básica
-3,88%
-0,06%
1,52%
Rede Básica Fronteira
20,81%
0,16%
0,91%
Rede Básica ONS (A2)
12,84%
0,01%
0,04%
MUST Itaipu
10,05%
0,05%
0,51%
Transporte de Itaipu
4,00%
0,01%
0,23%
Conexão
12,03%
0,01%
0,07%
Uso do sistema de distribuição e CCD
-5,39%
-0,01%
0,16%
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra)
-1,22%
-0,60%
48,89%
PARCELA B
9,89%
2,24%
25,02%
IRT considerando a variação tarifária do RTA 2015
-0,49%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-4,21%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE
0,13%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido da RTE +Saldo a Compensar CVA+ Ajustes
-4,69%
CVA em Processamento - Transmissão
0,12%
Neutralidade dos Encargos
-0,33%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
1,07%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,04%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2)
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
-0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
-0,26%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,28%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-4,83%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-9,53%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -3,53% -2,73% 74,98%  
Encargos Setoriais -9,20% -2,28% 22,65%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 7,79% 0,01% 0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -36,99% -4,90% 8,39%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 10,10% 0,24% 2,62%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 5,38% 0,31% 6,07%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 82,44% 2,10% 4,67%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. -4,94% -0,04% 0,78%
ONS 1,45% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão 4,68% 0,15% 3,44%  
Rede Básica -3,88% -0,06% 1,52%
Rede Básica Fronteira 20,81% 0,16% 0,91%
Rede Básica ONS (A2) 12,84% 0,01% 0,04%
MUST Itaipu 10,05% 0,05% 0,51%
Transporte de Itaipu 4,00% 0,01% 0,23%
Conexão 12,03% 0,01% 0,07%
Uso do sistema de distribuição e CCD -5,39% -0,01% 0,16%  
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) -1,22% -0,60% 48,89%  
PARCELA B 9,89% 2,24% 25,02%  
IRT considerando a variação tarifária do RTA 2015 -0,49% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -4,21%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE 0,13%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE +Saldo a Compensar CVA+ Ajustes -4,69%
CVA em Processamento - Transmissão 0,12%
Neutralidade dos Encargos -0,33%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 1,07%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,04%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) 0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,26%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,28%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,83%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -9,53%  

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

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
Fonte: Nota Técnica 346/2016-SGT/ANEEL 
 
21. 
Os custos da Parcela B representam 25,02% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 2,24% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
22. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,71%, 
no período de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (setembro/2015) e do reajuste atual 
(outubro/2016), descontado o Fator X, de 1,82%. 
 
23. 
A Resolução Homologatória 1.613/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os valores dos 
componentes Pd e T do Fator X em 1,29% e 0,00%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da 
Parcela B nos reajustes tarifários da CELG-D. 
 
24. 
Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior e do 
reajuste atual, o valor do componente Pd do Fator X foi proporcionalizado, de modo a refletir o ganho de 
produtividade de todo o período. 
 
25. 
Assim, no cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T, de 1,40% e 0,00%, 
respectivamente. No caso da CELG-D, a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi 
de 0,48%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de 0,42%. Dessa maneira, para atualizar a 
Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,71% e o Fator X, de 1,82%, resultando no fator 
de atualização da Parcela B de 9,89% e um impacto tarifário de 2,24%. 
 
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
380.820,05
400.644,75
5,21%
280,18
335,33
19,68%
Existente - CCEAR-QTD
1.482.154,81
1.715.941,17
15,77%
215,75
241,86
12,10%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
3.179.922,15
3.320.827,20
4,43%
219,40
220,15
0,34%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
964.562,35
1.102.569,66
14,31%
196,74
201,73
2,54%
Madeira e Belo Monte
1.299.677,96
1.813.925,62
39,57%
116,28
124,74
7,27%
Bilateral
411.959,38
245.137,20
-40,49%
223,66
243,40
8,83%
Cota Angra I e Angra II
463.164,88
447.766,92
-3,32%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
3.538.508,33
3.673.261,05
3,81%
37,27
65,53
75,84%
Itaipu
2.422.701,29
2.465.160,87
1,75%
288,28
182,30
-36,76%
Proinfa
288.580,29
297.803,30
3,20%
266,62
357,82
34,21%
Sobra (-) / Exposição (+)
-423.230,49
-1.429.669,95
237,8%
174,11
169,33
-2,7%
TOTAL
14.008.821,00
14.053.367,81
0,3%
176,02
173,32
-1,5%
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
Itaipu
Proinfa  380.820,05 400.644,75 5,21%
1.482.154,81 1.715.941,17 15,77%
3.179.922,15 3.320.827,20 4,43%
964.562,35 1.102.569,66 14,31%
1.299.677,96 1.813.925,62 39,57%
411.959,38 245.137,20 -40,49%
463.164,88 447.766,92 -3,32%
3.538.508,33 3.673.261,05 3,81%
2.422.701,29 2.465.160,87 1,75%
288.580,29 297.803,30 3,20%  280,18 335,33 19,68%
215,75 241,86 12,10%
219,40 220,15 0,34%
196,74 201,73 2,54%
116,28 124,74 7,27%
223,66 243,40 8,83%
162,09 206,29 27,27%
37,27 65,53 75,84%
288,28 182,30 -36,76%
266,62 357,82 34,21%  
Sobra (-) / Exposição (+)  -423.230,49 -1.429.669,95 237,8%  174,11 169,33 -2,7%  
TOTAL  14.008.821,00 14.053.367,81 0,3%  176,02 173,32 -1,5%  
  Fonte:    

26. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da 
receita da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se 
destina ao ressarcimento dos custos incorridos no pagamento: 
a) Da geração (compra de energia); 
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de 
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e 
c) Dos encargos setoriais2 e dos tributos3. 
 
Gráfico 3 
 
Fonte: Nota Técnica 346/2016-SGT/ANEEL 
 
Gráfico 4  
                                                     
2 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 27,5% para o ICMS e de 5,7% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a 
fatura, contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 49,86% 
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de       
Distribuição
25,0%
Custo de            
Energia
46,8%
Custo de     
Transmissão
3,4%
Encargos          
Setoriais
24,8%

Fonte: Nota Técnica 346/2016-SGT/ANEEL 
27. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
ressalta-se a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA afeta à Energia, 
que representou um impacto no atual reajuste de -4,69%, após reversão do respectivo financeiro concedido na 
RTE a título de cobertura para compra de energia, bem como realização de ajustes referentes ao processo 
tarifário anterior. 
28. 
A área técnica destaca que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras 
Tarifárias Vermelha e Amarela e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de 
CVA Energia, contribuiu para que a tarifa da CELG-D não sofresse um aumento adicional médio de 16%. 
29. 
Cabe destacar que, em função do deferimento5 pela Diretoria da ANEEL do Requerimento 
Administrativo interposto pela CELG-D, que pedia anuência para a constituição de garantias com a finalidade 
de repactuar as dívidas com as cotas da CDE, a consideração dos pagamentos e respectivas coberturas das 
cotas referentes às competências relacionadas no pedido de repactuação de dívidas ocorrerá somente no 
cálculo da CVA do processo tarifário de 2017. 
30. 
A SGT destacou, na Nota Técnica 346/2016, que o efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores da CELG-D, de -9,53% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse 
                                                     
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados 
no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
5 Despacho 2.719/2016 
Custo de       
Distribuição
16,7%
Custo de            
Energia
31,2%
Custo de     
Transmissão
2,3%
Encargos          
Setoriais
16,5%
ICMS 27,5%
PIS/COFINS 5,7%
Tributos
33,3%

nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (83,80%) e do IPCA (76,34%) no mesmo período, conforme 
demonstrado no Gráfico 5. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
Fonte: Nota Técnica 346/2016-SGT/ANEEL 
 
293,53
293,53
293,53
293,53
322,81
361,73
293,50
350,31
438,31
438,31
466,60
425,41
481,62 
539,50 
473,55 
517,60 
set/07
set/08
set/09
set/10
set/11
set/12
set/13
set/14
mar/15
mar/15
ago/15
out/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
    481,62
  Variação IGPM  473,55
466,60
Variação IPCA
443388,,3311  Variação IPCA  
361,73    
350,31
322,81    
293,53 293,53 293,53 293,50
293,53    
    
    

31. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários6, o montante mensal de recursos da 
CDE a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os 
valores mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo 
processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo. 
  
32. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à 
CELG-D, em relação às competências entre outubro/2016 a setembro/2017, é de R$ 19.079.651,21 (dezenove 
milhões, setenta e nove mil seiscentos e cinquenta e um reais e vinte e um centavos). Esse valor já inclui o 
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre setembro/2015 e setembro/2016. 
 
 
III. DIREITO 
 
33. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
(i) Lei 9.427, de 26/12/1996; 
(ii) Lei 10.438, de 26/04/2002; 
(iii) Lei 12.111, de 09/12/2009; 
(iv) Decreto 7.246, de 28/07/2010; 
(v) Decreto 7.945, de 07/03/2013; e 
(vi) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica 063/2000. 
 
IV. DISPOSITIVO 
 
34. 
Diante do exposto e do que consta no Processo 48500.001105/2016-47, voto pela emissão de 
resolução homologatória, como a minuta anexa, a fim de: 
a) homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da - CELG-D - Celg Distribuição 
S.A., a vigorar a partir de 22/10/2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de -9,53%, sendo -10,77% para os consumidores em alta tensão e -8,85% 
para os consumidores em baixa tensão; 
                                                     
6 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, 
a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte 
incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com 
mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

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