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 
 
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 
 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%

14. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
1,65%
-0,56%
7,16%
3,04%
3,11%
-4,42%
9,99%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
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
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%  

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. 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
 
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%. 
 
7,16%
0,03%
0,02%
0,83%
0,73%
-0,12%
-0,90%
2,93%
0,47%
2,47%
0,04%
0,66%
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
 Geração Própria
Proinfra
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%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
7,16%
2,93%
2,47%
0,83% 0,73% 0,47% 0,66%
0,03% 0,02% 0,04%
-0,12%
-0,90%
la to T P S D -R A E C C - e tn e ts ix E D T Q -R A E C C - e tn e ts ix E P S D -R A E C C -a v ita n re tlA D T Q -R A E C C -a v ita n re tlA R A E C C - e ts u jA e tn o M o le B e a rie d a M la re ta liB II a rg n A e I a rg n A a to C 3 1 0 2 /3 8 7 .2 1 º n ie L s a to a irp ó rP o ã ç a re G a rfn io rP
C
e e
a a
v o v o
N N  7,16%
2,93%
2,47%
0,83% 0,73% 0,47% 0,66%
0,03% 0,02% 0,04%
  -0,12%
-0,90%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/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
Geração Própria
Proinfa  73.307,58 86.753,44 18,34%
1.145.465,60 518.368,72 -54,75%
3.121.653,77 3.403.556,13 9,03%
2.218.594,74 2.287.807,01 3,12%
21.556,14 0,00 -100,00%
974.444,63 1.771.740,75 81,82%
3.416.400,00 3.416.400,00 0,00%
454.901,43 443.684,17 -2,47%
3.815.248,50 3.814.015,37 -0,03%
17.191,45 17.191,45 0,00%
273.054,42 286.093,47 4,78%  301,39 297,20 -1,39%
167,24 182,26 8,98%
238,85 243,93 2,13%
172,45 186,00 7,86%
388,48 0,00 -100,00%
114,89 121,36 5,63%
199,17 235,21 18,10%
162,09 206,29 27,27%
33,34 60,47 81,36%
192,61 295,10 53,21%
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%    

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 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
                                                     
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. 
Custo de       
Distribuição
28,9%
Custo 
de            
Energi
a
51,7%
Custo de     
Transmissão
2,6%
Encargos          
Setoriais
16,8%

Gráfico 4  
 
 
23. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressalta-
se: 
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. 
Custo de       
Distribuição
20,7%
Custo de            
Energia
37,0%
Custo de     
Transmissão
1,9%
Encargos          
Setoriais
12,0%
ICMS 22,9%
PIS/COFINS 5,5%
Tributos
28,4%

Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
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. 
 
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%
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 1 11.949.505,57 2,70%  

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
338,22
347,81
350,33
319,29
344,27
361,32
298,77
350,58
355,65
395,24
441,06
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                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
 
 
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