VOTO 
PROCESSO: 48500.001066/2016-88 
INTERESSADO: Companhia Energética de Alagoas – CEAL 
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega 
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da Companhia Energética de Alagoas - CEAL, a vigorar a partir de 28 
de setembro de 2016 
I. RELATÓRIO 
A Companhia Energética de Alagoas - CEAL responde pela prestação do serviço público de 
distribuição de energia elétrica1 e atende a 1,1 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica 
representa faturamento anual de R$ 1,18 bilhão. 
2. 
O processamento do reajuste tarifário anual de 2015 da CEAL foi suspenso por 83 dias, entre 28 de 
agosto e 18 de novembro de 2015, visto que a então Concessionária se encontrava inadimplente com suas 
obrigações intrassetoriais. Somente após a Concessionária quitar as pendências, foi concluído o reajuste tarifário, 
com a emissão da Resolução Homologatória nº 1.984, de 10 de novembro de 2015. Nesse Processo, as tarifas da 
CEAL foram, em média, reajustadas em 22,61%, sendo 13,48% referentes ao reajuste tarifário econômico e 9,13%, 
aos componentes financeiros pertinentes. 
3. 
Observa-se que, por meio de Despacho do Ministério de Minas e Energia – MME, publicado no 
DOU de 29/12/2015, o Poder Concedente deferiu a prorrogação da concessão da CEAL e a convocou, nos termos 
do art. 11, § 2º, Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, para assinar o novo Contrato de Concessão no máximo em 
210 dias, contados da publicação do Despacho. 
4. 
Em 26 de julho de 2016, expirou o prazo estabelecido para que a CEAL assinasse o novo Contrato 
de Concessão. A CEAL optou por abdicar do direito de prorrogar a concessão. 
1 De acordo com a Portaria nº 424, de 3 de agosto de 2016.

5. 
Mediante a Portaria MME nº 424, de 3 de agosto de 2016, a União designou a CEAL como 
responsável pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, nos termos e nas condições 
estabelecidos na Portaria MME nº 388, de 26 de julho de 2016, até a assunção de novo concessionário ou até 31 de 
dezembro de 2017, o que ocorresse primeiro. A Portaria estabeleceu que o reajuste tarifário da CEAL fosse 
realizado de modo ordinário e com periodicidade anual, a partir de 28 de setembro de 2016. 
6. 
A Resolução Homologatória nº 2.123, de 23 de agosto de 2016, prorrogou, até 27 de setembro de 
2016, a vigência das tarifas de aplicação da CEAL constantes da Resolução Homologatória nº 1.984, de 2015. 
7. 
Na sequência, a SGT, mediante a Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 
2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da CEAL. 
8. 
Em 14 de setembro de 2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da CEAL as planilhas finais do cálculo do reajuste 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 dos Procedimentos de 
Regulação Tarifária – PRORET. 
9. 
A Procuradoria Federal na ANEEL – PFANEEL conheceu da minuta de Resolução e a chancelou. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
10. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEAL conduz ao efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos 
consumidores de -1,29%, sendo de -1,13%, em média, para os consumidores conectados na alta tensão e de -
1,37%, em média, para os conectados na baixa tensão: 
Tabela 1 – Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016. 
11. 
O efeito médio de -1,29% decorreu do reajuste dos itens de custos da Parcela A e da B, calculado 
conforme o Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no Contrato de Concessão; da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-1,13%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
-1,37%
Efeito Médio AT+BT
-1,29%

processamento, e da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação 
nos 12 meses subsequentes. 
12. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio de 13,42%, ao se 
adotar como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo 10,59% 
referente à variação de custos de Parcela A e 2,83% à de custos da Parcela B. 
13. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o efeito tarifário de -6,70%. Já o efeito da 
retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior representa a redução de -8,01% no atual 
reajuste. 
14. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -1,29% [-1,29% = 
13,42% + -6,70% + -8,01%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados: 
a) reajuste de 13,42%, resultante da atualização dos custos da Parcela A e da B; 
b) inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de -6,70%, 
e 
c) retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -8,01%.  
15. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016. 
1,40%
0,17%
9,01%
2,83%
-6,70%
-8,01%
-1,29%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

16. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação entre o 
cálculo do processo tarifário de 2015 e o reajuste atual; a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e 
da B na composição do IRT; a distribuição da receita, para cobrir os custos das Parcelas A e B; a contribuição de 
cada componente financeiro para a formação do índice de reajuste final e a da retirada dos componentes tarifários 
considerados no último processo: 
Tabela 2 – Itens de custo que conduziram ao efeito médio

Fonte: Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016. 
IRT econômico 
Parcela A 
17. 
Os custos da Parcela A representam 70,86% dos custos da Designada. A variação desses custos 
representou 10,59% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário. 
18. 
O valor total dos encargos setoriais resultou na variação de 8,20% em comparação com os valores 
do reajuste de 2015, correspondendo à variação tarifária no efeito médio de 1,40%. Destaca-se o aumento na cota 
de ESS/ERR, que contribuiu para o efeito médio de 1,52% no atual reajuste da CEAL. 
19. 
O custo de compra de energia sofreu a variação de 18,18% em relação ao processo anterior, 
contribuindo para o efeito médio de 9,01%. As principais razões foram o aumento de 77% no preço da energia 
proveniente das cotas da Lei nº 12.783, de 2013, e o aumento, tanto na quantidade, quanto no preço, da energia 
nova adquirida por meio dos leilões de energia nova e alternativa por disponibilidade. 
20. 
O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia: 
 
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016. 
 
 
9,01%
0,97%
0,73%
1,94%
0,47%
0,00%
0,11%
0,00%
0,37%
3,80%
0,00%
0,00%
0,00%
0,61%
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
 Itaipu
 Montante de
Reposição
Proinfra

21. 
A Tabela 3 demonstra a variação dos montantes e as do custo com compra de energia em relação 
ao RTA 2015: 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
Fonte: Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016. 
Parcela B 
22. 
Os custos da Parcela B representam 29,14% dos custos da Designada. Seu incremento 
correspondeu a 2,83% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
23. 
Para atualizar a Parcela B, a SGT considerou a variação acumulada, entre julho de 2015 e agosto 
de 2016, do IGP-M, de 11,80% e descontou o Fator X, de 2,44%. 
24. 
A Resolução Homologatória nº 1.606, de 27 de agosto de 2013, estabeleceu, para o atual ciclo 
tarifário, os valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,76% e 0,53%, respectivamente, a serem aplicados na 
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da CEAL. 
25. 
Por considerar o interstício de 13 meses entre o reajuste anterior (agosto/2015) e o atual 
(setembro/2016), o valor do componente Pd do Fator X foi proporcionalizado, de modo a refletir o ganho de 
produtividade de todo o período, resultando em 1,91%. 
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
215.685,85
227.595,88
5,52%
273,94
330,75
20,74%
Existente - CCEAR-QTD
629.237,08
580.931,47
-7,68%
224,91
251,01
11,61%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
1.455.426,09
1.518.584,61
4,34%
202,94
219,63
8,22%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
499.437,90
512.726,20
2,66%
148,22
161,88
9,21%
Ajuste - CCEAR
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Madeira e Belo Monte
448.113,21
587.024,48
31,00%
113,84
123,27
8,28%
Bilateral
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Cota Angra I e Angra II
124.826,74
125.500,93
0,54%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
1.705.724,93
1.599.947,66
-6,20%
37,27
66,13
77,43%
Geração Própria
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Itaipu
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Montante de Reposição
0,00
0,00
-
0,00
0,00
-
Proinfa
79.530,79
84.033,76
5,66%
236,62
317,69
34,26%
Sobra (-) / Exposição (+)
-993.081,90
-1.077.888,36
8,5%
138,78
163,36
17,7%
TOTAL
4.164.900,70
4.158.456,64
-0,2%
140,65
166,48
18,4%
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
Ajuste - CCEAR
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Geração Própria
Itaipu
Montante de Reposição
Proinfa  215.685,85 227.595,88 5,52%
629.237,08 580.931,47 -7,68%
1.455.426,09 1.518.584,61 4,34%
499.437,90 512.726,20 2,66%
0,00 0,00 -
448.113,21 587.024,48 31,00%
0,00 0,00 -
124.826,74 125.500,93 0,54%
1.705.724,93 1.599.947,66 -6,20%
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
79.530,79 84.033,76 5,66%  273,94 330,75 20,74%
224,91 251,01 11,61%
202,94 219,63 8,22%
148,22 161,88 9,21%
0,00 0,00 -
113,84 123,27 8,28%
0,00 0,00 -
162,09 206,29 27,27%
37,27 66,13 77,43%
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
0,00 0,00 -
236,62 317,69 34,26%
Sobra (-) / Exposição (+)  -993.081,90 -1.077.888,36 8,5%  138,78 163,36 17,7%
TOTAL  4.164.900,70 4.158.456,64 -0,2%  140,65 166,48 18,4%

26. 
Conforme a metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, o componente Q (qualidade do 
serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da variação dos indicadores 
de DEC e FEC apurados nos últimos 2 anos disponíveis. 
27. 
No caso da CEAL, a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi 
de -4,79%, de modo que o valor de componente Q do Fator X a ser aplicado na atualização da Parcela B é de 
0,00%. 
28. 
Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,80%, 
subtraída do Fator X, de 2,44%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 9,36%. 
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 setoriais2 e dos tributos3. 
2 No Gráfico 3, 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 Gráfico 4, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, 
utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,5% para o ICMS e de 5,8% 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 35,65% (por fora) sobre o valor da 
conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016. 
 
 
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016. 
 
Componentes financeiros 
30. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, destaca-
se o Repasse de Sobrecontratação/Exposição de Energia, que apresentou valor de -R$ 67.580.318,46,  com efeito 
no atual processo tarifário de -5,72%. A partir de junho/2015, a então Concessionária passou a apresentar volumes 
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 dos reajustes ou aos das revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros 
considerados no processo tarifário produzem efeitos apenas por 1 ano. 
Custo de       
Distribuição
29,1%
Custo de            
Energia
49,7%
Custo de     
Transmissão
2,9%
Encargos          
Setoriais
18,3%
Custo de       
Distribuição
21,5%
Custo de            
Energia
36,6%
Custo de     
Transmissão
2,1%
Encargos          
Setoriais
13,5%
ICMS 20,5%
PIS/COFINS 5,8%
Tributos
26,3%

de sobras contratuais elevados, no entanto dentro do limite de 105%. Como o cenário até dezembro de 2015 foi de 
PLD elevado, a CEAL apresentou ganhos financeiros com a venda dessas sobras de energia e, com o cálculo da 
Sobrecontratação, é garantida a neutralidade financeira dessas vendas. 
31. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 303, de 2016, que a receita proveniente da aplicação dos 
adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras foi deduzida dos totais 
apurados de CVA Energia e da CVA ESS/EER, o que contribuiu para que a tarifa da CEAL não sofresse aumento 
adicional médio de 26,09%. 
32. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
 
Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016. 
33. 
A Superintendência frisou ainda que o efeito médio a ser percebido pelos consumidores da CEAL, 
de -1,29%, contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Designada evoluísse nos últimos 9 anos abaixo da 
variação do IGP-M (85,24%) e do IPCA (77,02%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5:

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 303/2016-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2016. 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
34. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da CDE a 
ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras a cada distribuidora deve ser homologado pela 
ANEEL. Para definir os valores mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utiliza-se o mercado 
considerado no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do 
mesmo processo. 
35. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à CEAL, em relação às competências entre 
setembro/2016 e agosto/2017, é de R$ 3.467.042,54. Esse valor inclui o ajuste da diferença entre os valores 
previstos e os realizados entre agosto/2015 e agosto/2016, bem como o ajuste relativo a agosto de 2015 devido à 
postergação da data do reajuste. 
Pleito da Designada 
5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.839, de 2013, e do Decreto 
nº 7.891, de 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. 
341,90
387,47
313,90
333,63
339,46
369,41
306,74
397,87 414,02
439,11
433,43
ago/07
ago/08
ago/09
ago/10
ago/11
ago/12
ago/13
ago/14
mar/15
ago/15
set/16
Reajuste                
Reajuste                
Reajuste                
Reajuste                
Reajuste                
Reajuste                
Reajuste                
Reajuste                
RTE                
Reajuste                
Reajuste                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
700,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
  Tarifa B1 Residencial  
    
  Variação IGPM  
  Variação IPCA  
    
439,11
414,02    
387,47 397,87
369,41    
341,90 333,63 339,46
313,90 306,74    
    
    
    

36. 
A CEAL, mediante a Carta CTA-DR nº 40/2016, de 23 de agosto de 2016, argumentou que fora 
onerada em função de não ter recebido, no reajuste de 2015, cobertura tarifária correspondente aos pagamentos da 
amortização das operações de crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na 
gestão da Conta-ACR para as competências de agosto, setembro e outubro de 2015. Solicitou fosse compensada 
no atual reajuste. Pleiteou ainda componente financeiro referente ao PIS/COFINS sobre o encargo de conexão com 
a Chesf, no período 2013-2015, de R$ 521.037,86. 
37. 
Observa-se que o período questionado pela Designada corresponde exatamente àquele em que 
esteve inadimplente com as obrigações intrassetoriais na qualidade de concessionária. Na ocasião, foi suspenso o 
processamento do reajuste e prorrogadas as tarifas de aplicação da Resolução Homologatória nº 1.782, de 2014, 
até que a então Concessionária adimplisse suas obrigações. 
38. 
A suspensão do reajuste, haja vista que seria positivo, e a prorrogação das tarifas de 2015, é atitude 
imposta pelo art. 10 da Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 15 de março 
de 2004, com o objetivo de fixar sinal econômico para incentivar a adimplência intrassetorial dos agentes e penalizar 
a inadimplência: 
Art. 10. O inadimplemento, pelas concessionárias, pelas permissionárias e pelas autorizadas, no 
recolhimento das parcelas das quotas anuais de Reserva Global de Reversão - RGR, Programa 
de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA, Conta de Desenvolvimento 
Energético - CDE, Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, compensação financeira pela 
utilização de recursos hídricos e outros encargos tarifários criados por lei, bem como no 
pagamento pela aquisição de energia elétrica contratada de forma regulada e da Itaipu Binacional, 
acarretará a impossibilidade de revisão, exceto a extraordinária, e de reajuste de seus 
níveis de tarifas, assim como de recebimento de recursos provenientes da RGR, CDE e 
CCC. (Redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004) (grifos nossos) 
 
39. 
Dessa maneira, entende-se que, para manter o propósito da Lei de coibir a inadimplência 
intrassetorial, não se deve reconhecer recomposições tarifárias de prejuízos causados pelos próprios agentes 
setoriais. Dessa forma, considera-se correta a recomendação da SGT de que o descasamento entre a cobertura e o 
pagamento solicitado pela Designada, haja vista que ocorrido em decorrência de inadimplência, constitui ônus da 
então Concessionária e não é passível de ser reconhecido ou receber cobertura tarifária. 
40. 
Destaca-se que caso similar foi enfrentando e decidido no reajuste de 2015 da CEEE-D. Como a 
Concessionária estava inadimplente com suas obrigações intrassetoriais quando da aplicação do reajuste de 2014, 
foi penalizada com a manutenção da antiga tarifa de 2013. Dessa forma, não foi considerada na CVA de CDE-USO

de 2015, para o período em que esteve inadimplente, a diferença entre a cobertura efetivamente conferida e a que 
deveria ter sido aplicada, caso a Distribuidora estivesse adimplente. Da mesma forma, procedeu-se com o cálculo 
do ajuste CUSD. 
41. 
Relativamente ao pedido de componente financeiro atinente ao PIS/Cofins sobre o encargo de 
conexão com a Chesf, julga-se que tem razão a SGT, ao apontar, na Nota Técnica nº 303, de 2016, que, de acordo 
com as Resoluções Homologatórias das tarifas, a então Distribuidora tinha autorização para incluir, nas tarifas a 
serem pagas pelos consumidores, as despesas do PIS/Pasep e da Cofins efetivamente incorridas no exercício da 
atividade de distribuição de energia elétrica. 
42. 
Assim, seja por compreender que a então Distribuidora optou por não repassar os custos relativos 
ao PIS/Cofins ao consumidor (comportamento equivalente a concessão de desconto, para o qual não há 
recomposição tarifária) seja por considerar que houve erro no faturamento (para o que a Resolução Normativa nº 
414, de 9 de setembro de 2010, estabelece as condições de refaturamento), o pleito tarifário deve ser indeferido. 
III. DIREITO 
43. 
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 12.783, de 11 de janeiro de 2013; 
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; 
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013;  
f) Portaria nº 388, de 26 de junho de 2016. 
IV. DISPOSITIVO 
44. 
Com apoio nessa fundamentação e no disposto no Processo nº 48500.001066/2016-88, voto pela 
emissão de resolução homologatória, minuta anexa, a fim de

a) homologar o índice de reajuste  anual das tarifas da Companhia Energética de Alagoas - CEAL, 
a vigorar a partir de 28 de setembro de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de -1,29%, sendo de -1,13% em média para os consumidores conectados em 
alta tensão e de -1,37% para os 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 CEAL; 
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 dos encargos de serviços do sistema – ESS e de energia 
de reserva – EER, e 
e) homologar em R$ 3.467.042,54 o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CEAL, 
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
Brasília, 20 de setembro de 2016. 
 
 
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA 
Diretor