VOTO 
 
PROCESSO: 48500.001064/2016-99 
 
INTERESSADOS: CELPA - Centrais Elétricas do Pará S/A. 
 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CELPA - Centrais Elétricas do Pará S/A., a vigorar a partir 
de 7 de agosto de 2016. 
I. RELATÓRIO 
 
A CELPA é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende 
cerca de 2,4 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento 
anual da ordem de R$ 3,9 bilhões. 
 
2. 
Em 27/02/2015, foi emitida a REH nº 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 CELPA, o efeito médio homologado pela 
REH nº 1.858/2015 foi de 3,62%. 
 
3. 
Conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.930, de 04/08/2015, que homologou o 
resultado da quarta revisão tarifária periódica da concessionária, o reposicionamento tarifário da Celpa 
representou, em média, uma variação de 7,47% nas tarifas homologadas na RTE-2015.  
 
4. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 244, de 28 de julho de 
2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da CELPA. 
 
5. 
No dia 28/07/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da CELPA 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. 
 
6. 
A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a 
chancelou. 
 
7. 
Em 1º agosto de 2016, a CELPA encaminhou via fax cópia de decisão proferida pelo juízo da 
3º Vara Federal da Seção Judiciária do DF, nos autos do Processo n.º 0044378-02.2016.4.3400, em face do 
valor considerado de exposição involuntária de 2014, de modo a considerar o montante de 156,92 MWm.  
 
8. 
É o relatório. 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
9. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CELPA conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 7,55%, sendo de 7,38%, em média, para os consumidores conectados na 
Alta Tensão e de 7,61%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
                                                     
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 182/1998-ANEEL.

Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
10. 
O efeito médio de 7,55% 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 na RTP 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 13,37%, sendo 
9,49%  referente à variação de custos de Parcela A e 3,88% à variação de custos da Parcela B.  
 
12. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da 
CELPA, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para a variação tarifária de -2,50%. 
 
13. 
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, 
representa uma redução de -3,32% no atual reajuste. 
 
14. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 7,55% [7,55% = 
13,37% -3,32% -2,50%], constituiu a conjugação dos quatro movimentos tarifários explicitados: 
 
a) IRT de 13,37% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B; 
b) Retirada dos componentes financeiros fixados na RTP 2015, de -3,32%; e 
c) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de -
2,50%. 
 
15. 
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)
7,38%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
7,61%
Efeito Médio AT+BT
7,55%
-0,08%
0,23%
9,34%
3,88%
-2,50%
-3,32%
7,55%
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: 
 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
 
17. 
Os custos da Parcela A representam 63,52% dos custos da Concessionária. O incremento 
desses custos representou 9,49% pontos percentuais na composição do índice do atual reajuste tarifário. 
 
18. 
O valor total dos encargos setoriais caíram -0,51% em comparação com os valores referentes 
à RTP de 2015, correspondendo a um efeito tarifário médio de -0,08%. Destaca-se, principalmente, a redução 
do orçamento da CDE – USO, conforme Resolução Homologatória nº 2.077, de 7 de junho de 2016, que 
contribuiu para um efeito médio de -1,07%, no atual reajuste da CELPA. 
 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
15,18%
9,49%
63,52%
Encargos Setoriais
-0,51%
-0,08%
13,47%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
11,89%
0,02%
0,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-41,60%
-1,07%
1,33%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
2,82%
0,08%
2,65%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
-1,62%
-0,08%
4,47%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
24,17%
0,88%
4,00%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
10,34%
0,09%
0,89%
ONS
-5,91%
-0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
8,24%
0,23%
2,66%
Rede Básica
7,66%
0,14%
1,68%
Rede Básica Fronteira
5,16%
0,03%
0,57%
Rede Básica ONS (A2)
264,74%
0,00%
0,01%
Conexão
30,82%
0,05%
0,20%
Uso do sistema de distribuição e CCD
1,61%
0,00%
0,21%
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra)
21,04%
9,34%
47,38%
PARCELA B
10,36%
3,88%
36,48%
IRT 
13,37%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-2,50%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE
-2,29%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido da RTE
2,02%
CVA em Processamento - Transmissão
-0,01%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-0,41%
Neutralidade dos Encargos
-1,13%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-0,50%
Recalculo sobrecontratação 2015
-0,18%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,02%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
-0,03%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,01%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-3,32%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
7,55%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 15,18% 9,49% 63,52%  
Encargos Setoriais -0,51% -0,08% 13,47%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 11,89% 0,02% 0,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -41,60% -1,07% 1,33%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 2,82% 0,08% 2,65%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) -1,62% -0,08% 4,47%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 24,17% 0,88% 4,00%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 10,34% 0,09% 0,89%
ONS -5,91% -0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão 8,24% 0,23% 2,66%  
Rede Básica 7,66% 0,14% 1,68%
Rede Básica Fronteira 5,16% 0,03% 0,57%
Rede Básica ONS (A2) 264,74% 0,00% 0,01%
Conexão 30,82% 0,05% 0,20%
Uso do sistema de distribuição e CCD 1,61% 0,00% 0,21%  
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) 21,04% 9,34% 47,38%  
PARCELA B 10,36% 3,88% 36,48%  
IRT 13,37% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -2,50%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido da RTE -2,29%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE 2,02%
CVA em Processamento - Transmissão -0,01%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,41%
Neutralidade dos Encargos -1,13%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,50%
Recalculo sobrecontratação 2015 -0,18%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,02%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,03%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,01%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,32%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,55%  

19. 
O custo de compra de energia sofreu uma variação de 21,04% em relação ao processo anterior, 
contribuindo para um acréscimo tarifário de 9,34%. A principal modalidade que impactou nesse aumento foram 
os contratos de cotas de garantia física, cujo custo médio passou de R$ 37,27/MWh para R$ 63,49/MWh, com 
impacto no reajuste de 4,17%, em função das novas Receitas Anuais de Geração homologadas por meio da 
Resolução Homologatória nº 2.107, de 19/07/2016. 
 
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 anterior. 
 
 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
 
 
 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
 
 
 
 
9,34%
0,61%
1,40%
1,01%
0,45%
-0,05%
0,12%
0,29%
4,17%
0,96%
0,40%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
 Geração Própria
Proinfra
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
467.321,09
473.867,43
1,40%
285,46
335,74
17,61%
Existente - CCEAR-QTD
1.687.087,20
2.035.954,79
20,68%
225,84
240,47
6,48%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
2.469.218,60
2.437.327,56
-1,29%
220,29
238,02
8,05%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
1.605.073,47
1.472.216,93
-8,28%
176,38
191,25
8,44%
Madeira e Belo Monte
993.141,68
1.397.040,12
40,67%
115,33
123,06
6,70%
Bilateral
283.313,49
258.411,00
-8,79%
213,54
239,02
11,93%
Cota Angra I e Angra II
315.642,16
281.180,77
-10,92%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
4.070.782,58
3.316.860,05
-18,52%
37,27
63,49
70,36%
Geração Própria
436.501,78
398.134,45
-8,79%
192,61
295,10
53,21%
Proinfa
204.387,08
195.278,61
-4,46%
237,84
320,76
34,86%
Sobra (-) / Exposição (+)
-870.788,05
-596.398,35
-31,5%
146,29
176,47
20,6%
TOTAL
11.661.681,09
11.669.873,37
0,1%
147,89
178,88
21,0%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
9,34%
4,17%
1,40%
1,01% 0,96%
0,61% 0,45% 0,12% 0,29% 0,40%
-0,05%
la to T P S D -R A E C C - e tn e ts ix E D T Q -R A E C C - e tn e ts ix E P S D -R A E C C -a v ita n re tlA D T Q -R A E C C -a v ita n re tlA e tn o M o le B e a rie d a M la re ta liB II a rg n A e I a rg n A a to C 3 1 0 2 /3 8 7 .2 1 º n ie L s a to a irp ó rP o ã ç a re G a rfn io rP
C
e e
a a
v o v o
N N  9,34%
4,17%
1,40%
1,01% 0,96%
0,61% 0,45% 0,12% 0,29% 0,40%
  -0,05%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação  
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Geração Própria
Proinfa  467.321,09 473.867,43 1,40%
1.687.087,20 2.035.954,79 20,68%
2.469.218,60 2.437.327,56 -1,29%
1.605.073,47 1.472.216,93 -8,28%
993.141,68 1.397.040,12 40,67%
283.313,49 258.411,00 -8,79%
315.642,16 281.180,77 -10,92%
4.070.782,58 3.316.860,05 -18,52%
436.501,78 398.134,45 -8,79%
204.387,08 195.278,61 -4,46%  285,46 335,74 17,61%
225,84 240,47 6,48%
220,29 238,02 8,05%
176,38 191,25 8,44%
115,33 123,06 6,70%
213,54 239,02 11,93%
162,09 206,29 27,27%
37,27 63,49 70,36%
192,61 295,10 53,21%
237,84 320,76 34,86%  
Sobra (-) / Exposição (+)  -870.788,05 -596.398,35 -31,5%  146,29 176,47 20,6%  
TOTAL  11.661.681,09 11.669.873,37 0,1%  147,89 178,88 21,0%  
      

21. 
Os custos da Parcela B representam 36,48% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 3,88% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
22. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre agosto de 2015 e 
julho de 2016, do IGP-M, de 11,63%, subtraída do Fator X, de 1,27%. 
 
23. 
No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão 
Tarifária da CELPA, de 1,50% e 0,21%, respectivamente. No caso da CELPA, a variação média dos indicadores 
de DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi de -38,47%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de -
1,00%. Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M,  
 
24. 
de 11,63%, subtraída do Fator X, de 1,27%, resultando no fator de atualização da Parcela B 
de 10,36%. 
 
25. 
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 22,2% 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 37,59% 
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de       
Distribuição
36,5%
Custo de            
Energia
46,0%
Custo de     
Transmissão
2,7%
Encargos          
Setoriais
14,9%

Gráfico 4  
 
 
. 
 
26. 
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$ 106.916.371,24, com efeito no atual reajuste de -
2,52%;  
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$ 61.543.559,66, com 
efeito no atual reajuste de 1,45%. O efeito é decorrente, principalmente, do aumento do custo 
com os contratos de cotas de garantia física, e que tem participação bastante significativa – 
31% - no mix de compra da CELPA. 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 CELPA não sofresse um aumento adicional médio de 16,15%; 
e 
c) 
O recálculo da sobrecontratação repassada na RTP 2015 representou um repasse 
negativo de R$ 7.613.245,87, com impacto no atual reajuste de -0,18%. Tal recálculo se fez 
necessário após cálculo do valor definitivo da exposição involuntária do ano de 2014, 
conforme estabelecido no Despacho n° 1.466/2016, despacho este que teve recurso 
deliberado nesta reunião e que foi aprovada alteração do valor da exposição involuntária da 
CELPA de 2014. Este valor também leva em consideração liminar obtida pela empresa 
contra a aplicação do valor de exposição involuntária deliberada anteriormente. Assim, o 
montante de exposição utilizado no recálculo foi de 156,92Mwm. 
                                                     
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
26,5%
Custo de            
Energia
33,4%
Custo de     
Transmissão
1,9%
Encargos          
Setoriais
10,8%
ICMS 22,2%
PIS/COFINS 5,1%
Tributos
27,3%

27. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
 
Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
28. 
A empresa peliteou a manutenção do componente financeiro referente à redução tarifária 
equilibrada, que ajudou a efetuar a uniformização da redução ocorrida nas tarifas no começo de 2013. Para a 
empresa, “, os efeitos da Lei 12.783/2013 permanecem inalterados para as distribuidoras que receberam a 
redução tarifária equilibrada, e, retirar esses valores do orçamento da CDE significa reverter um dispositivo 
estabelecido na Lei, ou seja, reverter os efeitos dos descontos para os consumidores do Pará, sem que outro 
dispositivo legal determine essa reversão”. 
29. 
O orçamento de 2016 da CDE foi objeto de deliberação na AP n° 83/2015. Cumpre destacar o 
disposto na Nota Técnican° 329/2015-SGT/ANEEL, de 10 de dezembro de 2015, cujo objetivo era auxiliar na 
definição das cotas anuais da CDE de 2016: 
 
“Dado que as concessões que não foram objeto de renovação antecipada nos 
termos da Lei nº 12.783/2012 já passaram pelo processo de licitação, e que as 
correspondentes cotas de energia foram alocadas entre as distribuidoras 
observando critérios definidos na REN nº 631/2014, não se perpetuando a redução 
tarifária equilibrada de 2013, e considerando ainda a ausência de aporte de 
recursos da União na CDE pelo segundo ano consecutivo e a falta de previsão 
legal para a correção monetária da subvenção e para o seu prazo de aplicação, 
propõe-se o seu encerramento a partir dos processos tarifários ordinários de 2016 
das respectivas distribuidoras beneficiárias” 
30. 
Desta forma, o pleito da empresa foi negado. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
(54.938.884,97)
         
-1,29%
CVA em Processamento - Energia comprada
61.543.559,66
          
1,45%
CVA em Processamento - Transmissão
(465.895,93)
              
-0,01%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(17.462.354,13)
         
-0,41%
Neutralidade dos Encargos
(48.180.155,02)
         
-1,13%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(21.225.166,04)
         
-0,50%
Recalculo sobrecontratação 2015
(7.613.245,87)
           
-0,18%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
800.726,53
               
0,02%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
53.435,14
                 
0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
24.296.762,10
          
0,57%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(18.726.835,65)
         
-0,44%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(23.473.444,16)
         
-0,55%
Repasse de compensação DIC/FIC
(1.304.177,51)
           
-0,03%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
231.359,24
               
0,01%
Total
(106.464.316,61)
       
-2,50%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais ( 54.938.884,97) -1,29%
CVA em Processamento - Energia comprada 61.543.559,66 1,45%
CVA em Processamento - Transmissão ( 465.895,93) -0,01%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 17.462.354,13) -0,41%
Neutralidade dos Encargos ( 48.180.155,02) -1,13%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 21.225.166,04) -0,50%
Recalculo sobrecontratação 2015 ( 7.613.245,87) -0,18%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 800.726,53 0,02%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 53.435,14 0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia 24.296.762,10 0,57%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 18.726.835,65) -0,44%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia ( 23.473.444,16) -0,55%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 1.304.177,51) -0,03%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 231.359,24 0,01%  
Total ( 106.464.316,61) -2,50%  

31. 
A empresa também questionou a metodologia de cálculo do repasse da CDE para custeio de 
desconto concedido pelas empresas para consumidores que adquirem energia de fontes incentivadas.  
32. 
O cálculo realizado pela ANEEL é feito com base no mercado declarado pela empresa no 
período de referência, porém, de acordo com a empresa, há a expectativa de uma forte migração de seus 
consumidores para o mercado livre. Deste modo, o pleito da empresa é para que se projete o valor do desconto 
concedido em junho de 2016 para os 12 meses subsequentes ao reajuste, ou seja, agosto de 2016 a julho de 
2017. 
33. 
Destaca-se que o valor a ser repassado para a concessionária não atende ao pleito da 
empresa, uma vez que o cálculo feito desta maneira feriria a isonomia de tratamento concedido às outras 
distribuidoras que concedem o mesmo desconto. . Além disso, a metodologia de cálculo da previsão do repasse 
da CDE utiliza o mesmo o mercado considerado: (i) na apuração da receita de referência; (ii) cálculo da 
neutralidade dos encargos setoriais e (iii) eventuais componentes financeiros dependentes do mercado. A área 
técnica entende não haver espaço para a adoção de um mercado arbitrário baseado nas expectativas futuras 
da concessionária. Ademais, a diferença entre o valor concedido como previsão do repasse da CDE o valor 
efetivamente realizado integra a parcela de ajuste do repasse CDE do processo tarifário subsequente. 
34. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 244, de 28 de julho de 2016, que o efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores da CELPA, de 7,55% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da 
Concessionária evoluísse nos últimos 8 anos acima da variação do IGP-M (85,75%) e do IPCA (75,98%) no 
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
 
267,86
319,36
330,59
369,90
369,90
395,17
357,47
479,77
494,25
525,39
565,54
ago/07
ago/08
ago/09
ago/10
ago/11
ago/12
ago/13
ago/14
mar/15
ago/15
ago/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
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  525,39
  Variação IPCA  494,25
479,77
    
395,17
369,90 369,90
357,47    
330,59
319,36    
267,86    
    
    

35. 
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 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo 
tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.  
 
36. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
CELPA, em relação às competências entre agosto/2016 a julho/2017, é de R$ 8.323.359,35. Esse valor já inclui 
o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 e julho/2016. 
 
III. DIREITO 
37. 
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 13/1999-
ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
38. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.001064/2016-99, voto pela emissão 
de resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CELPA - Centrais Elétricas 
do Pará S/A., a vigorar a partir de 7 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de 7,55%, sendo 7,38% para os consumidores em alta 
tensão e 7,61% 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 CELPA; 
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. – Eletrobras à CELPA, de modo 
a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
Brasília, 02 de agosto de 2016. 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor 
                                                     
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.