1) O documento apresenta a análise da segunda revisão tarifária periódica da concessionária CELPE. 2) É proposta uma redução de 7,59% nas tarifas e um aumento médio de 5,44% no período de abril de 2009 a março de 2010 após a inclusão de componentes financeiros. 3) A ANEEL define uma trajetória de redução gradual das perdas não técnicas da CELPE para que se atinja 14% ao final do segundo ciclo tarifário.

1. VOTO
PROCESSO: 48500.004335/2006-61
RELATOR: Diretor José Guilherme Silva Menezes Senna.
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO ECONÔMICA – SRE.
I – DA ANÁLISE
Cumprindo mais uma etapa estabelecida no cronograma de atividades da revisão tarifária da
CELPE, será colocada à disposição no sítio da ANEEL na internet, sob o link “Audiências Públicas ano 2009”,
a Nota Técnica nº 060/2009-SRE/ANEEL, que aplica as metodologias e procedimentos constantes da
Resolução Normativa nº 234/2006, com redação alterada pela REN nº 338/2008, à segunda revisão tarifária
periódica da concessionária.
As sugestões e contribuições da sociedade serão recebidas no período entre 18 de fevereiro
2.
a 20 de março de 2009. A sessão presencial da Audiência Pública será realizada em 19 de março de 2009,
na cidade do Recife – PE. A Nota Técnica referente à metodologia e aos conceitos adotados pela ANEEL
para proceder à Revisão Tarifária, será disponibilizada no endereço eletrônico desta Agência.
Propõe-se o valor preliminar de -7,59% para o reposicionamento tarifário da CELPE.
3.
Adicionando-se ao reposicionamento os componentes financeiros de R$ 323.448.639,70, e retirando-se da
base tarifária um componente financeiro de 0,4%, considerado no reajuste anual de 2008, o consumidor irá
perceber, no período de abril de 2009 a março de 2010, um aumento médio de 5,44% nas tarifas de
fornecimento. Adicionalmente, está sendo proposto o valor de 0,00% para o componente Xe do Fator X. A
abertura tarifária será disponibilizada até o dia 2 de março de 2009 no sítio da ANEEL, juntamente com os
demais documentos relativos ao processo de revisão.
4. A receita verificada da concessionária foi calculada considerando as tarifas plenas, sem a
aplicação dos descontos, para: consumidores da subclasse residencial baixa renda (REN nº 89/2004),
gerador e consumidor livre de fonte incentivada (REN nº 77/2004) e consumo próprio de autoprodutor e
produtor independente (REN nº 166/2005). A perda de receita da concessionária relativa à concessão desses
descontos será compensada por meio de um componente financeiro, previsto nesta revisão, e apurado em
definitivo no próximo reajuste.
5. Os valores dos encargos setoriais foram fixados com base na legislação e regulamentação
vigentes. Destaca-se que o valor do Encargo de Serviços do Sistema – ESS, contempla uma previsão para
12 meses, conforme informação da Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG.
6. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT, por meio do
Memorando nº 036/2009-SRT/ANEEL, informou os encargos de uso e de conexão da Rede Básica a serem
considerados nesta revisão.
7. A Figura a seguir apresenta a evolução das perdas totais na rede de distribuição da CELPE
1

2. nos últimos anos. O índice das perdas foi calculado tendo como base a energia injetada na rede de
distribuição .
Evolução das perdas na CELPE
21%
20,1%
19,7%
20% 19,5% 19,4%
18,8%
19%
18,1%
18,0%
17,9% 17,8%
18% 17,6%
17,1%
17%
16,4%
15,9%
16% 15,8%
15%
95
96
97
98
99
00
01
02
03
04
05
06
07
08
19
19
19
19
19
20
20
20
20
20
20
20
20
20
8. A análise da evolução das perdas na CELPE mostra que houve uma elevação significativa
das perdas da empresa no período de 1995 a 1999, seguida de uma redução igualmente intensa nos dois
anos subseqüentes. Posteriormente, no período 2001-2004, o índice de perdas voltou a oscilar em torno de
um patamar de 19% encerrando o ano de 2004 em 19,4%.
9. Em 2005, como resultado do processo da primeira revisão tarifária periódica, a ANEEL
determinou, dentre outras ações, que fosse realizada uma fiscalização das perdas na concessão da CELPE e
que fosse elaborado pela empresa um plano de ações com o objetivo de reduzir o seu nível de perdas não
técnicas até a sua próxima revisão tarifária periódica.
10. No período 2005-2008, posterior a revisão tarifária, a CELPE registrou uma significativa
redução em suas perdas, atingindo ao final do ano de 2008 um patamar semelhante ao praticado em 1995.
Segundo o relatório da empresa tal redução foi decorrência das atividades desenvolvidas no combate às
perdas não técnicas no último ciclo tarifário e do aprimoramento dos seus processos de gestão comercial. A
composição das perdas quanto a sua origem está apresentada na figura a seguir.
2

3. Composição das perdas na CELPE
20%
18%
16%
14% 8,70% 8,43%
7,11% 6,7%
12%
10%
8%
6%
9,36% 9,33% 9,27% 9,26%
4%
2%
0%
2005 2006 2007 2008
Perdas Técnicas Perdas não Técnicas
11. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio do
memorando nº 047/2009-SRD/ANEEL encaminhou a Nota Técnica nº 012/2009-SRD/ANEEL, que definiu o
nível de perdas técnicas da concessionária em 8,098% da energia injetada, relativas ao período de julho de
2007 a junho de 2008.
12. A tabela a seguir apresenta os índices de perdas de concessionárias comparáveis com a
CELPE do ponto de vista socioeconômico e de proximidade geográfica, separadas de acordo com a sua
origem.
Perdas Perdas não Perdas Perdas NT /
Empresa
técnicas técnicas totais mercado BT
15,92%
CELPE 8,10% 7,83% 17,38%
16,47%
COELBA 9,76% 6,71% 15,63%
11,42%
COSERN 8,18% 3,23% 7,55%
13,60%
COELCE 7,73% 5,87% 12,38%
30,76%
CEAL 8,73% 22,02% 61,92%
30,28%
CEMAR 11,17% 19,10% 38,86%
27,41%
CELPA 9,95% 17,46% 41,38%
12,59%
ELETROPAULO 4,91% 7,69% 16,84%
20,62%
LIGHT 5,61% 15,00% 42,32%
13. Como pode ser observado na tabela anterior, em função da redução nos últimos anos, as
perdas da CELPE se encontram atualmente em um patamar inferior a média se comparada com outras
empresas da sua região. Entretanto, constata-se também que existem empresas operando em áreas de
concessão tão ou mais complexas que a da CELPE praticando índices de perdas não técnicas ainda
menores. Conclui-se, portanto, que apesar do bom resultado apresentado no último ciclo tarifário ainda há
margem para reduções adicionais nas perdas não técnicas da CELPE.
14. Será definida uma trajetória de redução de para as perdas não técnicas da CELPE no seu
segundo ciclo revisional de tal forma que se atinja o índice de 14% sobre o mercado baixa tensão ao final do
3

4. último ano do ciclo. Na definição da meta proposta levou-se em consideração a análise comparativa realizada
em conformidade com a metodologia descrita na Nota Técnica nº 342/2008-SRE/ANEEL, histórico de perdas
e o plano de combate às perdas apresentado pela concessionária.
15. A trajetória será linear, calculada pela razão entre o percentual de redução de perdas no ciclo
tarifário (diferença entre o percentual de perdas não técnicas no ponto de partida e chegada) e o número de
anos entre as duas datas. A figura abaixo ilustra como o será a trajetória ao longo do ciclo de empresa com
ciclo de 4 anos. É importante notar que no primeiro ano do segundo ciclo tarifário (ano teste) já ocorre o
primeiro degrau de redução.
Nível de Perdas para Cada Ano do Ciclo
Ano Ano Teste Ano Teste + 1 Ano Teste + 2 Ano Teste + 3
Perdas Técnicas
8,10% 8,10% 8,10% 8,10%
(sobre energia injetada)
Perdas Não Técnicas
16,53% 15,69% 14,84% 14,00%
(sobre o mercado BT)
Perdas Não Técnicas
7,45%
(sobre energia injetada)
Perdas na Distribuição
15,54%
(sobre energia injetada)
16. Ressalte-se que foram dimensionados os custos operacionais associados às atividades de
combate às perdas a partir do montante de energia anual a ser regularizada, resultante do nível de perdas
definido. O cálculo dos insumos não leva em consideração, necessariamente, o nível real de perdas não
técnicas da concessionária, mas sim o ponto de partida definido.
17. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura a energia requerida para o atendimento de seu mercado e
as sobras ou déficits contratuais, considerando o ano-teste da revisão, que é de abril de 2009 a março de
2010. A energia requerida é obtida a partir do mercado de venda da concessionária, adicionado das perdas
regulatórias. A energia comprada para a revenda é o item de maior peso da receita requerida da
concessionária, e o seu cálculo está demonstrado na tabela abaixo.
Compra Considerada
Contratos Custo Total (R$) Tarifa (R$/MWh)
(MWh)
CCEAR 790.408.326,39 97,11 8.138.959,35
CONTRATOS BILATERAIS 456.833.651,19 133,32 3.426.493,99
TERMOPERNAMBUCO 454.863.195,94 133,14 3.416.400
GCS Biomassa 1.873.041,82 198,54 9.434
FADE 97.413,42 147,61 660
PROINFA 277.272,31
GERAÇÃO PRÓPRIA 934.386,40 73,37 12.735,27
SOBRAS / EXPOSIÇÃO R$ 21.818.355,88 97,11 224.667
TOTAL COMPRA 1.226.358.008,10 105,44 11.630.794
18. No que diz respeito à Empresa de Referência, foi aplicado o Novo Modelo estabelecido na
REN nº 234/2006, com redação alterada pela REN nº 338/2008, cujo detalhamento encontra-se na Nota
Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL, de 11 de novembro de 2008.
19. O valor proposto para a Empresa de Referência da CELPE é de R$ 424.851.972,89 Os
4

5. detalhes dos itens de custos considerados e os respectivos cálculos encontram-se no Anexo I da Nota
Técnica nº 060/2009. Com relação às Perdas de Receita Irrecuperáveis será adotado o percentual de
0,90% da receita bruta de distribuição , conforme previsto na REN nº 234/2006.
A base de remuneração líquida adotada é de R$ 1.671.371.620,74, para uma base bruta de
20.
R$ 2.935.539.633,32. Cabe destacar que estes valores são provisórios e poderão sofrer alterações em razão
da fiscalização da ANEEL. A taxa de depreciação provisória é de 4,61%.
21. Para a projeção de mercado a ser adotada para o ano-teste e anos posteriores, foram
analisadas as projeções enviadas pela concessionária, conforme procedimento constante na Nota Técnica nº.
292/2008-SRE/ANEEL. Foram aceitas as projeções da empresa para as classes Comercial e “Demais
Classes”. Para as outras classes foi utilizada a projeção realizada pela SRE por se entender que estão mais
aderentes ao realizado nos últimos meses. Cabe destacar que a estimativa considerada, tanto para o ano-
teste como para os demais anos, é provisória, em razão da necessidade de se obter os dados de consumo de
energia elétrica a ser verificado nos meses que antecedem a revisão tarifária da empresa.
22. Ademais, conforme metodologia constante da REN nº 234/2006, com redação dada pela REN
nº 338/2008, os investimentos em redes elétricas, adotados no fluxo de caixa do componente Xe, foram
definidos pela concessionária, sendo distribuídos uniformemente no fluxo de caixa. O total de investimentos
previstos pela concessionária e utilizados no cálculo do Fator Xe foi de R$ 864.993.203 .
COMPONENTES FINANCEIROS EXTERNOS À REVISÃO
23. O valor da tarifa de energia elétrica encerra um conceito de custo econômico. Entretanto,
foram criados componentes tarifários financeiros que não fazem parte da base tarifária, ou seja, não fazem
parte da tarifa econômica, pois se referem a valores pagos pelos consumidores em cada período de 12
meses subseqüentes aos reajustes ou revisões tarifárias. Os componentes financeiros para a revisão tarifária
da CELPE totalizaram R$ 323.448.639,70, a seguir detalho os de maior relevância.
Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA,
24. Para compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da
Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 025, de 24/01/2002 e n° 361, de 26/11/2004, dos
Ministros de Estado de Minas e Energia e da Fazenda. O valor da CVA composto pelo montante computado
nos últimos 12 meses resultou no valor de R$ 55.571.374,01. Ressalta-se que este valor é provisório até que
seja fiscalizado pela SFF.
Diferimento da Revisão tarifária de 2005 (Delta PB)
25. Em abril de 2006 foi aprovado o resultado definitivo da primeira Revisão Tarifária Periódica da
CELPE, cujo reposicionamento tarifário final foi de 23,57%. Em função do impacto tarifário sobre os
consumidores da empresa, o reposicionamento foi implementado em duas etapas. A primeira etapa
correspondente ao percentual de 12,50% foi considerado em abril de 2005, a segunda etapa equivalente à
diferença de receita resultante da aplicação dos percentuais de 23,57% e 12,5% foi diferida em parcelas
anuais, no valor estimado de R$ 115.278.297,18 (base: abril de 2006) para serem acrescidas à Parcela B da
concessionária nos anos de 2006 a 2008.
5

6. 26. A última parcela do diferimento deveria ter sido incorporada a base econômica da
concessionária no reajuste tarifário de abril de 2008, entretanto, em razão do cenário de elevação de custos
observados à época, dentre os quais se destacam a grande variação do IGPM e dos saldos da CVA optou-se
por postergar a aplicação desta última parcela por mais um ano, ou seja, para abril de 2009. Portanto, no
atual processo tarifário está sendo repassado às tarifas, na forma de um componente financeiro externo, a
última parcela do diferimento da Revisão Periódica de 2005, cujo valor devidamente atualizado pelo WACC e
IGPM - Xa totalizou R$ 164.342.186,91.
Última parcela da RTE de 2004
27. O Despacho ANEEL nº 892, de 08 de novembro de 2004, que reconheceu o direito da
CELPE ao ressarcimento a um passivo financeiro no valor de R$ 128.551.175,48 (abril/2005), a ser diferido
em quatro parcelas anuais (2005-2008) na forma de componentes financeiros externos ao cálculo tarifário
econômico. Valor este que representa os custos incorridos pela distribuidora com aquisição de energia no
período de maio a outubro de 2004, sem a devida cobertura tarifária, da UTE Termopernambuco.
28. A última parcela deste passivo deveria ter sido repassada ao cálculo tarifário no reajuste de
abril de 2008, mas pelas mesmas razões já destacadas anteriormente optou-se por postergar esta última
parcela para abril de 2009. Portanto, no atual processo tarifário está sendo repassada às tarifas na forma de
um componente financeiro externo a última parcela do passivo da RTE Termopernambuco, cujo valor
atualizado pelo IGPM totalizou R$ 37.102.552,43.
ANÁLISE DOS RESULTADOS OBTIDOS
29. O gráfico a seguir mostra o percentual da receita da CELPE que é destinada aos encargos
setoriais, aos tributos incidentes sobre a receita – PIS/PASEP, COFINS e ICMS, à compra de energia, aos
encargos de transmissão e à parcela da distribuição, que é composta por custos operacionais, remuneração
do capital e quota de reintegração regulatória.
Composição da Receita
Transporte Encargos
4,39% 6,28%
Perdas Não Técnicas
2,81%
Distribuição
24,77%
Compra de energia
35,56%
Compras sem Perdas
não técnicas
Tributos 33,63%
28,12%
6

7. 30. Na construção do gráfico anterior, foram utilizadas as alíquotas médias, por dentro, de
22,03% para o ICMS e 6,09% para o PIS/PASEP e COFINS.
31. O quadro a seguir demonstra, na primeira coluna, o valor calculado de cada um dos
componentes que forma a receita requerida pela distribuidora; a segunda coluna mostra como cada item
contribui para a formação final do índice de reposicionamento tarifário e, por fim, a terceira e a quarta colunas
indicam a participação percentual de cada uma das componentes na receita requerida pela concessionária na
revisão tarifária e no último reajuste tarifário.
Participação na Receita
REVISÃO TARIFÁRIA DA CELPE Valor Revisão (R$) % RT Revisão Tarifária 2009 Último Reajuste T
Conta de Consumo de Combustíveis – CCC 73.987.403 -0,39% 3,05% 3,23%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 19.394.507 0,02% 0,80% 0,72%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 5.297.753 -0,03% 0,22% 0,23%
Reserva Global de Reversão – RGR 27.394.220 -0,14% 1,13% 1,20%
Proinfa 38.555.115 0,54% 1,59% 0,94%
ONS 102.885 0,00% 0,00% 0,00%
Compensação financeira 0 0,00% 0,00% 0,00%
Encargo de Serviços do Sistema - ESS 20.707.870 0,12% 0,85% 0,67%
P&D e Eficiência Energética 25.872.771 0,05% 1,07% 0,94%
Total de Encargos Tarifários 211.312.525 0,17% 8,70% 7,93%
Despesa com o uso do Sistema de Distribuição 7.088.810 -0,15% 0,29% 0,42%
REDE BÁSICA 132.856.535 0,34% 5,47% 4,75%
CONEXÃO 7.756.067 0,04% 0,32% 0,26%
Total do Transporte de Energia 147.701.412 0,23% 6,08% 5,43%
Total Compra de Energia 1.226.358.008 3,33% 50,52% 43,68%
Total Parcela A 1.585.371.945 3,73% 65,31% 57,05%
Total Parcela B 833.659.594 -10,99% 34,34% 42,95%
Outras Receitas (8.554.128) -0,33% 0,35% 0,00%
Receita Total 2.427.585.667 -7,59% 100,00% 100,00%
Financeiros Revisão Tarifária 323.448.640 13,42%
Financeiros Retirados Relativos ao Último IRT 9.086.938 0,39%
Efeito Médio Para o Consumidor Cativo 5,44%
32. Destaque para o aumento dos custos compra de energia que estão contribuindo com 3,33% no
reposicionamento tarifário. Este aumento se deve principalmente ao término contrato de compra de energia
da CELPE com a CHESF, referente ao leilão das federalizadas de 2002, cujo preço se encontrava na faixa
dos R$ 84 /MWh e o aumento da participação no mix de compra da empresa dos novos CCEAR proveniente
de novos empreendimentos, cujo preço médio se encontra na faixa de R$ 150/ MWh.
33. Dos -10,99% de redução da Parcela B, -2,31% são referentes aos valores da Parcela B
acumulados no período entre revisões, devido à metodologia de cálculo da Parcela B por diferença entre a
Receita da Concessionária (RA0) e o somatório dos itens da Parcela “A”. Os -8,68% restantes decorrem da
redução do WACC para o segundo ciclo, e, da redução dos custos operacionais, em virtude das alterações na
metodologia de Empresa de Referência.
34. A tabela a seguir apresenta uma comparação da tarifa residencial da CELPE em relação às
demais concessionárias do Nordeste. Cabe esclarecer que as tarifas consideradas nesta comparação já
incorporam os efeitos, ainda que provisórios, desta revisão tarifária.
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8. Empresa Estado Tarifa residencial (R$/MWh)
CEMAR MA 418,52
SAELPA-EPB PB 394,59
CEAL AL 387,47
CEPISA PI 387,23
SULGIPE SE 367,12
COELCE CE 352,33
CELPE PE 338,48
COELBA BA 318,28
CELB PB 290,19
COSERN RN 281,80
ENERGIPE SE 276,06
II – DO DIREITO
35. A presente decisão tem amparo legal considerando: o art. 3° da Lei nº 9.427, de 26 de
dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, e a explícita remissão
ao art. 29 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, em especial ao inciso V deste; e o art. 21 do Anexo I
do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997.
III – DA DECISÃO
36. Diante do exposto, e com base no que consta do Processo nº 48500.004335/2006-61, decido
pela instauração de Audiência Pública, com sessão ao vivo - presencial no dia 19 de março de 2009, na
cidade do Recife – PE, visando à obtenção de subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da
Segunda Revisão Tarifária Periódica da CELPE, bem como por autorizar a disponibilização, no sítio
eletrônico desta Agência na internet, pelo período de 18 de fevereiro a 20 de março de 2009, da Nota
Técnica nº 060/2009-SRE/ANEEL, referente às metodologias utilizadas e aos resultados preliminares, a
seguir detalhados:
a) reposicionamento tarifário de -7,59% que, computados os componentes financeiros
externos à revisão, de R$ 323.448.639,70 e retirados os componentes financeiros do ciclo
2008/2009, de 0,40%, representa um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
5,44%, a ser aplicado nas tarifas de fornecimento de energia elétrica da CELPE no
período de 29 de abril de 2009 a 28 de abril de 2010;
b) componente Xe do Fator X de 0,00%.
Brasília, de fevereiro de 2009.
JOSÉ GUILHERME SILVA MENEZES SENNA
Diretor
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