REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2930/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Empresa Força e Luz Urussanga Ltda - Eflul.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-08-27
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004632/2020-90 e 48500.000596/2021-76 (DEC e FEC)
INTERESSADO: URUSSANGA - Empresa Força e Luz Urussanga Ltda
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos
Serviços de Distribuição – SRD
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da URUSSANGA - Empresa Força e Luz Urussanga
Ltda., a vigorar a partir de 29/08/2021, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC para o período de 2022 a 2026, após
conclusão da fase da Consulta Pública nº 034/2021.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 25/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da URUSSANGA - Empresa Força e Luz
Urussanga Ltda., estabelece a data de 29/08/2021 para a realização da Revisão Tarifária Periódica da
concessionária.
2. As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos
de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura
tarifária.
3. Em 09 de junho de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública
n° 034/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de
contribuições se estendeu até 26 de julho de 2021, com a Audiência Pública, por videoconferência,
realizada no dia 01 de julho de 2021.
4. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, após análise das
contribuições apresentadas na Consulta Pública nº 34/2021, emitiu por meio da Nota Técnica nº
0100/2021-SRD/ANEEL e da Nota Técnica nº 0104/2021-SRD/ANEEL, proposta para a fixação dos limites
para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da EFLUL, para o período de 2022
a 2026.
5. Em 02 de agosto de 2021, as informações concernentes a Outras Receitas, Ultrapassagem
de Demanda e Excedente de Reativos da distribuidora foram prestadas pelo Memorando nº 203/2021SFF/ANEEL.

6. A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, pelo Memorando nº
230/2021-SFF/ANEEL, de 16 de agosto de 2021, validou os dados para a composição da Base de
Remuneração da URUSSANGA, conforme Nota Técnica nº 153-SRD/ANEEL, da mesma data..
Adicionalmente, informou os valores brutos referentes a Ultrapassagem de Demanda e Excedente de
Reativos da distribuidora no período pré-DRAC.
7. Por intermédio do Memorando nº 202/2021-SRD/ANEEL, de 18/08/2021, a
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD informou o percentual final das perdas
na distribuição da URUSSANGA, que é o mesmo encaminhado pela Nota Técnica nº 103/2021 –
SRD/ANEEL, da mesma data.
8. Em 19/08/2021, a URUSSANGA protocolou o Ofício EFLUL nº 187/20211 solicitando, em
decorrência da pandemia do coronavírus e consequente efeitos econômicos, os seguintes itens: i)
prorrogação do retorno de financeiro negativo no reajuste de 2020, de R$ 400 mil, para o processo de
2022; ii) inclusão de financeiro negativo de R$ 300 mil com efeitos na Tarifa de Energia, também com
retorno previsto em 2022 e: iii) inclusão de financeiro de 500 mil, com efeitos na TE, referentes à
devolução de créditos associados a inclusão do ICMS na base de cálculo do PIS e da COFINS, a serem
repassados ao consumidor com respaldo no Despacho nº 361/2021.
9. Em 20/08/2021, a distribuidora protocolou o Ofício EFLUL nº 191/20212, solicitando que a
inclusão do aporte de R$ 500.000,00 fosse alocado conforme o procedimento definido pela SGT/ANEEL.
10. As contribuições à Consulta Pública nº 34/2021 foram analisadas e respondidas por meio
da Nota Técnica nº 194/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021.
11. Em 23 agosto de 2021, a Superintedência de Gestão Tarifária – SGT encaminhou a proposta
final da revisão tarifária, via e-mail, à URUSSANGA e ao conselho de consumidores.
12. A SGT, por intermédio da Nota Técnica nº 200/2021-SGT/ANEEL, de 23 de agosto de 2021,
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da URUSSANGA.
13. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
14. A revisão das tarifas da URUSSANGA, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 5,53%, sendo de 10,06%, em média, para os
consumidores conectados na alta tensão e de 1,70%, em média, para os consumidores conectados na
baixa tensão.
15. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1.
Tabela 1. Efeito médio para consumidor
1 Documento SIC nº 48513.022585/2021-00.
2 Documento SIC nº 48513.026697/2021-00.

Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 10,06%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 1,70%
Efeito Médio AT+BT 5,53%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
16. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de custos
que compõem a tarifa e as novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões tarifárias. No caso da
concessionária a nova estrutura tarifária alocou mais custos a serem recuperados pelos consumidores
conectados em média tensão, e por consequencia menos custos para os consumidores em baixa tensão.
17. Considerando que a maioria dos consumidores do grupo A são consumidores que adquirem
energia no ambiente de contratação livre, eles não percebem as variações nos custos de compra de
energia. Dessa forma o efeito médio do grupo A depende das variações das componentes da TUSD. Assim,
a variação na TE, é percebida pelos consumidores de baixa tensão e os cativos do Grupo A. Para esses o
efeito médio é soma dos efeitos da TUSD e TE.
18. Além disso, a diferença de efeitos entre o Grupo A e B, explica-se pela percepção de
variação apenas da TUSD, para os primeiros, e da soma das variações da TUSD e TE para os consumidores
de baixa tensão.
19. O efeito médio de 5,53% decorre: (i) do reposicionamento econômico (itens de Parcela A e
B), com efeito tarifário de 3,04%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo
tarifário, com efeito tarifário de -1,72%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no
último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o impacto de 4,21%.
20. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
Gráfico- 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

21. A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores
atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para o efeito
médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária.
Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da URUSSANGA

Receita Receita Participação
Participação
Variação
Verificada (R$) Requerida (R$) na Revisão na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 24.326.169 | 25.343.750 | 4,2% | 3,20% | 77,3% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 6.930.018 | 6.893.928 | -0,5% | -0,11% | 21,0% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 35.262 | 32.867 | -6,8% | -0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 5.811.783 | 5.329.042 | -8,3% | -1,52% | 16,3% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 223.864 | 0,0% | 0,70% | 0,7% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 0 | 125.480 | 0,39% | 0,4% |  |
| PROINFA | 825.289 | 925.948 | 12,2% | 0,32% | 2,8% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 257.685 | 256.728 | -0,4% | -0,00% | 0,8% |
| Custos de Transmissão | 8.736.113 | 8.442.261 | -3,4% | -0,92% | 25,8% |
| Uso do sistema de distribuição | 8.736.113 | 8.442.261 | -3,4% | -0,92% | 25,8% |
| Custos de Aquisição de Energia | 8.644.523 | 9.992.872 | 15,6% | 4,24% | 30,5% |
| Receitas Irrecuperáveis | 15.515 | 14.688 | -5,3% | -0,00% | 0,0% |
| PARCELA B | 7.491.778 | 7.441.201 | -0,7% | -0,16% | 22,7% |
| Custos Operacionais | 5.425.597 | 5.445.744 | 0,4% | 0,06% | 16,6% |
| Anuidades | 555.877 | 624.385 | 12,3% | 0,22% | 1,9% |
| Remuneração | 1.223.346 | 1.194.812 | -2,3% | -0,09% | 3,6% |
| Depreciação | 586.360 | 687.772 | 17,3% | 0,32% | 2,1% |
| Outras Receitas | (265.233) | (269.362) | 1,6% | -0,01% | -0,8% |
| Ultraprassagem Demanda & Excedentes Reativos | (34.168) | (242.150) 608,7% | -0,65% | -0,7% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 31.817.948 | 32.784.950 | 3,04% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (547.117) | -1,72% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 484.609 | 1,52% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 477.501 | 1,50% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 157.034 | 0,49% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 33.454 | 0,11% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 95.106 | 0,30% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (611.177) | -1,92% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (1.356) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão de créditos (REN 376 e 414) | (2.353) | -0,01% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | (69.765) | -0,22% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (606.159) | -1,91% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 645.431 | 2,03% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (181.638) | -0,57% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | 164.318 | 0,52% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (82.650) | -0,26% |  |  |  |
| Reversão Conta Covid - Parcela B | (22.989) | -0,07% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (226.483) | -0,71% |  |  |  |
| Diferimento Urussanga | (300.000) | -0,94% |  |  |  |
| PIS/Cofins a compensar | (500.000) | -1,57% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 4,21%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 5,53%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
22. O reposicionamento econômico de 3,04% é derivado das variações de custos da Parcela A
e da Parcela B.
Parcela A

23. A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais,
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão, às de geração de energia elétrica,
inclusive a geração própria, e às receitas irrecuperáveis. A Parcela A, que representa 77,3% dos custos da
concessionária, variou 4,2%, representando um impacto tarifário de 3,20%.
24. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em -0,11%. Desse impacto, o
aumento do orçamento da CDE – USO, decorrente da aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de
2021, segundo previsto na REH nº 2.864/2021, foi responsável pelo efeito de -1,52%. Por outro lado, a
CDE Conta Covid impactou o processo em 1,09%.
25. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -0,92%. Sobre esse item,
destaca-se a redução dos custos de uso do sistema de distribuição (CUSD) da Celesc-Dis para a
URUSSANGA, de acordo com a tarifas homologadas pela REH nº 2.921/2021.
26. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 4,24%. Esse efeito é justificado
pelo aumento do custo do suprimento, conforme REH nº 2.921/2021, uma vez que a concessionária é
integralmente suprida pela Celesc-Dis.
27. Já as receitas irrecuperáveis variaram -5,3% em relação aos valores tarifários atuais, com
impacto de -0,00% nas tarifas.
Perdas Regulatórias
28. As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist,
resultando no valor de 3,752% em relação à energia injetada, conforme Nota Ténica nº 103/2021SRD/ANEEL.
29. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória de
perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média
histórica dos últimos 5 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de chegada da trajetória é
estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que atuam em áreas tão ou mais
complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores.
No caso da URUSSANGA, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 1,42%
sobre o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução.
Custos da Parcela B
30. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela
distribuidora. A Parcela B representa 22,7% dos custos da concessionária e variou em -0,7%, o que
representa um impacto tarifário de -0,16%.

31. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de
comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.
32. A aplicação da metodologia indicou manutenção dos custos regulatórios ao longo do ciclo,
os quais variaram 0,4%, com impacto de 0,06%.
0,4%
100,0% 100,4%

Custo Operacional Efeito Custo Operacional Custo Operacional
Processo Anterior Revisão
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre custos operacionais
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
33. O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo
de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos realizados e visa
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de
Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos investimentos de curto período de
recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos e em toda a infraestrutura de
edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço.
34. A remuneração do capital variou -2,3% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas,
o que representou impacto tarifário de -0,09%. A situação adveio da pequena redução da Base de
Remuneração Líquida e da taxa média de remuneração em relação à revisão de 2016. O Gráfico 3
demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital.

Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
35. A quota de reintegração regulatória variou 17,3% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,32%. O aumento proveio da Base de
Remuneração Bruta e da taxa média de depreciação em relação à última revisão tarifária (de 3,95% para
4,06%). O Gráfico 4 demonstra ambos efeitos.
2,8%
14,5%
117,3%
100,0%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
36. A cobertura para anuidades variou 12,3% em relação aos valores contidos nas tarifas, com
impacto de 0,22% nesta revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios adotados
para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória, da qual
o cálculo das anuidades depende.

37. As outras receitas (OR) se referem àquelas receitas de atividades relacionadas com a
concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser classificadas
em duas categorias, conforme sua natureza: "receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia
elétrica", que são as relativas aos serviços cobráveis; e "receitas de atividades acessórias", que são
atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e
risco das concessionárias.
38. A Resolução Normativa nº 414/2010 estabelece a obrigatoriedade da cobrança de
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de conexão,
sendo esta chamada "Ultrapassagem de Demanda" (UD), e de montantes de energia reativa e demanda
de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, sendo chamado
"Excedente de Reativos" (ER).
39. Houve alteração na forma de tratamento das receitas de ultrapassagem de demanda e
excedente de reativos, que, no ciclo tarifário anterior, eram contabilizadas como obrigações especiais e
nesta revisão entram como redutores da Parcela B.
40. Além desses recursos, também entram como redutores da Parcela B nesta revisão o saldo
acumulado de UD e ER desde a data-base do laudo da última revisão tarifária (março/2016) até
fevereiro/2017 (período pré-DRAC), informados no Memorando nº 230/2021-SFF/ANEEL e
proporcionalizados conforme o ciclo tarifário.
41. Desse modo, a soma de todas essas receitas (UDEROR) teve uma participação de -0,67%
nesta revisão, conforme apresentado na Tabela 2.
Componentes Financeiros
42. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da URUSSANGA:
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 484.609 | 1,5% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 477.501 | 1,5% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 157.034 | 0,5% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 33.454 | 0,1% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 95.106 | 0,3% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (611.177) | -1,9% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (1.356) | 0,0% |
| Reversão de créditos (REN 376 e 414) | (2.353) | 0,0% |
| Ajuste CUSD | (69.765) | -0,2% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (606.159) | -1,9% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 645.431 | 2,0% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (181.638) | -0,6% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | 164.318 | 0,5% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (82.650) | -0,3% |
| Reversão Conta Covid - Parcela B | (22.989) | -0,1% |
| Conselho de Consumidores | (226.483) | -0,7% |
| Diferimento Urussanga | (300.000) | -0,9% |
| PIS/Cofins a compensar | (500.000) | -1,6% |
| Total | (547.117) | -1,72% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
43. De acordo com a tabela acima, os componentes financeiros apurados, para compensação
nos 12 meses subsequentes, contribuíram com o efeito de -1,72% na atual revisão da URUSSANGA.
44. Destaca-se os componentes relacionados à CVA Energia e CVA Encargos Setoriais, ambos
com efeito de 1,5%, em decorrência da diferença entre a cobertura concedida no último processo tarifário
e custos efetivamente incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA.
45. Ressalta-se também os componentes financeiros relativo à Neutralidade dos Encargos
Setoriais, com impacto de -1,9% e o remanescente do financeiro da Conta Covid, de aproximadamente -
R$ 83.683 (impacto de -0,26%), mas que gerou significativo impacto na estrutura tarifária com a
realocação entre Tarifa de Energia (TE) e Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD)
46. Adicionalmente, os diferimentos informados por meio dos Ofícios EFLUL nº 187/2021, de
19/08/2021 e nº 191/2021, de 20/08/2021, totalizaram um impacto de -3,8% a revisão tarifária: -0,9%
(diferimento na TE), -1,6% (antecipação dos PIS/COFINS3) e -1,3% (postergação do diferimento do reajuste
de 2020). Observa-se, porém, que essas diferimentos devem impactar o processo subsequente da
distribuidora, pois haverá um efeito de saída do componente negativo do processo atual e entrada na
componente financeira de 2022.
3
Os créditos de PIS/COFINS estão relacionados ao provimento de ação judicial proposta pela distribuidora questionando a
constitucionalidade da incidência do ICMS na base de cálculo do PIS/PASEP e COFINS, cuja devolução dos créditos aos
consumidores ainda está sendo regulamentada pela ANEEL. No entanto, conforme o Despacho nº 361/2021, em situações
excepcionais, foi autorizado pela Agência o uso antecipado desses recursos para aliviar o efeito nas tarifas.

Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
47. O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O objetivo é
compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o
que contribui para a modicidade tarifária.
48. Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 1 deles definido na revisão tarifária, o
que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T.
49. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma
distribuidora em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do número
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é de
0,64%.
50. O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses
custos ao longo do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes
da URUSSANGA é de 0,00%.
51. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à Qualidade
e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da Concessionária
entre 2019 e 2020, resultando em -1,01%. Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na
prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas
praticadas.
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão
52. A tabela a seguir ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada em
Audiência Pública e o resultado da revisão tarifária.
Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão
CP Final
Variação
Descrição Participação Participação
Total
na Revisão na Revisão

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 1,59% | 3,20% | 1,6% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -0,28% | -0,11% | 0,2% |
| Custos de Transmissão | -3,59% | -0,92% | 2,7% |
| Custo de Aquisição de Energia | 5,46% | 4,24% | -1,2% |
| Receitas Irrecuperáveis | 0,00% | 0,00% | 0,0% |
| PARCELA B | -0,66% | -0,16% | 0,5% |
| Reposicionamento Tarifário | 0,93% | 3,04% | 2,1% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 2,4% | -1,7% | -4,1% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Ante | 5,81% | 4,21% | -1,60% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 9,14% | 5,53% | -3,61% |

53. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Consulta
Pública foram:
a) Na Parcela A, destaca-se a variação de 2,7% dos custos de transmissão, dado o aumento
das tarifas relativas ao uso do sistema de distribuição (CUSD) da Celesc-Dis, homologadas
pela REH nº 2.921/2021, em relação ao que foi apresentado na abertura da Consulta
Pública da supridora, além da redução dos custos de energia, de -1,2%, em função da REH
citada da supridora;
b) Já a Parcela B variou 0,5%, justificada pelo resultado da fiscalização da Aneel sobre os
ativos de ditribuição apresentados pela distribuidora, realizada no decorrer da fase de
Consulta Pública, além das receitas de UDEROR;
c) Já os componentes financeiros variaram -4,1% em comparação ao apresentado na CP,
em decorrência da CVA calculada pela ANEEL, que difere da previsão da empresa, e a
inserção de valores remanescentes relativos à Conta Covid (-R$ 83,6 mil), com impacto na
alocação relativa entre TUSD e TE, além dos diferimentos solicitados pela empresa por
meio dos Ofício EFLUL nº 187 e 191/2021.
Subvenção CDE e composição das Tarifas
54. O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de
agosto/2021 a julho/2022, até o 10º dia útil do mês subsequent, é de R$ 484.536, já contemplando o
ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de agosto/2020 a
julho/2021.
55. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
64.
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e
4
No Gráfico 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 6, foram considerados
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS,
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.

Transmissão
Receitas
25,8%
Irrecuperáveis
0,0% PROINFA
2,8%
Energia
30,5%
CDE
17,3%
Impostos
21,0%
ESS/EER
0,0%
Outros
Distribuição
0,9%
22,7%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Receitas
Encargos;
Irrecuperáveis
13,9%
; 0,0%
Transmissão
; 17,0%
ICMS;
26,6%
Tributos;
34,0%
PIS/COFINS;
Energia; 7,4%
Distribuição;
20,1%
15,0%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
56. O Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos, que variaram 83,20%, comparada com o avanço do IGP-M e do IPCA no mesmo período, de 133,68%
e 75,21%, respectivamente.

B1 - Residencial
IGPM
IPCA
673,31 646,71
648,12
626,23 641,69
546,10 540,61
522,63
481,02
402,42
353,00 365,57
322,59
299,16
Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Revisão

2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
19. O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi
obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de
2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do
PRODIST5.
Módulo 8 do
20. Nos Gráficos 8 e 9 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos
de DEC e FEC para a EFLUL antes e após à Consulta Pública. Em relação aos limites globais propostos para
o período 2022 a 2026, a redução média anual é de 2,22% no DEC e de 5,71% no FEC.
5 5.10 Limites de continuidade do serviço.
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD conforme
estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades consumidoras.
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte
procedimento:
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho dos
conjuntos; e
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.

Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da EFLUL.
Fonte: Nota Técnica nº 104/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da EFLUL.
Fonte: Nota Técnica nº 104/2021-SRD/ANEEL.
21. Para avaliar a consistência dos limites globais da EFLUL, apresenta-se, nos Gráficos 10 e 11,
até
uma comparação com os limites das distribuidoras da região Sul 1 milhão. Observa-se que os limites
de DEC e FEC da EFLUL estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 10. Limites de DEC das distribuidoras da Região Sul até 1 milhão.
104/2021-SRD/ANEEL.
Fonte: Nota Técnica nº
Gráfico 11. Limites de FEC das distribuidoras da Região Sul até 1 milhão.
Fonte: Nota Técnica nº 104/2021-SRD/ANEEL.

22. A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 5 apresenta os valores pagos e o número de
compensações efetuadas pela EFLUL entre 2016 e 2020.
Tabela 5. Compensações efetuadas pela EFLUL.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2016 146 4.563,68
2017 162 222,36

2018 788 1.290,92
2019 709 17.101,10
2020 398 112,48
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
57. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.;
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009;
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret;
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional – Prodist;
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 25/1999.
IV – DISPOSITIVO
58. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 25/1999 e no que constam
dos Processos nº 48500.004632/2020-90 e nº 48500.000596/2021-76, voto no sentido de APROVAR o
resultado da revisão tarifária periódica de 2021 da URUSSANGA - Empresa Força e Luz Urussanga Ltda, na
forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica da URUSSANGA, a vigorar a
partir de 29/08/2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores
de 5,53%, sendo de 10,06%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão
e de 1,70%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão;
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;

c) APROVAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à
URUSSANGA, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
d) DEFINIR os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
e) FIXAR o componente T do Fator X em 0,00%;
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022
a 2026 a serem observados pela URUSSANGA; e
g) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2022 a 2025,
conforme tabela abaixo:

2022 2023 2024 2025
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 3,7529% 3,7529% 3,7529% 3,7529%
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 1,4191% 1,4191% 1,4191% 1,4191%
Brasília, 24 de agosto de 2021
(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor