REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2921/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da revisão tarifária periódica, as tarifas de energia e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Celesc Distribuição S.A - Celesc-DIS.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-08-20
Autor: ANEEL

30ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
17/08/2021
VOTO
PROCESSOS: 48500.004616/2020-05 e 48500.000496/2021-40
INTERESSADO: Celesc Distribuição S.A
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência De Regulação Dos
Serviços de Distribuição – SRD
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Celesc Distribuição S.A, a vigorar a partir de
22/08/2021, 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, consolidados após a avaliação das
contribuições trazidas na Consulta Pública nº 026/2021.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 056/2000, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Celesc Distribuição S.A (CELESC-D),
estabelece a data de 22 de agosto de 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 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº
885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor elétrico
para enfrentamento do estado de calamidade pública (Conta-Covid), regulamentou a Medida Provisória
nº 950, de 8 de abril de 2020 e deu outras providências.
4. Em 23 de novembro de 2020, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 46/2020, esse
processo da revisão tarifária foi distribuído a minha relatoria.
5. Entre 26 de maio e 09 de julho de 2021 foi realizada a Consulta Pública nº 026/2021, por
meio de intercâmbio documental e com reunião virtual em 10 de junho de 2021, para colher subsídios e
informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica da CELESC-D e definir os
correspondentes limites de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) e FEC
(Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora), para os anos de 2022 a 2026.

6. Em 23 de julho de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição –
SRD emitiu a Nota Técnica nº 091/2021-SRD/ANEEL1, complementada pelas Notas Técnicas nº
096/2021-SRD/ANEEL2 de 04/08/2021 e nº 101/2021-SRD/ANEEL3 de 12/08/2021, por meio das quais
apresenta a análise das contribuições da Consulta Pública nº 026/2021 e estabelece os limites de DEC e
FEC dos conjuntos da CELESC-D para os anos de 2022 a 2026.
7. Em 10 de agosto foi realizada reunião virtual com a CELESC-D e em 13 de agosto com seu
Conselho de Consumidores para discussão sobre o cálculo da revisão tarifária que foi encaminhado à eles
em 9 de agosto.
8. Em 10 de agosto de 2021, na 29ª Reunião Pública Ordinária, foi deliberado o processo nº
48500.004452/2014-60, que trata sobre a transferência de Demais Instalações de Transmissão (DIT) da
CGT Eletrosul para as distribuidoras Energisa Mato Grosso do Sul, RGE Sul Distribuidora de Energia e
CELESC-D. A decisão referida foi consubstanciada no Despacho nº 2.410, de 10 de agosto de 2021.
9. Em 12 de agosto de 2021 a SGT emitiu a Nota Técnica nº 183/2021–SGT/ANEEL4 que que
apresenta o Relatório de Contribuições da Consulta Pública nº 026/2021.
10. Em 13 de agosto de 2021, por meio da Carta s/nº, a CELESC-D solicitou a inclusão de
reversão dos valores oriundos de créditos decorrentes da exclusão do ICMS da base de cálculo do
PIS/PASEP e da COFINS já compensados no montante de R$795 milhões, valores a serem repassados ao
consumidor nos termos de decisão judicial transitada em julgado.
11. Na mesma data, em função da correspondência enviada pela concessionária, a proposta
final de revisão tarifária foi retificada e novamente encaminhada à distribuidora e ao seu Conselho de
Consumidores.
12. Em 13 de agosto de 2021, a SGT emitiu a Nota Técnica nº 184/2021–SGT/ANEEL5 que
apresenta o resultado da Revisão Tarifária da CELESC-D.
II – FUNDAMENTAÇÃO
13. A revisão das tarifas da CELESC-D, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de de consumidores de 5,65%, sendo de 5,34%, em
média, para os consumidores conectados na alta tensão e de 5,83%, em média, para os consumidores
conectados na baixa tensão.
14. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1.
1 Documento SICNET nº 48554.001178/2021-00.
2 Documento SICNET nº 48554.001178/2021-00.
3 Documento SICNET nº 48554.001218/2021-00.
4 Documento SICNET nº 48581.001255/2021-00.
5 Documento SICNET nº 48581.001263/2021-00.

Tabela 1. Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 5,34%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 5,83%
Efeito Médio AT+BT 5,65%
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021
15. O efeito médio de 5,65% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas
A e B, com efeito tarifário de 2,90%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de 1,46%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de 1,29%.
16. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
5,65%
1,80%
1,54% 1,46%
1,29%
0,91%
0,02%
-1,38%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021.
17. O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com
a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes.
18. 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 CELESC-D

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 7.379.134.216 7.561.709.323 | 2,5% | 1,99% | 80,1% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1.733.495.121 1.874.585.484 | 8,1% | 1,54% | 19,9% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 8.353.251 | 7.967.182 | -4,6% | -0,00% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 1.279.619.140 1.222.375.253 | -4,5% | -0,62% | 13,0% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 100.840.334 | 0,0% | 1,10% | 1,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 0 | 132.833.327 | 1,45% | 1,4% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 184.716.008 | 121.442.726 -34,3% | -0,69% | 1,3% |  |
| PROINFA | 181.902.571 | 210.111.850 | 15,5% | 0,31% | 2,2% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 78.904.151 | 79.014.813 | 0,1% | 0,00% | 0,8% |
| Custos de Transmissão | 1.215.801.050 1.089.637.572 -10,4% | -1,38% | 11,5% |  |  |
| Rede Básica | 841.683.964 | 754.993.089 -10,3% | -0,95% | 8,0% |  |
| Rede Básica Fronteira | 102.061.216 | 106.345.102 | 4,2% | 0,05% | 1,1% |
| Rede Básica ONS (A2) | 2.713.463 | 3.205.651 | 18,1% | 0,01% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 82.598.971 | 70.848.121 -14,2% | -0,13% | 0,8% |  |
| Transporte de Itaipu | 112.282.232 | 68.835.652 -38,7% | -0,47% | 0,7% |  |
| Conexão | 69.985.761 | 80.383.141 | 14,9% | 0,11% | 0,9% |
| Uso do sistema de distribuição | 4.475.443 | 5.026.815 | 12,3% | 0,01% | 0,1% |
| Custos de Aquisição de Energia | 4.386.747.287 4.552.280.235 | 3,8% | 1,80% | 48,2% |  |
| Receitas Irrecuperáveis | 43.090.758 | 45.206.033 | 4,9% | 0,02% | 0,5% |
| PARCELA B | 1.792.481.580 1.875.917.737 | 4,7% | 0,91% | 19,9% |  |
| Custos Operacionais | 1.068.906.680 1.072.420.582 | 0,3% | 0,04% | 11,4% |  |
| Anuidades | 115.352.725 | 121.992.637 | 5,8% | 0,07% | 1,3% |
| Remuneração | 492.613.875 | 551.405.937 | 11,9% | 0,64% | 5,8% |
| Depreciação | 277.057.966 | 317.982.504 | 14,8% | 0,45% | 3,4% |
| Outras Receitas | (126.412.504) (141.784.207) 12,2% | -0,17% | -1,5% |  |  |
| Ultraprassagem Demanda & Excedentes Reativos | (35.037.162) | (46.099.715) 31,6% | -0,12% | -0,5% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 9.171.615.796 9.437.627.060 | 2,90% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 133.827.194 | 1,46% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 564.940.594 | 6,16% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 112.916.732 | 1,23% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 175.844.485 | 1,92% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (17.098.152) | -0,19% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.428.612 | 0,02% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (1.823.641) | -0,02% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (83.992.899) | -0,92% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 155.170 | 0,00% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 17.574.522 | 0,19% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.409.531 | 0,02% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 531.213.585 | 5,79% |  |  |  |
| Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia | 8.260.460 | 0,09% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 63.118 | 0,00% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (2.897.997) | -0,03% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (377.569.922) | -4,12% |  |  |  |
| PIS/Cofins a compensar | (795.000.000) | -8,67% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | 14.257.151 | 0,16% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | 1.745.818 | 0,02% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 85.232.228 | 0,93% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (4.746.554) | -0,05% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (23.513.917) | -0,26% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (73.663.069) | -0,80% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (908.661) | -0,01% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,29%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 5,65%

Fonte:
Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021.
19. O reposicionamento econômico de 2,90% é derivado das variações de custos da Parcela A
e da Parcela B.
Parcela A
20. A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais,
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica,
inclusive a geração própria. A Parcela A representa 80,1% dos custos da concessionária, variou em 2,5%,
o que representa um impacto tarifário de 1,99%.
21. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 1,54%. A partir de 2021, por
meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº
10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das
distribuidoras em 2020. Os efeitos, neste processo, referente a CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid
TUSD são, respectivamente, de 1,45% e 1,10%.
22. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -1,38%. Destaca-se o
reflexo do reperfilamento da remuneração dos ativos não depreciados referente a Rede Básica de
Sistema Existente nas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e as novas Receitas Anuais Permitidas
(RAP) das concessionárias de transmissão. Explica-se que a Lei nº 12.783/2013, dispôs sobre a prorrogação
das concessões de transmissão, facultando ao Poder Concedente a definição das diretrizes para o
reconhecimento tarifário da parcela dos investimentos vinculados aos bens reversíveis dessas
concessionárias. Para regulamentar e operacionalizar esse pagamento, o Ministério de Minas e Energia
emitiu a Portaria nº 120/2016. Ato contínuo, a ANEEL publicou a REN nº 762/2017, definindo os
procedimentos e critérios a serem utilizados no cálculo do custo de capital a ser adicionado à Receita
Anual Permitida de cada concessionária de transmissão abrangida pela Lei nº 12.783.
23. Ressalta-se que os equipamentos relacionados com a decisão constante no Despacho nº
2.410/2021, na base de dados (lista de módulos) utilizada para levantamento dos encargos de conexão
devidos pela CELESC-D à CGT Eletrosul (Contrato 057/2001) não devem ser retirados da base da
transmissora durante o processo tarifário da distribuidora para não contrariar a decisão constante na REH
nº 2.895/2021, que aprovou as RAP para o ciclo 2021-2022 da transmissão, bem como em virtude da
transferência descrita naquele ato ainda não estar devidamente materializada em função da não
celebração de termo de transferência, nos termos da Resolução Normativa nº 916/2021.
24. Em contrapartida está sendo descontado no valor de conexão referente ao Contrato
057/2001 (Parcela A) o mesmo valor incluso na Parcela B para a CELESC-D em função da transferência das
DIT, a fim de não imputar ao consumidor da distribuidora custos em duplicidade. Após a conclusão do
processo de incorporação das DIT pela distribuidora, no processo de reajuste de RAP subsequente, será
apurada a definitiva redução desta receita para a Eletrosul, é a diferença entre o cálculo preciso e o ora
estimado, será corrigido por meio de Parcela de Ajuste (PA).
25. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 1,80%. Contribuiu
especialmente para esse efeito o aumento do custo da energia proveniente dos contratos de Energia Nova
e Alternativa – CCEAR por Disponibilidade, com impacto de 1,80%; por outro lado houve variação negativa
quanto aos custos de Itaipu em função da redução da sua cota e do dólar que valora seu preço.

26. O Gráfico 2 a seguir ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
1,80%
0,99%
0,81%
0,29%
0,24%
0,01%
-0,03%
-0,12%
-0,39%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Itaipu Bilateral Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013
Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021.
Perdas Regulatórias
27. 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 5,81% em relação à energia injetada.
28. 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 4 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 CELESC-D, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 6,26%
sobre o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução.
Transferência de Ativos referentes a Demais Instalações de Transmissão ("DIT") da Eletrobras CGT
Eletrosul para a CELESC-D – processo nº 48500.004452/2014-60
29. A Resolução Normativa nº 758, de 2017, estabeleceu as condições gerais para a
incorporação de DIT ao Ativo Imobilizado das concessionárias de distribuição de energia elétrica. Em
função do processo de consolidação normativa, a REN nº 758, de 2017, foi substituída pela REN nº 916,
de 2021.
30. Na 29ª Reunião Pública Ordinária, foi deliberado o processo nº 48500.004452/2014-60,
que trata sobre a transferência de DIT da CGT Eletrosul para distribuidoras (incluindo a CELESC-D), sendo
decidido pela Diretoria da ANEEL:

"(i) não conhecer, haja vista que interposto em face de ato normativo, de caráter geral
e abstrato, do Pedido de Reconsideração interposto pela Companhia de Geração e Transmissão
de Energia Elétrica do Sul do Brasil - Eletrobras CGT Eletrosul ("Eletrosul"), em face da Resolução
Normativa ("REN") nº 916, de 2021, que estabelece as condições gerais para a incorporação
das Demais Instalações de Transmissão ("DIT") no Ativo Imobilizado das concessionárias do
serviço público de distribuição de energia elétrica, e por ser intempestivo;
(ii) determinar a transferência dos ativos listados em anexo à Celesc Distribuição S.A.
("Celesc D"), à Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S.A. ("EMS") e à RGE Sul
Distribuidora de Energia S.A. ("RGE") na próxima Revisão Tarifária Periódica de cada
Distribuidora, observando as disposições da REN nº 916, de 2021, assim como que os
pagamentos devidos pelas Distribuidoras à Transmissora ficam ajustados para 30 (trinta) dias,
contados a partir da data de transferência; e
(iii) estabelecer a identificação dos ativos listados em anexo que terão de ser
transferidos da Transmissora ("Eletrosul") para a Distribuidora ("Celesc D"), em agosto/2023
("Trecho 2"), assim como que os pagamentos devidos pela Distribuidora à Transmissora ficam
ajustados para 30 (trinta) dias, contados a partir da data de transferência."
31. No caso específico da Celesc-D, a Resolução Normativa nº 916/2021 estabeleceu a
transferência de 17 instalações pela CGT Eletrosul para a distribuidora, sendo 6 DITs e 11 linhas de
transmissão (340 km).
32. Frisa-se que ao longo deste processo houve contestação entre a Eletrosul e a CELESC-D
quanto a definição da data em que seriam transferidos os ativos, assim neste interim foram debatidos 3
trechos conforme ilustração abaixo:
Figura 1. Tranches das DIT a serem transferidas – Eletrosul / CELESC_D
33. Segundo descrito no voto do Diretor-Relator do Despacho nº 2.410/21: "a transferência do
"Trecho 1" reflete solicitação da própria Celesc D, de maneira que sua implementação ocorresse ainda no
processo de RTP de agosto/2021 e, portanto, concatenando-se a necessidade de transferência das DIT

com a incorporação na Base de Remuneração e consequentes reflexos na Parcela "B" das tarifas da
Distribuidora[...]", tendo a concordância da Eletrosul quanto à data de transferência.
34. O voto relata também a concordância para outro trecho: "para o Trecho 2 também houve
convergência entre a Transmissora ("Eletrosul") e a Distribuidora ("Celesc D") sobre a transferência de
parte das DIT para agosto/2023, sendo tais ativos deverão ser considerados no laudo de avaliação do
próximo processo de revisão tarifária da Transmissora para fins de valoração, indenização e cadastro
destes ativos ao Ativo Imobilizado em Serviço ("AIS") da Distribuidora."
35. A única divergência que persistiu no processo, refere-se ao Trecho 3, enquanto a Eletrosul
requeria a transferência das DIT para o mês de agosto/2022, a CELESC_D propunha que à incorporação
se desse concomitantemente ao Trecho 2, ou seja, ambas em agosto/2023.
36. Diante o impasse apresentado para o Trecho 3 foi encaminhada pelo Diretor-Relator a
seguinte decisão: "Assim, diante da carência probatória e necessidade de aprofundamento sobre as razões
de divergências entre a Transmissora e a Distribuidora, decide-se pelo encaminhamento de Voto parcial
desta demanda, ao passo em que se decidirá apenas sobre os ativos a serem transferidos e incorporados
que são incontroversos ("Trecho 1" e "Trecho 2"). Posteriormente, submeterei proposta de Voto acerca
dos demais ativos que integram o "Trecho 3", especialmente se esses têm de ser transferidos, tal qual
requerido pela Eletrosul (ano de 2022), ou mesmo, da maneira como pleiteada pela Celesc D (ano de
2023)."
Custos da Parcela B
37. 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 19,9% dos custos da concessionária e variou em 4,7%, o que
representa um impacto tarifário de 0,91%.
38. 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.
39. A aplicação da metodologia indicou um aumento dos custos operacionais regulatórios ao
longo do ciclo, porém o conjunto do índice de produtividade agregado ao mecanismo de incentivo à
qualidade amenizaram este efeito. O valor final resultou para os custos operacionas uma variação de 0,3%
quando comparados aqueles existente nas tarifas atuais, com impacto na revisão tarifária de 0,04%.

0,2%
100,0% 100,2%

Custo Operacional Efeito Custo Custo Operacional
Processo Anterior Operacional Revisão
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021.
40. Quanto à incorporação das DIT descrita no item anterior deste voto, explica-se que a
metodologia de definição dos Custos Operacionais aplicada às distribuidoras de energia elétrica atualiza
os custos operacionais eficientes constantes na tarifa vigente pelos seguintes produtos: i) extensão de
rede; ii) número de consumidores; iii) perdas não-técnicas; iv) consumidor hora-interrompido; e v)
mercado ponderado. Assim, o único produto de atualização dos custos operacionais das distribuidoras
que captura a incorporação desses novos ativos de transmissão seria a extensão de rede.
41. Cabe ressaltar também que para as variáveis de estudo (insumos e produtos) da
metodologia de custos operacionais regulatórios que determinam a faixa de eficiência da distribuidora,
levem em consideração, entre outros: a extensão das redes, número de subestações, número de
transformadores de subestações e a potência dos transformadores de subestações instalados (MVA),
além dos custos reais do PMSO (obtido pelo RIT/BMP). Portanto na obtenção do intervalo eficiente de
custos operacionais calculado para a CELESC-D, nesta revisão, não foram contemplados os ativos a serem
transferidos e tão pouco os custos de operá-los.
42. Assim, caso fosse calculado os custos operacionais nesta revisão apenas acrescentando a
extensão de rede dos ativos transferidos se poderia obter um valor não aderente aquele necessário para
operar estas instalações. Este exercício foi feito obtendo-se como resultado um aumento de
aproximadamente R$ 40 mil para os Custos Operacionais regulatórios (COreg), que equivale
aproximadamente a 0,05% do valor do Vanor Novo de Reposição (VNR) dos ativos a serem incorporados
pela CELESC-D.
43. Para melhor mensurar os resultados obtidos foi analisado este mesmo percentual
(COreg/VNR) para os atuais ativos da Eletrosul, conforme calculado por meio da Nota Técnica nº
108/2020-SGT/ANEEL, que consolidou o resultado da Revisão Periódica da RAP dos Contratos de
Concessão de Transmissão de Energia Elétrica prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.

44. Observa-se que após a aplicação da metodologia de definição dos custos operacionais
regulatórios para as transmissoras (Data Envelopment Analysis – DEA, que busca calcular a eficiência da
empresa) a relação da Eletrosul ficou em aproximadamente 4%, ou seja, 80 vezes (4%/0,05%) maior que
aquele obtido com aplicação da metodologia para a distribuidora, e que caso fosse aplicado aumentaria
os custos operacionais em R$ 3,3 milhões.
45. Esta diferença ocorre basicamente pelas características do modelo DEA utilizado na
definição dos custos eficientes para os segmentos de distribuição e transmissão. Por ser uma ferramenta
não paramétrica, o DEA identifica os pesos dos produtos da forma que trazem a maior produtividade
possível à empresa. Esses pesos são os ponderadores que cada um dos produtos terá na composição do
CO eficiente. Assim, dependendo da participação dos ativos a serem transferidos na composição total de
cada uma das empresas (CGT Eletrosul e CELESC-D) o seu impacto no custo regulatório será distinto.
46. Assim, optou-se por uma metodologia intermediária que pudesse trazer modicidade
tarifária para os consumidores, porém não penalizasse demasiadamente a distribuidora. A metodologia
adotada, então, foi a mesma aplicada para os ativos relativos a melhorias e reforços autorizados das
transmissoras, que utiliza o valor de 2% do VNR para estimar os custos operacionais regulatórios para os
respectivos reforços.
47. Ressalta-se os ativos referentes ao processo de transferência das DIT entre a Eletrosul e a
CELESC-D foram avaliadas quando da revisão periódica da trasnmissora, resultado homologado por meio
da Resolução Homologatória nº 2.716, de 2020. Apesar do cálculo da revisão tarifária da Eletrosul ter sido
realizado em 2020, a referência deste processo é de 2018 e portanto, os valores homologados dos ativos
estão na data-base de 31 de janeiro de 2018 e referem-se aos valores classificados como RBNI e RBSE.
48. Portanto, devido à incerteza quanto aos eventuais investimentos realizados a partir de
fevereiro/2018 referentes a 1ª tranche das DIT a serem transferidas da Transmissora a Distribuidora nesta
revisão e das futuras etapas de incorporação (2ª e 3ª tranches), em 2023, ou em 2022 e 2023, fica a parte
dos custos operacionais referente aos ativos a serem incorporados pela distribuidora provisórios,
podendo ainda ser reavaliada a metodologia adotada.
49. 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.
50. Frisa-se que a Base de Remuneração Regulatória já contempla os ativos referentes ao
processo de transferência das DIT entre a Eletrosul e a CELESC-D, conforme disposto no Despacho ANEEL
nº 2.410. Informa-se que as DIT foram avaliadas de acordo com critérios estabelecidos no Submódulo 9.1
do PRORET quando da revisão periódica da trasnmissora, cujo resultado foi homologado pela ANEEL, por
meio da Resolução Homologatória nº 2.716, de 2020.
51. Nesse sentido, a partir do laudo de avaliação homologado, foi possível destacar os valores
atinentes ao trecho 1, tranche da DIT a serem incorporadas pela CELESC-D nesta revisão. Apesar do cálculo

da revisão tarifária da Eletrosul ter sido realizado em 2020, a referência deste processo é de 2018 e
portanto, os valores homologados dos ativos estão na data-base de 31 de janeiro de 2018 e referem-se
aos valores classificados como RBNI e RBSE.
16. Conforme aqui relatado a valoração dos ativos a serem transferidos da Eletrosul para
CELESC-D encontra-se na data-base de 31 de janeiro de 2018, portanto eventuais investimentos realizados
após essa data não constam do laudo já aprovado pela ANEEL. Assim conforme entendimento no voto do
Diretor-Relator do processo nº 48500.004452/2014-60: "Para esse caso, entende-se que sejam acrescidos
à etapa de transferência das DIT, que ocorrerá em 2023 (Trecho 2, comentário nosso), o que será apurado
após a elaboração do laudo de avaliação da transmissora para sua revisão periódica, cuja data contratual
é definida como sendo a data de 1º de julho de 2023."
17. Portanto, devido à incerteza quanto aos eventuais investimentos realizados a partir de
fevereiro/2018 referentes a 1ª tranche das DIT a serem transferidas da Transmissora a Distribuidora nesta
revisão e das futuras etapas de incorporação (2ª e 3ª tranches), em 2023, ou em 2022 e 2023, fica a BRR
da CELESC-D provisória e conforme descrito no voto do Diretor-Relator: "serão definidos tratamentos
excepcionais para a consideração dessas instalações na receita requerida da distribuidora".
18. Cabe frisar que não existe provisoriedade em relação aos ativos formadores da BRR nesta
revisão já pertencentes a CELESC-D e que não fazem parte daqueles referentes as DIT a serem transferidas
da Eletrosul para a distribuidora, portanto para a valoração dos ativos apresentados por meio da Nota
Técnica n° 142/2021 SFF/ANEEL não caberá discussões futuras.
52. A remuneração do capital variou 11,9% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas,
o que representou impacto tarifário de 0,64%. A situação adveio principalmente do aumento da Base de
Remuneração Líquida, que passou de R$ 5,731 bilhões, a preço de jul/16 (R$ 7,049 bilhões, preço
atualizado para jul/21) para R$ 8,381 bilhões, a preço de junho/21. A taxa média de remuneração diminuiu
desta revisão comparadas com a de 2016. O Gráfico a seguir demonstra os efeitos que explicam a variação
na remuneração de capital.
22,1%
- 10,1%
111,9%
100,0%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021.
53. A quota de reintegração regulatória variou de 14,8% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,45%. O aumento proveio da variação da Base

de Remuneração Bruta, que passou de R$ 3,007 bilhões, a preço de julho/16 (R$ 3,698 bilhões, preço
atualizado para julho/21) para R$ 4,835 bilhões, a preço de julho/2021, combinado como aumento na
taxa média de depreciação em relação a última revisão tarifária (de 3,78% para 3,82%). O gráfico a seguir
demonstra ambos os efeitos.
1,1%
13,7%
114,8%
100,0%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021.
54. A cobertura para anuidades variou 5,8% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas,
com impacto de 0,07% na 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.
55. Quanto às outras receitas (OR), referem-se a 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.
56. 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).
57. O efeito tarifário referente as outras receitas nesta revisão tarifária foi de -0,17%. 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, sendo o efeito de -0,12%. Ressalta-se que nesta Revisão foram considerados
os montantes referentes a Excedente Reativo e Ultrapassagem de Demanda anteriores a DRAC -
dezembro de 2015 a fevereiro de 2017.

58. Nos termos do PRORET 2.1A, define-se como Data Referência de Alteração Contratual –
DRAC o último dia do mês de assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão, nos termos do
Despacho nº 2.194/2016, ou o último dia do mês da publicação deste PRORET, o que ocorrer por último.
Para as empresas que ainda não passaram pela 4ª RTP, será considerado como redutor da base de
remuneração da correspondente revisão, (i) as receitas de UD e ER registradas como Obrigações Especiais
até a Data-Base do Laudo de Avaliação dos Ativos, quando a DRAC for posterior à data do laudo, ou (ii) as
receitas de UD e ER registradas como Obrigações Especiais até DRAC, quando a DRAC for anterior à data
do laudo.
Componentes Financeiros
59. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da CELESC-D.
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 564.940.594 | 6,2% |
| CVA em processamento - Transporte | 112.916.732 | 1,2% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 175.844.485 | 1,9% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (17.098.152) | -0,2% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.428.612 | 0,0% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (1.823.641) | 0,0% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (83.992.899) | -0,9% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 155.170 | 0,0% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 17.574.522 | 0,2% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.409.531 | 0,0% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 531.213.585 | 5,8% |
| Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia | 8.260.460 | 0,1% |
| Ajuste CUSD | 63.118 | 0,0% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (2.897.997) | 0,0% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (377.569.922) | -4,1% |
| PIS/Cofins a compensar | (795.000.000) | -8,7% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | 14.257.151 | 0,2% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | 1.745.818 | 0,0% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 85.232.228 | 0,9% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (4.746.554) | -0,1% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (23.513.917) | -0,3% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (73.663.069) | -0,8% |
| Conselho de Consumidores | (908.661) | 0,0% |
| Total | 133.827.194 | 1,46% |

Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021.
60. O financeiro que mais impactou o processo, com valores positivos, foi a CVA em
Processamento – Energia, com efeito de 6,16%, em decorrência, principalmente, da diferença entre o
câmbio do dólar estimado para a cobertura de Itaipu no processo tarifário de 2020 e o câmbio
efetivamente realizado (impacto de 1,29%). Contribuiu ainda neste efeito o risco hidrológico de Itaipu,
CCGF e usinas repactuadas (impacto de 3,77%, já considerado as bandeiras tarifárias); informa-se que a
previsão de risco hidrológico considerado no processo tarifário de 2020 foi superior ao efetivamente
realizado (impacto de -4,12%).

61. Ainda importante mencionar os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais em que
se questiona a incidência sobre ICMS e serão matéria de regulamentação específica pela ANEEL, no âmbito
da Consulta Pública nº 005/20216. No entanto, o Despacho nº 3617, de 9 de fevereiro de 2021, autorizou,
em situações excepcionais, o uso antecipado desses recursos antes da conclusão da consulta pública,
limitado a 20% do valor total de potencial crédito associado às ações judiciais. Para este processo, a
SGT/ANEEL estimou que a distribuidora compensaria, até o mês de julho/2021, R$ 795 milhões, valor
considerado como financeiro negativo no processo, tendo impacto de -8,68%. Ressalta-se que o valor
considerado foi consensuado com a concessionária, sendo este superior aos 20% dos valores habilitados.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
62. 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. Esse índice é constituído de tres componentes, sendo apenas
um deles definido na revisão tarifária, o que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais –
T.
63. 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
1,02%.
64. 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 CELESC-D é de -0,44%.
65. 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 -0,34%. 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.
66. Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CELESC-D, até a próxima
revisão tarifária, será de -0,44%, acrescido dos Componentes Pd e Q que deverão ser atualizados em cada
processo de reajuste.
Subvenção CDE – Descontos Tarifários
6 Disponível em
7 Disponível em

67. 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 subsequente, é demostrado na tabela seguinte. Esse
valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no
período de agosto/2020 a julho/2021.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

Ajuste Previsão Repasse CDE
Tipo
(R$) (R$) (R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 1.769.009 | 18.616.694 | 20.385.703 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 88.482 | 1.864.876 | 1.953.358 |
| Subsídio Distribuição | (238.404) | 20.619.033 | 20.380.629 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (6.734) | 883.854 | 877.120 |
| Subsídio Rural | (220.574) | 5.675.106 | 5.454.532 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 4.678 | 175.015 | 179.694 |
| Total | 1.396.458 | 47.834.578 | 49.231.036 |

68. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 78.
Custo de Receitas
Transmissão
Irrecuperáveis
10,5%
Custo de 0,5%
PROINFA
Energia
2,2%
50,0%
CDE
15,2%
Tributos
20,3% ESS/EER
1,9%
Custo de
Outros
Distribuição
1,0%
18,7%
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021.
8 No Gráfico 6, 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 7, 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.

Encargos Receitas
Custo de

Transmissão Setoriais; Irrecuperáveis
14,5% ; 0,3%
; 8,4%
ICMS;
21,6%
Tributos;
26,9%
Custo de
Energia; PIS/COFINS;
Custo de 5,3%
35,2%
Distribuição;
14,5%
Gráfico 7. Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021.
69. O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da CELESC-D nos últimos 10 anos
com variação de 61,4%, índice inferior ao IGPM e IPCA no mesmo período, respectivamente 133,7% e
75,2%.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
532,24
520,49 505,99

444,36 431,42 459,85 469,78
428,81
426,34
353,49
329,74 313,80
288,68
255,80
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 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021.
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, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST9.
9 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.

20. Nos Gráficos 8 e 9 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos
de DEC e FEC para a CELESC-D antes e após à Consulta Pública. Em relação aos limites globais propostos
para o período 2022 a 2026, a redução média anual é 3,18% no DEC e de 3,74% no FEC.
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CELESC-D.
Fonte: Nota Técnica nº 96/2021-SRD/ANEEL.
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 9. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CELESC-D.
Fonte: Nota Técnica nº 96/2021-SRD/ANEEL.
21. Para avaliar a consistência dos limites globais da CELESC-D, apresenta-se, nos Gráficos 10 e
11, uma comparação com os limites das distribuidoras da região Sul maior que 1 milhão. Observa-se que
os limites de DEC e FEC da CELESC-D estão aderentes à realidade da região.
Gráfico 10. Limites de DEC das distribuidoras da Região Sul maior que 1 milhão.
Fonte: Nota Técnica nº 96/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 11. Limites de FEC das distribuidoras da Região Sul maior que 1 milhão.
Fonte: Nota Técnica nº 96/2021-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 CELESC-D entre 2016 e 2020.
Tabela 5. Compensações efetuadas pela CELESC-D.

| Ano | Nº de Compensações | Compensação (R$) |
| --- | --- | --- |
| 2016 | 2.546.166 | 10.973.294 |
| 2017 | 2.631.888 | 12.739.095 |
| 2018 | 2.687.290 | 13.841.149 |
| 2019 | 2.804.674 | 16.869.352 |
| 2020 | 2.420.581 | 14.317.118 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
23. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos legais e normativos: lei nº
9.427, de 26 de dezembro de 1996; lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; lei nº 9.074, de 7 de julho de
1995; Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação
Tarifária; Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional e
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 056/1999.
IV – DISPOSITIVO

70. Diante do exposto e do que consta nos processos nº 48500.004616/2020-05 e
48500.006072/2020-16, voto por aprovar o resultado da 5ª Revisão Tarifária Periódica da CELESC-D
Distribuição S.A , na forma da Resolução Homologatória anexa, a fim de:
a) homologar o resultado da quinta revisão tarifária periódica da CELESC-D, a vigorar a partir
de 22 de agosto de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 5,65%,
sendo de 5,34% em média para os consumidores em alta tensão e de 5,83% em média para os
consumidores em 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 CELESC-D;
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas
como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo;
d) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica à CELESC-D, de modo a custear os
descontos retirados da estrutura tarifária;
e) definir os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
f) fixar o componente T do Fator X em -0,44%;
g) fixar os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022 a
2025 a serem observados pela CELESC-D; e
h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para o período de 2021 a 2025.
Brasília, 17 de agosto de 2021.
(assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor