REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2928/2021
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 Distribuidora Catarinense de Energia Elétrica Ltda – DCELT.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-08-27
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004629/2020-76 e 48500.000533/2021-10
INTERESSADO: Distribuidora Catarinense de Energia Elétrica Ltda – DCELT.
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 de 2021 da Distribuidora Catarinense de Energia
Elétrica Ltda – DCELT, a vigorar a partir de 29/08/2021, e definição dos 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 031/2021.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 050/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Distribuidora Catarinense de Energia
Elétrica Ltda (DCELT) estabelece a data de 29 de agosto de 2021 para a realização da Revisão Tarifária
Periódica.
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 1º de junho de 2021 a ANEEL instaurou a Consulta Pública nº 031/2021 com o objetivo
de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária da DCELT, com período de contribuições até
16 de julho de 2021 e Audiência Pública realizada no dia 02 de julho de 2021.
4. Em 05 de agosto de 2021, a Superintedência de Gestão Tarifária (SGT) publicou1 a análise
das contribuições da Consulta Pública nº 031/2021 relativas a revisão tarifária.
5. Em 06 de agosto de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição
(SRD) publicou2 a análise das contribuições da Consulta Pública nº 31/2021 relativa aos limites dos
indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) e
Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC).
1 Nota Técnica nº 177/2021-SGT/ANEEL, Sicnet: nº 48581.001211/2021-00.
2 Nota Técnica nº 098/2021-SRD/ANEEL, Sicnet: nº 48554.001230/2021-00.

6. Em 12 de agosto de 2021, a SGT realizou reunião virtual com o Conselho de Consumidores
para discutir a proposta final do cálculo desta revisão3.
7. Nos dias 16, 17, 18 e 20 de agosto foram realizadas reuniões com a participação desta
Relatoria, da SGT e da Diretoria da DCELT para tratar da utilização de parte dos créditos de PIS/PASEP e
COFINS, com objetivo de mitigar o efeito da presente revisão para os consumidores finais, o que foi
formalizado mediante o envio de Carta4 em que a DCELT solicita a reversão do valor de R$ 6 milhões
concernentes a esses créditos.
8. Em 23 de agosto de 2021, a SGT publicou5 a consolidação do resultado da Revisão Tarifária
Periódica da DCELT.
II – FUNDAMENTAÇÃO
9. A revisão das tarifas da DCELT, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 6,95%, sendo de 4,78%, em média, para os consumidores
conectados na alta tensão e de 8,10%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
10. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1.
Tabela 1. Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 4,78%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,10%
Efeito Médio AT+BT 6,95%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
11. 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.
12. Ademais, no caso da DCELT, foi identificada uma alteração significativa na estrutura
tarifária, devido à mudança do mercado desde 2016, quando foi realizada a última revisão tarifária da
distribuidora, em função dos novos hábitos de consumo e posse de equipamentos medidos pelas curvas
de carga da campanha de medidas6.
13. O efeito médio de 6,95% decorre: (i) do reposicionamento econômico (itens de Parcela A e
B), com efeito tarifário de 4,51%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo
tarifário, com efeito tarifário de 0,44%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no
último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o impacto de 2,00%.
3 Sicnet: nº 48581.001260/2021-00.
4 Carta nº 964/2021, Sicnet nº 48513.022776/2021-00.
5 Nota Técnica nº 198/2021-SGT/ANEEL, Sicnet nº 48581.001303/2021-00.
6 Maiores informações podem ser obtidas na Nota Técnica nº 104-SGT/ANEEL, Sicnet: 48581.000833/2021-00.

14. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio e 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.
6,95%
2,25%
2,14% 2,00%
0,62% 0,44%
0,00%
-0,51%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Retirada dos Consumidor
Financeiros
Anteriores
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da DCELT

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 93.315.537 | 97.837.501 4,85% | 3,89% | 80,48% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 20.891.452 | 23.383.283 11,93% | 2,14% | 19,24% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 106.147 | 111.952 5,47% | 0,00% | 0,09% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 15.568.216 | 15.531.741 -0,23% | -0,03% | 12,78% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 1.235.370 100,00% | 1,06% | 1,02% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | - | 1.461.204 100,00% | 1,26% | 1,20% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 2.079.190 | 1.401.289 -32,60% | -0,58% | 1,15% |
| PROINFA | 2.156.104 | 2.609.389 21,02% | 0,39% | 2,15% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 981.795 | 1.032.339 5,15% | 0,04% | 0,85% |
| Custos de Transmissão | 25.890.232 | 25.297.380 -2,29% | -0,51% | 20,81% |
| MUST Itaipu | 969.622 | 834.204 -13,97% | -0,12% | 0,69% |
| Transporte de Itaipu | 1.317.992 | 810.525 -38,50% | -0,44% | 0,67% |
| Uso do sistema de distribuição | 23.602.617 | 23.652.651 0,21% | 0,04% | 19,46% |
| Custos de Aquisição de Energia | 46.466.563 | 49.086.912 5,64% | 2,25% | 40,38% |
| Receitas Irrecuperáveis | 67.291 | 69.925 3,91% | 0,00% | 0,06% |
| PARCELA B | 22.996.748 | 23.722.838 3,16% | 0,62% | 19,52% |
| Custos Operacionais | 17.409.405 | 17.278.965 -0,75% | -0,11% | 14,21% |
| Anuidades | 2.392.914 | 2.407.002 0,59% | 0,01% | 1,98% |
| Remuneração | 2.954.248 | 3.985.128 34,89% | 0,89% | 3,28% |
| Depreciação | 1.878.326 | 1.728.159 -7,99% | -0,13% | 1,42% |
| UDEROR | (1.638.146) | (1.676.417) 2,34% | -0,03% | -1,38% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 116.312.285 121.560.339 | 4,51% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 507.226 | 0,44% |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 4.609.506 | 3,96% |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 273.787 | 0,24% |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.535.526 | 2,18% |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (135.808) | -0,12% |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 26.124 | 0,02% |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 1.596.500 | 1,37% |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.011.084) | -0,87% |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (755) | 0,00% |  |  |
| Neutralidade de Parcela B - Conta Covid | 6.811 | 0,01% |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 828.695 | 0,71% |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 6.447.928 | 5,54% |  |  |
| Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) | (130.504) | -0,11% |  |  |
| Ajuste CUSD | (198.605) | -0,17% |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (4.505.182) | -3,87% |  |  |
| Reversão Conta-Covid | (3.754.192) | -3,23% |  |  |
| Reversão Conta Covid - Parcela B | 147.325 | 0,13% |  |  |
| Conselho de Consumidores | (228.847) | -0,20% |  |  |
| Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS | (6.000.000) | -5,16% |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 2,00%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 6,95%
15. O reposicionamento econômico de 4,51% é derivado das variações de custos da Parcela A
e da Parcela B.
Parcela A
16. 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 80,48% dos custos
da concessionária, variou 4,85%, representando um impacto tarifário de 3,89%.

17. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 2,14%. Desse impacto,
destaca-se o início do recolhimento, a partir dos processos tarifários de 2021, de um novo componente
do Encargo CDE, aqui denominado CDE - CONTA COVID, relacionado ao pagamento do empréstimo da
Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinado a receber os recursos de operação
financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020.
18. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -0,51%, em função da
redução de despesas relacionadas à Itaipu Binacional, especificamente ao Uso da Rede Básica (MUST
Itaipu) e ao Transporte de energia elétrica (Transporte Itaipu), conforme Resolução Homologatória nº
2.896, de julho de 2021.
19. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 2,25%. Esse efeito é justificado
pelo aumento do custo do contrato bilateral, que é reajustado pelo IPCA, associado a uma redução do
custo de energia preveniente de Itaipu, o qual é indexado no dólar, cuja cotação apresentou uma pequena
redução quando comparado ao processo anterior.
20. Já as receitas irrecuperáveis variaram 3,91% em relação aos valores tarifários atuais, com
impacto de 0,00% nas tarifas.
Perdas Regulatórias
21. As perdas técnicas na distribuição foram calculadas7 levando-se em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist,
resultando no valor de 7,28% em relação à energia injetada.
22. 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 DCELT, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 2,30% sobre
o mercado de baixa tensão faturado, ficando estabelecida como meta ao final do ciclo o valor de 1,66%.
Custos da Parcela B
23. 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 19,52% dos custos da concessionária e variou em 3,16%, o que
representa um impacto tarifário de 0,62%.
7 Nota Técnica nº 097/2021-SRD/ANEEL, Sicnet nº 48554.001219/2021-00.

24. 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.
25. A aplicação da metodologia indicou uma manutenção do valor dos custos regulatórios ao
longo do ciclo, porém, o conjunto do índice de produtividade agregado ao mecanismo de incentivo à
qualidade fizeram com que os custos operacionais resultasse em custos operacionais abaixo daqueles
existentes nas atuais tarifas, com variação de -0,75% e impacto de -0,11% nesta revisão tarifária.
-0,75%
100,0% 99,25%

Custo Operacional Efeito Custo Custo Operacional
Processo Anterior Operacional Revisão
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
26. 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.
27. A respeito da remuneração do capital, houve variação de 34,89% em relação aos valores
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 0,89%. A situação adveio
principalmente da variação de 48,30% da Base de Remuneração Líquida associada a uma queda da taxa
média de remuneração, comparada com a definida na revisão de 2016, representando uma variação -
13,41%. O Gráfico 3 demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital.

48,30%
- 13,41%
134,89%
100,0%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
28. A quota de reintegração regulatória variou -7,99% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de -0,13%. A redução proveio da variação de -
10,08% da Base de Remuneração Bruta aliada ao aumento na taxa média de depreciação em relação à
última revisão tarifária (de 4,06% para 4,14%). O Gráfico 4 demonstra ambos efeitos.
2,09%
-10,08%
100,0%
92,01%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
29. A cobertura para anuidades variou 0,59% em relação aos valores contidos nas tarifas, com
impacto de 0,01% 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.
30. 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.

31. 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).
32. 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.
33. 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)8
34. Desse modo, a soma de todas essas receitas (UDEROR) teve uma participação de -0,03%
nesta revisão, conforme já apresentado na Tabela 2.
Componentes Financeiros
35. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da DCELT. De acordo
com a tabela, os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes,
contribuíram com o efeito de 0,44% na atual revisão da DCELT. Desse resultado, é destacado pela SGT a
CVA Energia, com efeito de 3,96%, impactada principalmente pelos custos relacionados aos riscos
hidrológicos associados as Usinas Repactuadas, CCGF e Itaipu Binacional.
36. Outro item que impactou este processo tarifário com valor positivo foi a CVA de Encargos
Setoriais, com efeito de 2,18%, em decorrência da diferença entre a cobertura concedida no último
processo tarifário e custos efetivamente incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA.
37. Ressalta-se ainda outro financeiro, com efeito negativo neste processo, concernente os
créditos de PIS/COFINS. Trata-se de um componente financeiro relacionado 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 o uso antecipado desses recursos para aliviar o efeito nas tarifas. Desse modo, a
concessionária solicitou a compensação de R$ 6 milhões para reversão como componente financeiro
negativo extraordinário, contribuindo com a redução de 5,16% no efeito médio.
38. Ainda com efeito negativo, foi destacado pela SGT a reversão dos recursos da operação
financeira para alívio do caixa das distribuidoras de energia, denominado Conta-Covid, e transferidos à
DCELT. Os montantes em questão equivalem ao remanescente dos valores recebidos pela distribuidora
da CONTA-COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º
do Art. 5º da REN 885/2020, no valor de R$ 3,7 milhões, contribuindo com uma redução tarifária de 3,23%.
8 Memorando nº 201/2021-SFF/ANEEL, proporcionalizados conforme o ciclo tarifário, Sicnet: 48536.002643/2021-00.

Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 4.609.506 | 3,96% |
| CVA em processamento - Transporte | 273.787 | 0,24% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.535.526 | 2,18% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (135.808) | -0,12% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 26.124 | 0,02% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 1.596.500 | 1,37% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.011.084) | -0,87% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (755) | 0,00% |
| Neutralidade de Parcela B - Conta Covid | 6.811 | 0,01% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 828.695 | 0,71% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 6.447.928 | 5,54% |
| Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) | (130.504) | -0,11% |
| Ajuste CUSD | (198.605) | -0,17% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (4.505.182) | -3,87% |
| Reversão Conta-Covid | (3.754.192) | -3,23% |
| Reversão Conta Covid - Parcela B | 147.325 | 0,13% |
| Conselho de Consumidores | (228.847) | -0,20% |
| Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS | (6.000.000) | -5,16% |
| Total | 507.226 | 0,44% |

Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
39. 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.
40. 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.
41. 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
1,05%.
42. 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 DCELT é de 0,00%.
43. 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 -0,30%. 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.

44. Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da DCELT, até a próxima revisão
tarifária, será de 0,00%, a ser acrescido dos Componentes Pd e Q, os quais devem ser atualizados a cada
reajuste tarifários.
45. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 69.
Receitas
Receitas
Irrecuperáveis
Irrecuperáveis
0,1% 0,0%
Custo de PROINFA 2,1%
Transmissão Encargos
Custo de
20,8% Setoriais
Transmissão
14,1%
15,2%
Encargos CDE
Custo de Setoriais
15,0% ICMS

Energia 19,2% Tributos
40,4% 23,4%
26,8%
Custo de
Custo de
Distribuição Energia

19,5% ESS/EER 1,2% Outros 29,6%
0,9% Custo de
Distribuição
PIS/COFINS 3,4%
14,3%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos. Gráfico 6. Composição da receita com tributos.
46. O Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos, cuja variação foi de 47,14%, abaixo da variação do IGP-M e do IPCA identificada no mesmo período,
de 133,68% e 75,21%, respectivamente.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
545,65
514,60 510,62 512,48
454,65 459,82
434,79 429,41
393,52
370,83 354,87
307,63 325,02
290,61
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
9 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.

Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão
47. A Tabela 4 ilustra as primcipais 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 + RI] | 1,62% | 3,89% | 2,27% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 2,64% | 2,14% | -0,50% |
| Custos de Transmissão | -2,75% | -0,51% | 2,24% |
| Custo de Aquisição de Energia | 1,73% | 2,25% | 0,53% |
| Receitas Irrecuperáveis | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| PARCELA B | 1,12% | 0,62% | -0,49% |
| Reposicionamento Tarifário | 2,74% | 4,51% | 1,77% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 3,42% | 0,44% | -2,99% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | 3,29% | 2,00% | -1,29% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 9,46% | 6,9% | -2,51% |

48. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à consulta
pública foram:
a) na Parcela A, a variação de 2,24% dos custos de transmissão, , dada as novas tarifas
relativas ao uso do sistema de distribuição da Celesc-D homologadas pela REH nº 2.921/2021;
b) na Parcela B, a variação de -0,49%, resultado da fiscalização da Aneel sobre os ativos de
ditribuição realizada no decorrer da fase de consulta pública; e
c) nos componentes financeiros, a variação de -2,99%, especialmente em função da
inclusão dos créditos de PIS/PASEP e COFINS no cálculo.

9,46%
6,95%
3,42%
3,29%
2,64% 2,25%
2,14% 2,00%
1,73%
1,12%
0,62%
0,00% 0,00% 0,44%
-0,51%
-2,75%

Encargos Custos de Custos de Receitas Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transporte Compra de Irrecuperáveis Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico 8. Comparação de efeitos entre a CP e o Resultado da RTP
49. O Gráfico 8 ilustra a variação de cada item que compõe o efeito médio, em que as barras
vermelhas demonstram os efeitos apresentados para consulta pública e, as em azul, referente ao
resultado final.
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
50. 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
Módulo 8 do PRODIST10.
51. Nos Gráficos 9 e 10 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais de DEC e
FEC propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2022 a 2026, a
redução média anual é de 3,64% no DEC e de 5,00% no FEC.
10 "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 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da DCELT.
Fonte: Nota Técnica nº 98/2021-SRD/ANEEL.
Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da DCELT.
Fonte: Nota Técnica nº 98/2021-SRD/ANEEL.
52. Para avaliar a consistência dos limites globais da DCELT, apresenta-se, nos Gráficos 11 e 12,
uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul. Observa-se que os
limites de DEC e FEC da DCELT estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 11. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 98/2021-SRD/ANEEL.
Gráfico 12. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 98/2021-SRD/ANEEL.
53. 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 DCELT entre 2016 e 2020:
Tabela 5. Compensações efetuadas pela DCELT.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2016 17.276 73.985,72

| 2017 | 16.292 | 78.680,57 |
| --- | --- | --- |
| 2018 | 26.771 | 133.256,93 |
| 2019 | 14.333 | 99.448,02 |
| 2020 | 9.963 | 107.827,37 |

Fonte: SRD.
III – DIREITO
54. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos 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
(Proret); Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional
(Prodist) e Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 050/1999.
IV – DISPOSITIVO
55. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 050/1999 e no que constam
dos Processos nº 48500.004629/2020-76 e nº 48500.000533/2021-10, voto no sentido de APROVAR o
resultado da revisão tarifária periódica de 2021 da Distribuidora Catarinense de Energia Elétrica LTDA.
(DCELT), na forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica da DCELT, a vigorar a partir de
29/08/2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 6,95%, sendo de
4,78%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 8,10%, 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 DCELT, 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 DCELT; 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 7,2770% 7,2770% 7,2770% 7,2770%
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 1,6572% 1,6572% 1,6572% 1,6572%

Brasília, 24 de agosto de 2021
(assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor