REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2925/2021
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 Companhia Energética do Maranhão - Cemar.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-08-27
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004618/2020-96 e 48500.000595/2021-21 (DEC e FEC)
INTERESSADO: CEMAR - Companhia Energética do Maranhão
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO Resultado da 5ª Revisão Tarifária Periódica da CEMAR - Companhia Energética do Maranhão, a
vigorar a partir de 28/08/2021, 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 2025, após conclusão da fase da
Consulta Pública nº 029/2021.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 60/2000, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CEMAR - Companhia Energética do
Maranhão, estabelece a data de 28 de agosto de 2021 para a realização da Quinta 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 novembro de 2020, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 46/2020, o
Processo referente à Quinta Quinta Revisão Tarifária Periódica da CEMAR, foi distribuído, de forma
antecipada, a minha relatoria.
4. Em 1º de junho de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública - CP n°
029/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de
contribuições se estendeu de 2 junho de 2021 a 16 de julho de 2021. Além disso, foi realizada audiência
pública para apresentar a proposta e ouvir os expositores, de forma virtual, no dia 18 de junho de 2021.
5. Dando prosseguimento à consolidação do processo de revisão, em 26 de abril de 2021, a
Superintendência de Regulação Econômica e Estudo de Mercado – SRM comunicou, por meio do
Memorando nº 069/2021-SRM/ANEEL1, que a CEMAR não possui contratos bilaterais.
1 Documento SICNET nº 48580.000266/2021-00.

6. Por intermédio do Memorando nº 186/2021-SRD/ANEEL2, de 15 de julho de 2021, a
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD informou o percentual final das perdas
na distribuição para a CEMAR.
7. Em 28 de julho de 2021, a SRD apresentou, por meio da Nota Técnica nº 94/2021SRD/ANEEL3, os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da
CEMAR, para o período de 2022 a 2025, após análise das contribuições recebidas na consulta pública.
8. Em 2 de agosto de 2021, as informações concernentes a Outras Receitas foram prestadas
pelo Memorando nº 205/2021-SFF/ANEEL4.
9. Em 5 de agosto de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF
enviou, por meio do Memorando nº 215/2021-SFF/ANEEL5, os valores solicitados para a composição da
Base de Remuneração, consolidados por meio da Nota Técnica n° 144/2021-SFF/ANEEL6. Adicionalmente,
a unidade informou os valores brutos referentes a Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos
da distribuidora.
10. Em 18 agosto de 2021, a proposta final da revisão tarifária foi encaminhada à CEMAR e ao
seu conselho de consumidores. Foram realizadas reuniões virtuais com a concessionária e o conselho de
consumidores em 11 de agosto e 19 de agosto de 2021, respectivamente, para discussão sobre o cálculo
da revisão.
11. A SGT, por intermédio da Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL7, de 18 de agosto de 2021,
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da CEMAR.
12. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
13. A revisão das tarifas da CEMAR, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 2,79%, sendo de 5,99%, em média, para os
consumidores conectados na alta tensão e de 2,23%, em média, para os consumidores conectados na
baixa tensão.
14. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1.
Tabela 1. Efeito médio para consumidor
2 Documento SICNET nº 48554.001146/2021-00.
3 Documento SICNET nº 48554.001198/2021-00.
4 Documento SICNET nº 48536.002680/2021-00.
5 Documento SICNET nº 48536.002753/2021-00.
6 Documento SICNET nº 48536.002754/2021-00.
7 Documento SICNET nº 48581.001282/2021-00.

Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 5,99%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 2,23%
Efeito Médio AT+BT 2,79%
Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021
15. 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.
16. O efeito médio nas tarifas de 2,79% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos
de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 1,35%, ao se ter como base de comparação os
custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas; (ii) da inclusão dos componentes financeiros
apurados no atual processo tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes, com efeito de 0,28%;
e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram
até a data da revisão, e tem efeito de 1,17% no atual processo tarifário da CEMAR.
17. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
2,96%
2,79%
1,96%
1,17%
0,28%
-1,23%
-2,34%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021.
18. 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.
19. 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 CEMAR

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

| PARCELA A | 2.030.179.228 2.167.746.433 | 6,8% | 3,69% | 57,4% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 250.036.775 | 360.288.056 | 44,1% | 2,96% | 9,5% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 6.661.821 | 6.185.429 | -7,2% | -0,01% | 0,2% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 101.427.697 | 120.718.646 | 19,0% | 0,52% | 3,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | - | 33.803.934 | 0,0% | 0,91% | 0,9% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | - | 62.246.610 | 0,0% | 1,67% | 1,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 65.807.098 | 50.243.077 -23,7% | -0,42% | 1,3% |  |
| PROINFA | 40.373.842 | 51.741.138 | 28,2% | 0,31% | 1,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 35.634.681 | 35.200.938 | -1,2% | -0,01% | 0,9% |
| ONS | 131.637 | 148.283 | 12,6% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 354.625.617 | 308.791.292 -12,9% | -1,23% | 8,2% |  |
| Rede Básica | 251.516.507 | 210.735.281 -16,2% | -1,09% | 5,6% |  |
| Rede Básica Fronteira | 68.760.213 | 63.544.792 | -7,6% | -0,14% | 1,7% |
| Conexão | 22.535.180 | 20.961.324 | -7,0% | -0,04% | 0,6% |
| Uso do sistema de distribuição | 11.813.716 | 13.549.895 | 14,7% | 0,05% | 0,4% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1.425.516.836 1.498.667.084 | 5,1% | 1,96% | 39,7% |  |
| PARCELA B | 1.696.239.884 1.608.994.712 | -5,1% | -2,34% | 42,6% |  |
| Custos Operacionais | 733.652.393 | 732.818.043 | -0,1% | -0,02% | 19,4% |
| Anuidades | 114.611.763 | 108.982.763 | -4,9% | -0,15% | 2,9% |
| Remuneração | 556.902.088 | 512.068.427 | -8,1% | -1,20% | 13,6% |
| Depreciação | 246.641.565 | 242.256.730 | -1,8% | -0,12% | 6,4% |
| Receitas Irrecuperáveis | 72.121.763 | 77.013.163 | 6,8% | 0,13% | 2,0% |
| Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda | (27.689.689) | (64.144.413) 131,7% | -0,98% | -1,7% |  |
| Reposicionamento Tarifário | 3.726.419.112 3.776.741.144 | 1,35% | 100,0% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 10.724.486 | 0,28% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 139.603.881 | 3,62% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 44.112.954 | 1,14% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 71.739.126 | 1,86% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 445.315 | 0,01% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (260.241) | -0,01% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (2.598.241) | -0,07% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.764.148 | 0,05% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 162.882.572 | 4,22% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 1.274.653 | 0,03% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 215.372 | 0,01% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (416.161) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (112.356.925) | -2,91% |  |  |  |
| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (7.259.795) | -0,19% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | 15.696.002 | 0,41% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (8.649.219) | -0,22% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (52.503.916) | -1,36% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (104.072.360) | -2,70% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (1.643.537) | -0,04% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (7.255.230) | -0,19% |  |  |  |
| Crédito PIS/COFINS | (128.196.976) | -3,32% |  |  |  |
| Demais itens | (1.796.937) | 0,0% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,17%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 2,79%
Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021.

20. O reposicionamento econômico de 1,35% é derivado das variações de custos da Parcela A
e da Parcela B.
Parcela A
21. 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 57,4% dos custos da concessionária e variou em 6,8%,
o que representa um impacto tarifário de 3,69%.
22. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 2,96%. Destaca-se,
principalmente, o início do recolhimento da CDE Conta-Covid destinada ao pagamento do empréstimo
referente à Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020. O encargo em questão impactou
o processo em 2,58%, dividido em dois componentes, CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid TUSD com
impactos de 1,67% e 0,91%, respectivamente, conforme indicado na Tabela 2. Por sua vez, o aumento da
CDE USO contribuiu para aumento adicional de 0,52%.
23. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -1,23%. Sobre esse item,
destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.895 e 2.896, ambas de julho de 2021, as
quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão.
24. Os custos com compra de energia impactaram a revisão em 1,96%. Contribuíram para esse
efeito, principalmente, as variações de montante e custos associados aos CCEAR Energia Nova e
Alternativa, modalidade Disponibilidade, que impactaram a revisão em 1,32%.
25. O Gráfico 2 abaixo ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
1,96%
1,32%
0,41% 0,37%
0,24%
0,04%
-0,04%
-0,13%
-0,26%

Total CCEAR CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Proinfa
Existente Existente Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD DSP QTD
Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021.
Perdas Regulatórias

26. As perdas técnicas na distribuição foram calculadas a partir das características do sistema
de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, resultando no valor de 10,81% em
relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 093/2021-SRD/ANEEL.
27. Para o caso das 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 CEMAR, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 9,51%
sobre o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução.
Custos da Parcela B
28. 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 42,6% dos custos da concessionária e variou em -5,1%, o que
representa um impacto tarifário de -2,34%.
29. 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.
30. 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 -
0,1% quando comparados aqueles existente nas tarifas atuais, com impacto na revisão tarifária de -0,02%.

- 0,1%
100% 99,9%

Custo Operacional Efeito Custo Custo Operacional
Processo Anterior Operacional Revisão
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre custo operacional
Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021
31. 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.
32. A remuneração do capital reduziu -8,1% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas,
o que representou um impacto de -1,20%. A situação adveio principalmente da redução da taxa de
remuneração regulatória, que diminuiu em relação à considerada na revisão tarifária de 2017 da
distribuidora, com efeito em -9,65%. Por sua vez, o efeito da variação da Base Líquida foi de 1,60%. O
Gráfico abaixo demonstra ambos os efeitos.

- 9,6%
1,6%
100%
91,9%

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 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021.
33. A quota de reintegração regulatória variou -1,8% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto no efeito médio de -0,12%. Este aumento se dá principalmente
em função da variação da taxa média de depreciação, que contribuiu com aproximadamente -1,8%,
enquanto a base bruta se manteve estável, com variação de 0,0%. O Gráfico abaixo demonstra ambos os
efeitos.
1,8% 0,0%
100% 98,2%

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 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021
34. A cobertura para anuidades variou -4,9% quando comparada aos valores hoje contidos nas
tarifas, com impacto de -0,15% no efeito médio. Esse resultado proveio da atualização da base de
remuneração regulatória, conforme a regulamentação vigente, da qual o cálculo das anuidades depende.

35. As receitas irrecuperáveis variaram 6,8% em relação aos valores tarifários atuais, com
impacto de 0,13% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios de
inadimplência que são admitidos para a CEMAR e da atualização da base de cálculo sobre a qual é apurada
a cobertura das receitas irrecuperáveis.
36. 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.
37. 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).
38. Os valores arrecadados de Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER),
passam a ser subtraídos da Parcela B. Os valores em questão foram computados juntamente com Outras
Receitas (OR), o que justifica o impacto nas tarifas de -0,98%, apresentado na Tabela 2.
Componentes Financeiros
39. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da CEMAR:
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 139.603.881 | 3,62% |
| CVA em processamento -Transporte | 44.112.954 | 1,14% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 71.739.126 | 1,86% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 445.315 | 0,01% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (260.241) | -0,01% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (2.598.241) | -0,07% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.764.148 | 0,05% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 162.882.572 | 4,22% |
| Ajuste CUSD | 1.274.653 | 0,03% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 215.372 | 0,01% |
| Conselho de Consumidores | (416.161) | -0,01% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (112.356.925) | -2,91% |
| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (7.259.795) | -0,19% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | 15.696.002 | 0,41% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (8.649.219) | -0,22% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (52.503.916) | -1,36% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (104.072.360) | -2,70% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (1.643.537) | -0,04% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (7.255.230) | -0,19% |
| Crédito PIS/COFINS | (128.196.976) | -3,32% |
| Demais itens | (1.796.937) | -0,05% |
| Total | 10.724.486 | 0,28% |

Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021.
40. Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes,
contribuíram com o efeito de 0,28% na atual revisão da CEMAR.
41. Como valores positivos destacam-se principalmente os itens associados à CVA Energia, com
impacto de 3,62%, decorente da diferença dos custos de energia incorridos pela concessionária em
relação à cobertura concedida no processo tarifário de 2020. Destaca-se também o financeiro de previsão
do risco hidrológico, com impacto no efeito de 4,22%, decorrente do cenário desfavorável de produção
de energia hidrelétrica para o próximo ano.
42. Com valores negativos cabe citar os itens excepcionais considerados para mitigação do
efeito tarifário, descritos a seguir.
Modicidade Tarifária (Conta Covid):
43. Os montantes do financeiro negativo relacionados à Conta-Covid, implicaram a revisão em
-4,11%. Os montantes em questão correspondem aos valores repassados à concessionária de distribuição
pela Conta Covid, associados aos itens previstos no §2º do Art. 5º da REN 885/2020, e que não foram
revertidos em favor da modicidade tarifária no processo tarifário de 2020.
Modicidade Tarifária (Reversão de Receitas associadas às ReHs nº 414/2010 e 376/2009):

44. Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à
modicidade tarifária, associados ReHs nº 414/2010 e 376/2009. Trata-se de recursos recebidos pela
distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus
consumidores, previstas no §3º Art. 70-A da REN nº414/2010; (ii) aos créditos que não puderam ser
devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do Art. 88 da REN nº 414/2010; e
(iii) às multas aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, do
Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER, conforme Art. 9 da REN 376/2009.
45. Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício Circular nº 08/20218,
a concessionária informou que o volume contabilizado até dezembro/2020 equivale a R$ 7.259.794,519,
contribuindo para redução do efeito em -0,19%.
Modicidade Tarifária (Créditos de Pis/Cofins):
46. Destaca-se ainda o financeiro negativo solicitado pela CEMAR no valor de R$ 128.196.976
associado aos créditos junto à Receita Federal em face da ação transitada em julgado, que tratou do
questionamento da incidência do PIS e da COFINS sobre o ICMS. Esse componente financeiro, que não foi
considerado em fase de Consulta Pública, teve um impacto no efeito médio de -3,32%.
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 2 deles definidos na revisão tarifária, o
que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de 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
0,72%.
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 CEMAR é de -0,279%.
8 Documento SICNET nº 48500.000515/2021-00.
9 Os valores informados foram corrigidos pela SELIC até a data de aniversário prevista em contrato. Cumpre ressaltar que estes
valores, informados pela concessionária, passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos
processos tarifários.

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 0,01%. 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.
52. Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CEMAR, até a próxima revisão
tarifária, será de 0,44%, acrescido do Componente Q que deve ser atualizado em cada processo de
reajuste.
53. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 710.
Custo de
Energia Custo de

39,7% Transmissão PROINFA
8,2% 1,4%
CDE
Encargos
5,7%
Setorias
9,5% ESS/EER
1,3%
Outros
Custo de
Distribuição 1,1%
42,6%
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021.
Custo de
Encargos
Transmissão Setoriais
6,1%
7,2%
Custo de
Energia ICMS

29,8% Tributos 20,6%
24,9%
Custo de
Distribuição
PIS/COFINS
32,0%
4,3%
Gráfico 7. Composição da receita com tributos
10 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.

Fonte: 18/08/2021.
Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de
54. O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos, que variaram 44,73%, abaixo das variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, respectivamente
133,68% e 75,21%.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
656,02 642,07
630,18 628,21
560,91
501,50 496,41
443,64 446,49 464,35
419,41 431,04
366,06
343,57
Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão 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 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021.
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
55. 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 PRODIST11.
56. No Gráfico 9 e 10 são apresentados os históricos de apuração e os limites globais propostos
de DEC e FEC para a CEMAR, respectivamente. Em relação aos limites globais propostos para o período
2022 a 2025, a redução média anual é de 3,57% no DEC e de 4,76% no FEC.
11 "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 CEMAR.
Fonte: Nota Técnica nº 094/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CEMAR.
Fonte: Nota Técnica nº 094/2021-SRD/ANEEL.
57. Para avaliar a consistência dos limites globais da CEMAR, apresenta-se, nos Gráficos 10 e
11, uma comparação com os limites das distribuidoras de grande porte da região Nordeste. Observa-se
que os limites de DEC e FEC da CEMAR estão aderentes à realidade da região.
Gráfico 11. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Nordeste.
Fonte: Nota Técnica nº 0094/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 12. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Nordeste.
Fonte: Nota Técnica nº 0094/2021-SRD/ANEEL.
58. A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 04 apresenta os valores pagos e o número
de compensações efetuadas pela CEMAR entre 2017 e 2020:
Tabela 4. Compensações efetuadas pela CEMAR.

| Ano | Nº de Compensações | Compensação (R$) |
| --- | --- | --- |
| 2017 | 2.288.491 | 5.682.569 |
| 2018 | 2.663.870 | 8.000.555 |
| 2019 | 2.573.866 | 11.407.478 |
| 2020 | 2.748.971 | 11.351.371 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
59. É o voto.
III – DIREITO
60. 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 60/2000.
IV – DISPOSITIVO
61. Com base no exposto e no que constam dos Processos nº 48500.004618/2020-96 e nº
48500.000595/2021-21, voto:
a) pela aprovação do resultado da quinta revisão tarifária periódica da CEMAR, a vigorar a
partir de 28 de agosto de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 2,79%, sendo de 5,99%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 2,23%, em média, para os consumidores conectados na Baixa
Tensão;
b) por fixar os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de
2022 a 2025 a serem observados pela Cemar;
c) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e de Energia Elétrica
– TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;
d) pelo estabelecimento do valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo;
e) pela aprovação do valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético –
CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à
CEMAR, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
f) pela definição dos postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
g) pela fixação do componente T e do componente Pd do Fator X em -0,279% e 0,72%,
respectivamente;
h) pela fixação do referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2021,
2022, 2023 e 2024, conforme tabela abaixo:

2021 2022 2023 2024
10,814% 10,814% 10,814% 10,814%
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada

Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 9,511% 9,511% 9,511% 9,511%
Brasília, 24 de agosto de 2021
ELISA BASTOS SILVA
Diretora