REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2893/2021
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 Energisa Sul Sudeste - ESS.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-07-12
Autor: ANEEL

24ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
Brasília, 06/07/2021
VOTO
PROCESSOS: 48500.004627/2020-87 e 48500.006065/2020-14
INTERESSADO: Energisa Sul Sudeste Distribuidora de Energia S.A. - ESS
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO
DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da ENERGISA SUL SUDESTE, a vigorar a partir de
12/07/2021, e definir os 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 017/2021.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 013/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Energisa Sul Sudeste Distribuidora de
Energia S.A. ("ESS"), estabelece a data de 12 de julho 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 novembro de 2020, o Processo foi a mim distribuído de forma antecipada.
4. Em 13 de abril de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública - CP nº
017, de 2021, com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de
contribuições se estendeu até 29 de maio de 2021, sendo que foi realizada Audiência Pública, por
videoconferência, no dia 6 de maio de 2021.

de 24
5. Em 22 de junho de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição –
078/2021-SRD/ANEEL1,
SRD apresentou, por meio da Nota Técnica no os limites para os indicadores DEC
e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da ESS, para o período de 2022 a 2026, após análise das
contribuições recebidas na consulta pública.
6. Em 28 de junho de 2021, a SRD enviou, por meio do Memorando nº 0161/2021SRD/ANEEL2,
a apuração das perdas na distribuição da ESS, consolidada pela Nota Técnica nº 080/2021SRD/ANEEL, de mesma data.
7. Nessa mesma data, a proposta preliminar da revisão tarifária foi apresentada ao Conselho
de Consumidores.
8. Em 2 de julho de 2021, foi realizada reunião virtual, em função da pandemia de coronavírus,
com a Concessionária, para discussão sobre o cálculo da revisão tarifária, oportunidade em que foi
discutido formas de minimizar o impacto tarifário para os consumidores. Na ocasião, a empresa
concordou em utilizar os créditos de PIS/COFINS e reduzir o valor de previsão do risco hidrológico.
9. Em 5 de julho de 2021, conforme acordado na supracitada reunião, a ESS enviou a carta nº
ENERGISASS/VPR/Nº034/2021, solicitando que sejam utilizados os créditos de PIS/COFINS e que seja
reduzido o valor de previsão do risco hidrológico no presente processo tarifário. Nesta 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.
10. Também em 5 de julho de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT emitiu a
150/2021–SGT/ANEEL3,
Nota Técnica n° consolidando o resultado da Revisão Tarifária Periódica da ESS.
11. É o Relatório.
1 48554.001066/2021-00.
2 48554.001081/2021-00.
3 48581.001045/2021-00.

de 24
II – FUNDAMENTAÇÃO
12. A revisão das tarifas da Energisa Sul Sudeste, segundo a proposta encaminhada pela SGT,
conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 9,84%, sendo de 4,32%, em média, para
os consumidores conectados na alta tensão e de 12,12%, em média, para os consumidores conectados na
baixa tensão.
13. 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) 4,32%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 12,12%
Efeito Médio AT+BT 9,84%
Fonte: Nota Técnica nº 0150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
14. 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. Quanto aos
custos, destaca-se a redução dos custos de transmissão, que tem impacto mais significativo nos
consumidores de alta tensão, bem como a um aumento dos custos de distribuição, que devido a estrutura
vertical tendem a impactar mais os consumidores de baixa tensão.
15. O efeito médio de 9,84% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas
A e B, com efeito tarifário de 3,49%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de 6,79%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de -0,44%.
16. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.

de 24
9,84%
6,79%
2,78%
2,23% 2,21%
0,00%
-0,44%
-3,73%

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 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021
17. 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.

de 24
Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da ESS

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 1.456.523.358 1.480.492.847 | 1,65% | 1,28% | 76,68% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 317.497.601 | 359.058.291 13,09% | 2,23% | 18,60% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.008.426 | 1.797.663 -10,49% | -0,01% | 0,09% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 230.274.376 | 234.832.964 | 1,98% | 0,24% | 12,16% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 16.371.566 | 0,00% | 0,88% | 0,85% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 0 | 22.652.026 | 1,21% | 1,17% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 36.668.522 | 26.689.324 -27,21% | -0,53% | 1,38% |  |
| PROINFA | 32.013.851 | 39.156.018 22,31% | 0,38% | 2,03% |  |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 16.532.425 | 17.558.729 | 6,21% | 0,06% | 0,91% |
| Custos de Transmissão | 336.461.462 | 266.860.633 -20,69% | -3,73% | 13,82% |  |
| Rede Básica | 108.133.177 | 99.532.169 | -7,95% | -0,46% | 5,16% |
| Rede Básica Fronteira | 146.162.020 | 87.279.910 -40,29% | -3,16% | 4,52% |  |
| Rede Básica ONS (A2) | 1.370.699 | 939.991 -31,42% | -0,02% | 0,05% |  |
| MUST Itaipu | 17.000.977 | 14.657.887 -13,78% | -0,13% | 0,76% |  |
| Transporte de Itaipu | 22.480.052 | 14.071.872 -37,40% | -0,45% | 0,73% |  |
| Conexão | 4.726.553 | 3.042.598 -35,63% | -0,09% | 0,16% |  |
| Uso do sistema de distribuição | 36.587.983 | 47.336.206 29,38% | 0,58% | 2,45% |  |
| Custos de Aquisição de Energia | 801.394.781 | 853.322.246 | 6,48% | 2,78% | 44,20% |
| Receitas Irrecuperáveis | 1.169.514 | 1.251.678 | 7,03% | 0,00% | 0,06% |
| PARCELA B | 409.082.446 | 450.262.934 10,07% | 2,21% | 23,32% |  |
| Custos Operacionais | 260.886.697 | 266.817.953 | 2,27% | 0,32% | 13,82% |
| Anuidades | 41.953.216 | 37.239.986 -11,23% | -0,25% | 1,93% |  |
| Remuneração | 92.687.526 | 128.945.760 39,12% | 1,94% | 6,68% |  |
| Depreciação | 49.569.144 | 62.198.130 25,48% | 0,68% | 3,22% |  |
| UD+ER+OR | (36.014.139) | (44.938.893) 24,78% | -0,48% | -2,33% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 1.865.605.803 1.930.755.781 | 3,49% | 100,00% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 126.593.935 | 6,79% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 119.410.567 | 6,40% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | (3.490.939) | -0,19% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 31.869.451 | 1,71% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (1.362.888) | -0,07% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 9.316.586 | 0,50% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 3.919.848 | 0,21% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (4.748.461) | -0,25% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (13.110) | 0,00% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 10.368.963 | 0,56% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.149.274 | 0,06% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 97.617.128 | 5,23% |  |  |  |
| Financeiro TUSDG | (12.013) | 0,00% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 4.020.434 | 0,22% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (11.108) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (78.207.535) | -4,19% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | 696.571 | 0,04% |  |  |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 | (594.042) | -0,03% |  |  |  |
| Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu | (14.745.198) | -0,79% |  |  |  |
| Créditos de Pis Cofins | (29.180.000) | -1,56% |  |  |  |
| Diferimento Previsão de Risco Hidrológico | (19.409.593) | -1,04% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -0,44%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,84%
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021.

de 24
18. O reposicionamento econômico de 3,49% é derivado das variações de custos da Parcela A
e da Parcela B.
Parcela A
19. 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 76,7% dos custos da concessionária, variou em 1,6%,
o que representa um impacto tarifário de 1,28%.
20. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 2,23%. A partir de 2021, por
meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350,
de 2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras
em 2020. O efeito, neste processo, referente a CDE Conta-Covid é de 2,09%.
21. Outro encargo de destaque é o Encargo de Energia de Reserva - EER, com a homologação
tarifárias4,
das novas faixas de acionamento e adicionais de bandeiras novos parâmetros para o cálculo
desse encargo também foram aprovados, isso permitiu uma redução tarifária de -0,53%.
22. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -3,73%. Esta redução se
deve a consideração do "reperfilamento" da dívida da RBSE no cálculo das tarifas de transmissão para o
ciclo 2021-2022.
23. Ocorre que durante os ciclos 2017/2018 a 2019/2020, os pagamentos associados aos ativos
da RBSE não continham a remuneração de capital nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de
liminar judicial. Desta forma, foi calculado o saldo devedor desse componente, constituído pelo custo de
capital remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (01/07/2020)
descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de constituição da dívida. Em
razão da pressão tarifária a que o setor elétrico está sendo acometido, decorrente da pandemia de COVID19, optou-se pela alternativa de "reperfilamento" desses pagamentos no prazo de 8 anos e de forma
gradativa, assegurado o valor presente líquido da operação.
4 Resolução Homologatória no 2.888/2021, de 29/06/2021.

de 24
24. Nessa alternativa, avaliou-se o comportamento previsto do componente econômico, cuja
Base de Remuneração Regulatória – BRR naturalmente incorrerá em baixas e depreciações, de modo a
acomodar o custo total relativo a essas instalações. Esse tratamento será deliberado no âmbito dos
recursos administrativos interpostos pelas concessionárias de transmissão prorrogadas nos termos da Lei
nº 12.783, de 2013, contra as Resoluções Homologatórias – REH nº 2.706 a nº 2.717, todas de 30 de junho
de 2020, que homologaram o resultado da Revisão Periódica das transmissoras: CEEE-GT, Celg- G&T,
Cemig-GT, Chesf, Copel-GT, CTEEP, Eletronorte, Eletrosul e Furnas.
25. Os custos com compra de energia impactaram a revisão em 2,78%. Contribuiu
especialmente para esse efeito o aumento do custo da energia proveniente do contrato bilateral da
empresa com a UHE Lajeado (impacto de 2,52%), cuja tarifa de repasse é atualizada pela variação do IGPM.
26. O Gráfico 2 abaixo ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
2,78%
2,52%
0,48%
0,32%
0,28%
0,04%
0,00%
-0,18%
-0,67%

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 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
Perdas Regulatórias

de 24
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 6,63% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 80/2021SRD/ANEEL.
28. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada pela ANEEL, para a definição dos
limites de perdas não técnicas, é a comparação do desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de
concessão com certo grau de semelhança socioeconômica.
29. As probabilidades para comparação entre as concessionárias para cálculo das metas de
perdas não técnicas constam no submódulo 2.6 do PRORET5. Entretanto, a ESS6 como surgiu do
agrupamento de outras 5 empresas após a edição do submódulo, fez-se necessário o recálculo das
probabilidades para considerar a nova concessão. Nesse sentido a SRM realizou o cálculo a partir da
ponderação do índice de complexidade socioeconômica de cada uma das empresas que formam o
17/03/20217.
agrupamento, conforme descreve a Nota Técnica no 15/2021-SRM/ANEEL, de A aplicação
dos novos parâmetros de ponderação resultou no ponto de partida para as perdas não técnicas de 0,37%,
mas sem trajetória de redução ao longo do ciclo.
Custos da Parcela B
30. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela
distribuidora. A Parcela B representa 23,3% dos custos da concessionária e variou em 10,07% , o que
representa um impacto tarifário de 2,21%
31. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de
comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro
5 Versão 2.0 de 06/05/2015. ( de regulação tarifária – Proret).
6 A ESS surgiu do agrupamento de 5 áreas de concessão: Caiuá, Bragantina, CFLO, CNEE e EDEVP.
7 Documento SIC no 48580.000153/2021-00.

de 24
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. No caso específico da ESS, por ter
surgido após a edição do submódulo 2.2A do Proret, foi necessário refazer os estudos dos parâmetros
para cálculo dos custos operacionais considerando a nova concessão, apresentados na Nota Técnica no
15/2021-SRM/ANEEL.
32. A aplicação da metodologia indicou a elevação dos custos regulatórios ao longo do ciclo,
uma vez que os valores atualmente presentes na tarifa estão abaixo do limite inferior da faixa de
eficiência. Deste modo, na atual revisão tarifária, já é dado um passo rumo ao limite mínimo estabelecido,
de modo que os valores considerados na tarifa atual sofreram variação de 2,27%, com impacto na revisão
tarifária foi de 0,32%.
33. O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo
de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos realizados e visa
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de
Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos investimentos de curto período de
recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos e em toda a infraestrutura de
edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço.
34. A respeito da remuneração do capital, houve variação de 39,12% relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 1,94%. A situação adveio principalmente do
aumento da Base de Remuneração Líquida que variou 40,6% desde a última revisão tarifária. A taxa média
de remuneração diminuiu desta revisão comparada com a de 2016. O Gráfico 3 demonstra os efeitos que
explicam a variação na remuneração de capital.

de 24
40,6%
- 1,5%
139,1%
100,0%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
35. A quota de reintegração regulatória variou 25,48% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto de 0,68%. O aumento proveio da variação da Base de
Remuneração Bruta que aumentou 25,2%. Houve ainda um aumento na taxa média de depreciação em
relação a última revisão tarifária (de 3,92% para 3,94%). O Gráfico 4 demonstra ambos os efeitos.
0,3%
25,2%
125,5%
100,0%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
36. A cobertura para anuidades variou -11,23% em relação aos valores hoje contidos nas
tarifas, com impacto de -0,25% na revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios

de 24
adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória,
da qual o cálculo das anuidades depende.
37. 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.
38. A Resolução Normativa nº 414, de 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). 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.
39. 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.
40. Ocorre que no momento da revisão do quarto ciclo tarifário, não puderam ser
considerados, conforme determinou o PRORET, pois ainda estavam declarados como obrigações
especiais. Assim, eles estão sendo considerados nesse momento no valor de 1/5 do valor total e deverão

de 24
permanecer na Parcela B da ESS até o fim desse ciclo tarifário. A consideração desses valores impactou o
processo tarifário em -0,17%.
41. O efeito tarifário referente as outras receitas, ultrapassagem de demanda e excedente de
reativos nesta revisão tarifária foi de -0,48%, conforme apresentado na Tabela 2.
Componentes Financeiros
42. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da Energisa Sul
Sudeste:
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 119.410.567 | 6,40% |  |
| CVA em processamento - Transporte | (3.490.939) | -0,19% |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 31.869.451 | 1,71% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (1.362.888) | -0,07% |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 9.316.586 | 0,50% |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 3.919.848 | 0,21% |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (4.748.461) | -0,25% |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (13.110) | 0,00% |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 10.368.963 | 0,56% |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.149.274 | 0,06% |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 97.617.128 | 5,23% |  |
| Financeiro TUSDG | (12.013) | 0,00% |  |
| Ajuste CUSD | 4.020.434 | 0,22% |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (11.108) | 0,00% |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (78.207.535) | -4,19% |  |
| Conselho de Consumidores | 696.571 | 0,04% |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidor | (594.042) | -0,03% |  |
| Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu | (14.745.198) | -0,79% |  |
| Créditos de Pis Cofins | - | 29.180.000 | -1,56% |
| Diferimento Previsão de Risco Hidrológico | - | 19.409.593 | -1,04% |
| Total | 126.593.935 | 6,79% |  |

Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
43. Merece destaque o financeiro CVA Energia, com impato tarifário de 6,40%, o aumento se
deve ao aumento de custo de Itaipu, bem como ao aumento dos custos relacionados com os riscos
hidrológicos.
44. Importa relatar sobre a previsão de riscos hidrológicos, que, em razão dos novos
parâmentros aprovados em conjunto com os custos de bandeiras tarifária, resultou em uma impacto

de 24
tarifário de 5,23%. Em razão do elevado impacto desse financeiro, a Concessionária solicitou que fosse
reduzido em R$ - 19.409.592,79 a previsão do risco hidrológico, o que provocou uma redução tarifária de
-1,04%.
45. Ainda importante mencionar os créditos de PIS/COFINS incorporados ao cálculo, tendo em
vista o trânsito em julgado de processo judicial que deu ganho de causa aos consumidores da ESS no
montante total aproximado de R$ 29,18 milhões (em valores de Julho/2021). A ESS reconheceu o crédito
tributário atualizado no ativo, que deverá ser recuperado utilizando dos seguintes expedientes: pela
compensação com tributos a recolher dentro do prazo prescricional de 5 anos, e, se necessário, com
recebimento de precatórios do Governo Federal. O impacto desse componente financeiro ficou em -
1,56%.
46. Por fim, cabe salientar a inclusão nos componentes financeiros de (i) reversão de créditos
de rescisão contratual e migração de consumidores no montante de R$ - 594.042,21 , com impacto de -
0,03%; e (ii) alocação do saldo do bônus de Itaipu, nos termos do Decreto 10.665/2021, de R$-
14.745.197,55, com impacto de -0,79%. Estas medidas fazem parte de um série de iniciativas da ANEEL
que contribuíram para a redução dos impactos da pandemia nas tarifas de energia.
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 consumidora, e do aumento do consumo do mercado existente, o
que contribui para a modicidade tarifária, bem como estimular a empresa por meio de mecanismos de
eficiência operacional e qualidade de energia.
48. Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 1 deles definido na revisão tarifária, o
que trata 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 24
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é de
0,98%.
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 ENERGISA Sul Sudeste é de -1,40%.
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 -0,74%. 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. É importante destacar, que tanto o componente PD quanto o Q são recalculados a cada
reajuste tarifário. Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da ESS, até a próxima revisão
tarifária, será de -1,40%, acrescido dos Componentes Pd e Q que deverão ser atualizados 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 5 e 68.
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.

de 24
Custo de
Receitas
Transmissão
Irrecuperáveis
13,8% 0,1%
Custo de
PROINFA
Energia
2,0%
44,2%
CDE
14,2%
Impostos
18,6%
ESS/EER
Custo de 1,4%
Outros
Distribuição
1,0%
23,3%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
Encargos Receitas
Custo de
Setoriais;
Transmissão Irrecuperáveis

; 10,2% 13,7% ; 0,0%
ICMS;
21,2%
Tributos;
Custo de
26,3%
Energia;
PIS/COFINS;
32,6%
Custo de 5,1%
Distribuição;
17,2%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
54. O Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos, que variaram em média 68,21%, acima da variação do IPCA, porém abaixo do IGP-M no mesmo
período, que foram respectivamente 67,22% e 125,44%.

de 24
750
700
650
600 572,46
550 497,35
500 513,89
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0

Revisão RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Revisão
2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Bragantina Caiua Nacional Oeste Vale ESS IGP-M IPCA
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA CONSULTA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL
55. O Gráfico a seguir ilustra a variação ocorrida no efeito médio a ser percebido pelos
consumidores entre a proposta da Consulta/Audiência Pública e o resultado da revisão tarifária.
9,84% 9,90%
6,79%
4,61%
3,41%
3,01%
2,78% 2,67%
2,23% 2,21%
0,00% 0,00%
-0,44%
-0,38%
-3,42%
-3,73%

Encargos Transporte Compra de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
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Final AP
Gráfico 8. Comparação da Proposta da CP 017/2021 e a Final

de 24
56. Em relação a versão submetida à Consulta Pública, destacam-se as alterações no Encargo
de Energia da Reserva- EER, na previsão risco hidrológico e do custo de cobertura dos contratos de energia
térmicas, com a aprovação das faixas de acionamento e dos adicionais das bandeiras tarifárias, foram
aprovados também os novos parâmetros de cálculo desses custos9. No caso específico do EER houve uma
redução de - 0,55% em relação aos valores da Consulta Pública.
57. No caso da previsão de risco hidrológico, o aumento no valor do PLD utilizado no cálculo
conjugado a redução do percentual de GSF, resultou em impacto tarifário 1,57% maior do que proposto
na Consulta Pública.
58. Outro ponto de destaque é CVA Energia que em razão a piora das condições hidrológicas
após a Consulta Pública, o cálculo atualizado resultou em um valor 2,02% maior que o valor proposto.
59. Por fim, desca-se também a inclusão dos financeiros listados abaixo, os quais foram
responsáveis por uma redução tarifária de -3,43% no total:
a. Crédito PIS/COFINS;
b. Redução da previsão de risco hidrológico;
c. Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu; e
d. Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 414).
Subvenção CDE – Descontos Tarifários
60. O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de
julho/2021 a junho/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$ 8.497.876,24 , conforme tabela
seguinte. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os
realizados no período de julho/2020 a junho/2021.
9 Nota Técnica no 59/2021-SRG-SGT-SRM/ANEEL

de 24
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 617.584 | 3.834.080 | 4.451.664 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 32.219 | 585.856 | 618.075 |
| Subsídio Distribuição | 27.456 | 32.253 | 59.709 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (21.107) | 393.131 | 372.025 |
| Subsídio Rural | 101.579 | 1.793.436 | 1.895.015 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 264.815 | 836.574 | 1.101.388 |
| Total | 1.022.546 | 7.475.330 | 8.497.876 |

Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
HOMOLOGAÇÃO DOS NOVOS POSTOS TARIFÁRIOS
61. O Art. 59 da REN 414/2010 disciplina que as distribuidoras devem solicitar à ANEEL a
homologação dos postos tarifários, ponta, intermediário e fora ponta, a serem aprovados nos processos
de revisão tarifária. No presente caso, a ESS solicitou a manutenção dos atuais postos tarifários sendo o
horário de ponta das 18h00 às 21h00, e o posto intermediário uma hora antes e uma hora depois do
horário de ponta.
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
62. 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.
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."

de 24
63. Nos Gráficos 9 e 10 é apresentado o histórico de apuração, os limites globais de DEC e FEC
propostos pela ANEEL antes e após a Consulta Pública. Em relação aos limites globais propostos para o
período 2022 a 2026, a redução média anual é de 2,46% no DEC e de 4,54%
Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da ESS.
Fonte: Nota Técnica nº 078/2021-SRD/ANEEL.

de 24
Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da ESS.
Fonte: Nota Técnica nº 078/2021-SRD/ANEEL.
64. Para avaliar a consistência dos limites globais da ESS, apresenta-se, nos Gráficos 11 e 12,
uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sudeste observa-se que
os limites de DEC e FEC da ESS estão aderentes à realidade da região.

de 24
Gráfico 11. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sudeste.
Fonte: Nota Técnica nº 078/2021-SRD/ANEEL.

de 24
Gráfico 12. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sudeste.
Fonte: Nota Técnica nº 0078/2021-SRD/ANEEL.
65. 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 ESS entre 2016 e 2020:
Tabela 5. Compensações efetuadas pela ESS.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2016 | 202.562 | 601.722,53 |
| --- | --- | --- |
| 2017 | 338.707 | 1.251.117,57 |
| 2018 | 344.633 | 1.299.697,16 |
| 2019 | 289.268 | 1.367.724,51 |
| 2020 | 255.925 | 1.304.314,58 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
66. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;

de 24
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 13/1999.
IV – DISPOSITIVO
67. Diante do exposto e do que consta nos processos nº 48500.004627/2020-87 e
48500.006065/2020-14, voto por APROVAR o resultado da Revisão Tarifária Periódica da Energisa Sul
Sudeste, na forma da Resolução Homologatória anexa, a fim de:
a) homologar o resultado da revisão tarifária periódica da ESS, a vigorar a partir de 12 de
julho de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
9,84%, sendo de 4,32% em média para os consumidores em alta tensão e de 12,12%
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 ESS;
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 ESS, 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 -1,40%;
g) fixar os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022
a 2026 a serem observados pela ESS; e
h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para o período de 2021 a 2025.
Brasília, 6 de julho de 2021.

de 24
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAUJO FEITOSA NETO
Diretor