REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2861/2021
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 de Pernambuco - Celpe.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-04-29
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004617/2020-41 e 48500.006051/2020-92
INTERESSADO: CELPE - Companhia Energética de Pernambuco
RELATORA: Diretor Sandoval de Araujo Feitosa Neto
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos
Serviços de Distribuição – SRD
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Companhia Energética de Pernambuco – Celpe, a
vigorar a partir de 29 de abril de 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 análise
das contribuições recebidas na Consulta Pública nº 3/2021.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição n. 026/2000, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CELPE - Companhia Energética de
Pernambuco, estabelece a data de 29 de abril 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.
3. Em 23 de novembro de 2020, o Processo foi distribuído, por sorteio e de forma antecipada,
à minha relatoria.
4. Em 9 de fevereiro de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública - CP
n. 003, de 2021, com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de
contribuições se estendeu até 29 de março de 2021, sendo que foi realizada Audiência Pública, por
videoconferência, no dia 11 de março de 2021.
5. Em 5 de abril de 2021, a Superintendência de Regulação Econômica e Estudo de Mercado
– SRM enviou, por meio do Memorando n. 052/2021-SRM/ANEEL1, informações sobre os contratos
bilaterias da CELPE.
1 Documento SICNET nº 48580.000207/2021-00.

6. Em 9 de abril de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
enviou, por meio do Memorando n. 074/2021-SRD/ANEEL2, a apuração das perdas na distribuição da
CELPE, consolidada pela Nota Técnica n. 033/2021-SRD/ANEEL3, de mesma data.
7. Em 15 de abril de 2021, a SRD, apresentou por meio da Nota Técnica n. 036/2021SRD/ANEEL, os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da CELPE,
para o período de 2022 a 2025, após análise das contribuições recebidas na consulta pública.
8. Em 16 abril de 2021, a proposta final da revisão tarifária foi encaminhada à CELPE e ao seu
conselho de consumidores. Foram realizadas reuniões virtuais, em função da pandemia de coronavirus,
com o concessionária e com seu conselho de consumidores, respectivamente em 16 e 19 de abril, para
discussão sobre o cálculo da revisão.
9. Em 19 de abril de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF
089/2021-SFF/ANEEL4,
enviou, por meio do Memorando n. os valores solicitados para a composição da
Base de Remuneração, consolidados por meio da Nota Técnica n. 068/2021-SFF/ANEEL5.
10. Em 22 de abril de 2021, realizei reunião com a Celpe.
11. Em 23 de abril de 2021 a CELPE enviou a carta SRE 016/2021, solicitando diferimento da
aplicação de 3,35 pontos percentuais do resultado de sua revisão tarifária, até o processo tarifário
subsequente em 29 de abril de 2022. Nesta mesma data, em função da correpondência enviada pela
concessionária, a proposta final de revisão tarifária foi retificada e novamente encaminhada à
distribuidora e ao seu conselho de consumidores.
12. A SGT, por intermédio da Nota Técnica n. 077/2021-SGT/ANEEL6, de 23 de abril de 2021,
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da CELPE.
13. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
14. A revisão das tarifas da CELPE, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 8,99%, sendo de 11,89%, em média, para os consumidores
conectados na alta tensão e de 8,01%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
15. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1.
Tabela 1. Efeito médio para consumidor
2 Documento SICNET nº 48554.000661/2021-00.
3
Documento SICNET nº 48554.000659/2021-00.
4 Documento SICNET nº 48536.001424/2021-00.
5 Documento SICNET nº 48536.001425/2021-00.
6 Documento SICNET nº 48581.000638/2021-00.

Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 11,89%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,01%
Efeito Médio AT+BT 8,99%
Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021
16. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de custos
que compõem a tarifa e as novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões tarifárias. O custo
médio de construção de redes que teve maiores aumentos, comparados com a revisão de 2017, na alta e
na média tensão.
17. O efeito médio de 8,99% decorre: (i) do reposicionamento econômico (itens de Parcela A
e B), com efeito tarifário de 15,03%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de -1,43%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de -4,62%.
18. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
8,99%
4,90%
4,42%
3,42%
2,29%
-1,43%
-4,62%

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 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
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 CELPE

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

| PARCELA A | 3.741.063.087 4.451.324.002 | 19,0% | 12,74% | 69,4% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 492.866.206 | 739.326.592 | 50,0% | 4,42% | 11,5% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 6.653.361 | 7.337.394 | 10,3% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 218.185.810 | 257.385.399 | 18,0% | 0,70% | 4,0% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 0 | 76.273.445 | 0,0% | 1,37% | 1,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | - | 104.210.860 | 0,0% | 1,87% | 1,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 118.285.865 | 118.393.341 | 0,1% | 0,00% | 1,8% |
| PROINFA | 94.033.082 | 117.045.815 | 24,5% | 0,41% | 1,8% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 55.494.342 | 58.424.708 | 5,3% | 0,05% | 0,9% |
| ONS | 213.745 | 255.630 | 19,6% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 425.700.049 | 616.578.050 | 44,8% | 3,42% | 9,6% |
| Rede Básica | 320.378.899 | 467.318.580 | 45,9% | 2,64% | 7,3% |
| Rede Básica Fronteira | 70.328.113 | 100.845.805 | 43,4% | 0,55% | 1,6% |
| Rede Básica ONS (A2) | - | 347.112 | 0,0% | 0,01% | 0,0% |
| Conexão | 29.298.853 | 41.294.070 | 40,9% | 0,22% | 0,6% |
| Uso do sistema de distribuição | 5.694.184 | 6.772.484 | 18,9% | 0,02% | 0,1% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.822.496.833 3.095.419.359 | 9,7% | 4,90% | 48,3% |  |
| PARCELA B | 1.833.466.581 1.961.196.806 | 7,0% | 2,29% | 30,6% |  |
| Custos Operacionais | 834.925.479 | 829.328.908 | -0,7% | -0,10% | 12,9% |
| Anuidades | 105.557.112 | 116.251.939 | 10,1% | 0,19% | 1,8% |
| Remuneração | 524.533.498 | 608.042.845 | 15,9% | 1,50% | 9,5% |
| Depreciação | 294.892.591 | 366.212.617 | 24,2% | 1,28% | 5,7% |
| Receitas Irrecuperáveis | 116.212.149 | 135.298.274 | 16,4% | 0,34% | 2,1% |
| Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda | (42.654.248) | (93.937.778) 120,2% | -0,92% | -1,5% |  |
| Reposicionamento Tarifário | 5.574.529.669 6.412.520.807 | 15,03% | 100,0% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (79.488.914) | -1,43% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 276.331.450 | 4,96% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 139.684.610 | 2,51% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 174.965 | 0,00% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 13.952.517 | 0,25% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 21.251.008 | 0,38% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 119.828.060 | 2,15% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.580.359 | 0,03% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 154.052.615 | 2,76% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 721.370 | 0,01% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (66.388) | 0,00% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 383.494 | 0,01% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (428.791) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (161.201.569) | -2,89% |  |  |  |
| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (13.320.529) | -0,24% |  |  |  |
| ICMS não compesando na compra de energia | 48.432.727 | 0,87% |  |  |  |
| Reperfilamento de custos de Transporte | (77.201.608) | -1,38% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (14.615.829) | -0,26% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (36.504.357) | -0,65% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (12.895.159) | -0,23% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (181.284.140) | -3,25% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (20.439.317) | -0,37% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (147.289.269) | -2,64% |  |  |  |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (48.254.797) | -0,87% |  |  |  |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 44.269.663 | 0,79% |  |  |  |
| Diferimento CELPE (lastreado nos créditos de Pis/COFINS) | (186.650.000) | -3,35% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,62%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,99%

Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
20. O reposicionamento econômico de 15,03% 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 69,4% dos custos da concessionária, variou em 17,4%,
o que representa um impacto tarifário 12,74%.
22. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 4,42%. Destaca-se, a CDE
Conta Covid, com impacto de 3,24%, dado que a partir dos processos tarifários de 2021 é reconhecida a
amortização dos empréstimos referentes à Conta-Covid, conforme disposto no Decreto n. 10.350, de
2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em
2020.
23. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 3,42%. Destaca-se a
aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e as novas Receitas Anuais Permitidas das
concessionárias de transmissão, conforme Resoluções Homologatórias n. 2.724 e n. 2.726, ambas de julho
de 2020. O aumento dos custos de transporte decorre: (i) das cassações das liminares associadas às ações
movidas contra a Portaria MME n. 120, de 2016; (ii) do processamento de revisões da RAP até então
represadas devido à ausência de definição de metodologia empregada; (iii) novas instalações de
transmissão entrantes no ciclo 2020-2021.
24. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 4,90%. Contribuiu
especialmente para esse efeito o aumento do custo da energia proveniente do contrato bilateral com a
TermoPernambuco (impacto de 3,56%), cujo preço depende da variação do dólar, do IGP-M e da
precificação do combustível. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de
energia:
4,90%
3,56%
0,82%
0,33%
0,16% 0,16%
0,01%
-0,13% -0,01%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Bilateral Geração Proinfa
Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013 Própria
DSP QTD
Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia

Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
Perdas Regulatórias
25. 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 8,98% em relação à energia injetada, uma redução expressiva com relação ao nível
reconhecido no último ciclo tarifário, de 9,98%.
26. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória de
perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média
histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de chegada da trajetória é
estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que atuam em áreas tão ou mais
complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores.
No caso da CELPE, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 13,17%
sobre o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução.
Custos da Parcela B
27. A Parcela B, que representa os custos com a atividade de distribuição, é o objeto central
das metodologias das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela 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 30,6% dos custos da
concessionária e variou em 7,0%, o que representa um impacto tarifário de 2,29%
28. 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.
29. A aplicação da metodologia indicou a manutenção 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 ficassem menores do que o nível reconhecido nas tarifas atuais,
variação de -0,7%, com impacto na revisão tarifária foi de -0,10%.

- 0,1%
100% 99,9%

Custo Operacional Efeito Custo Custo Operacional
Processo Anterior Operacional Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Nota Técnica nº 017/2021-SGT/ANEEL, de 08/02/2021
30. 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.
31. A respeito da remuneração do capital, houve variação de 15,9% em relação aos valores
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 1,50%. A situação adveio
principalmente do aumento da Base de Remuneração Líquida, que passou de R$ 4,138 bilhões (R$ 3,514
bilhões a preço de abril/2017) para R$ 5,648 bilhões, ambos a preço de abril/21. Por outro lado, a taxa
média de remuneração diminuiu desta revisão comparadas com a de 2017. O Gráfico 3 demonstra os
efeitos que explicam a variação na remuneração de capital.
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.

32. A quota de reintegração regulatória variou 24,2% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 1,25%. O aumento proveio da variação da Base
de Remuneração Bruta, que passou de R$ 7,352 bilhões (R$ 6,247 bilhões a preço de abril/17) para R$
9,229 bilhões, ambos a preço de abril/2021. Houve ainda leve aumento na taxa média de depreciação em
relação à última revisão tarifária (de 3,96% para 4,00%). O Gráfico 4 demonstra ambos os efeitos.
1,0%
23,1%
124,2%
100%

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 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021
33. A cobertura para anuidades variou 10,3% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas,
com impacto de 0,20% na revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios
adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória,
da qual o cálculo das anuidades depende.
34. As receitas irrecuperáveis variaram 16,4% em relação aos valores tarifários atuais, com
impacto de 0,34% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios de
inadimplência que são admitidos para a CELPE e da atualização da base de cálculo sobre a qual é apurada
a cobertura das receitas irrecuperáveis.
35. 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.
36. 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).

37. O efeito tarifário referente as outras receitas nesta revisão tarifária foi de -0,15%. 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 redudores da Parcela B, sendo o efeito de -0,72%, totalizando o valor de -0,87% apresentado
na Tabela 2.
Componentes Financeiros
38. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da CELPE:
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 276.331.450 | 4,96% |
| CVA em processamento -Transporte | 139.684.610 | 2,51% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 174.965 | 0,00% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 13.952.517 | 0,25% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 21.251.008 | 0,38% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 119.828.060 | 2,15% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.580.359 | 0,03% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 154.052.615 | 2,76% |
| Ajuste CUSD | 721.370 | 0,01% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (66.388) | 0,00% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 383.494 | 0,01% |
| Conselho de Consumidores | (428.791) | -0,01% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (161.201.569) | -2,89% |
| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (13.320.529) | -0,24% |
| ICMS não compesando na compra de energia | 48.432.727 | 0,87% |
| Reperfilamento de custos de Transporte | (77.201.608) | -1,38% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (14.615.829) | -0,26% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (36.504.357) | -0,65% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (12.895.159) | -0,23% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (181.284.140) | -3,25% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (20.439.317) | -0,37% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (147.289.269) | -2,64% |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (48.254.797) | -0,87% |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 44.269.663 | 0,79% |
| Diferimento CELPE (lastreado nos créditos de Pis/COFINS) | (186.650.000) | -3,35% |
| Total | (79.488.914) | -1,43% |

Fonte: Nota Técnica nº 017/2021-SGT/ANEEL, de 08/02/2021.
39. Merece destaque o montante do financeiro de reversão da Conta-Covid, cujos montantes
somados implicaram em impacto de -8,27% na revisão. Os montantes em questão equivalem a 100%
totalidade dos valores a serem revertidos pela CELPE da Conta-Covid.
40. Ainda quanto aos financeiros, vale destacar que a CELPE pediu diferimento de R$ 186,65
milhões, com efeito de -3,35% neste processo condicionado a reconhecimento de direito a formação de
um ativo regulatório que será considerado como componente financeiro no processo tarifário de abril de

2022. A medida é importante para atenuar o impacto tarifário e tende a não prejudicar a prestação do
serviço, dado que a distribuidora tem uma probabilidade razoável de iniciar a compensação de créditos
tributários ao longo do próximo período tarifário. Os créditos decorrem das ações judiciais que retiram o
ICMS da base de cálculo do PIS/Pasep e da Cofins. Nesse sentido, a redução da receita tarifária pode ser
compensada pela utilização de tais créditos. Da mesma forma, o futuro reconhecimento do valor diferido,
no processo tarifário de 2022, pode ser mitigado pelo reconhecimento das devolução para os
consumidores dos créditos tributários que porventura tenham sido compensados.
41. Outro financeiro significativo refere-se ao reperfilamento da remuneração dos ativos não
depreciados referente a Rede Básica de Sistema Existente (RBSE), com impacto de -1,38%. A Diretoria
da ANEEL decidiu, na 4ª Reunião Pública Extraordinária, realizada no dia 22 de abril de 2021, pelo
"reperfilamento" dos pagamentos de que trata a Portaria MME n. 120/2016. Os pagamentos foram
postergados, assegurado a preservação do valor presente líquido. Os impactos do reperfilamento no ciclo
2021-22 das receitas das transmissoras foi estimado e considerado como componente financeiro negativo
no presente processo.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
42. 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.
43. 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.
44. 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
0,39%.
45. 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 CELPE é de -0,07%.
46. 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 2018 e 2019, resultando em 0,43%. 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. Informa-se que este valor é provisório pois as informações de 2020 serão processadas em
março deste ano, e na versão final deste processo será utilizada a variação dos indicadores entre os anos
de 2019 e 2020.

47. Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CELPE, até a próxima revisão
tarifária, será de 0,32%, acrescido do Componente Q que deve ser atualizado em cada processo de
reajuste.
48. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 77.
Custo de
Custo de
Transmissão
PROINFA
Energia… 9,6%
1,8%
CDE
Encargos
6,8%
Setorias
11,5%
ESS/EER
1,8%
Outros
Custo de
Distribuição 1,0%
30,6%
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
7,0% 8,3%
ICMS
Custo de 21,7%
Energia
34,9%
Tributos
27,6%
PIS/COFINS
Custo de 5,9%
Distribuição
22,1%
Gráfico 7. Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
49. O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos, que variaram 79,9%, abaixo da variações do IGP-M e acima da variação do IPCA no mesmo período,
respectivamente 119,4% e 73,3%.
7
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.

B1 - Residencial
IGPM
IPCA 619,48
574,34
549,33
521,56
480,36
441,06
395,17
361,32
344,27 350,58 355,65
296,20 298,77
Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão

2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021.
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 n. 29, de 2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do
Módulo 8 do PRODIST8.
51. No Gráfico 8 é apresentado o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC
e FEC para a CELPE. Em relação aos limites globais propostos para o período 2022 a 2025, a redução média
anual é de 3,04% no DEC e de 4,35% no FEC.
8 "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 CELPE.
Fonte: Nota Técnica nº 036/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CELPE.
Fonte: Nota Técnica nº 036/2021-SRD/ANEEL.
52. Para avaliar a consistência dos limites globais da CELPE, apresenta-se, nos Gráficos 11 e 12,
uma comparação com os limites das distribuidoras de grande porte da região Nordeste observa-se que os
limites de DEC e FEC da CELPE estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 11. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Nordeste.
Fonte: Nota Técnica nº 036/2021-SRD/ANEEL.
Gráfico 12. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Nordeste.
Fonte: Nota Técnica nº 0063/2020-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 CELPE entre 2016 e 2019:
Tabela 5. Compensações efetuadas pela EBO.

| Ano | Nº de Compensações | Compensação (R$) |
| --- | --- | --- |
| 2016 | 5.030.187 | 13.748.558 |
| 2017 | 5.589.867 | 18.145.601 |
| 2018 | 3.937.230 | 12.948.600 |
| 2019 | 3.800.889 | 16.124.597 |
| 2020 | 4.289.522 | 19.769.054 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
54. 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 026/2000.
IV – DISPOSITIVO
55. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 026/2000, no que constam
dos Processos n. 48500.004617/2020-41 e n. 48500.006051/2020-92, VOTO:
a) pela aprovação do resultado da quinta revisão tarifária periódica da CELPE, a vigorar a
partir de 29 de abril de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 8,99%, sendo de 11,89%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 8,01%, em média, para os consumidores conectados na Baixa
Tensão;
b) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica
– TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;
c) pelo estabelecimento do valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo;

d) 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 CELPE,
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
e) pela definição dos postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
f) pela fixação do componente T e do componente Pd do Fator X em -0,07% e 0,39%,
respectivamente;
g) pela fixação do referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2021,
2022, 2023 e 2024, conforme tabela abaixo:

2021 2022 2023 2024
8,9758% 8,9758% 8,9758% 8,9758%
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 13,1700% 13,1700% 13,1700% 13,1700%
h) pela aprovação 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 2025.
Brasília, 27 de abril de 2021
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor