REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2857/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - Coelba.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-04-22
Autor: ANEEL

8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
Brasília, 16/03/2021
4ª Reunião Pública Extraordinária da Diretoria
Brasília, 22/04/2021
VOTO
PROCESSO: 48500.0005012/2020-78
INTERESSADOS: COELBA - Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da COELBA - Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia,
a vigorar a partir de 22 de abril de 2021.
I. RELATÓRIO
A COELBA é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica sediada
na cidade de Salvador/BA e atende cerca de 6,2 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de
energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 8,6 bilhões.
2. Em 14 de abril de 2020, foi aprovado o reajuste tarifário anual da COELBA, conforme
Resolução Homologatória – REH nº 2.675/2020, por meio da qual as tarifas foram, em média, reajustadas
em 5,00%.
3. Importante ressaltar que, como parte de ações para atenuação dos efeitos da pandemia
de Covid-19, as tarifas homologadas por meio da REH 2.675/2020 só tiveram sua vigência a partir de 1º
de julho de 2020, permanecendo entre 22 de abril e 30 de junho de 2020, as vigentes desde 22 de abril
de 2019 (REH 2.533/2019), conforme estabelecido no artigo 13 da REH 2.675/2020.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº Erro! Fonte de referência não
encontrada.-ANEEL.

4. Em função dessa postergação de vigência das tarifas aprovadas no RTA de 2019 até 30 de
junho de 2020, foi necessário no âmbito do atual processo tarifário de 2021 o cômputo de componente
financeiro específico, bem como processamento de ajuste de subsídios, em ambos os casos relativos ao
período de 22 de abril a 30 de junho de 2020, conforme reportado mais adiante neste voto.
5. No dia 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa
nº 885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor
elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública (CONTA-COVID) reconhecido pelo Decreto
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020;
e dispôs sobre outras providências.
6. Na 8ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 16 de março de 2021, foram apreciados pela
Diretoria da Aneel os pedidos de reconsideração interpostos contra a REH 2.672/2020, que homologou o
Reajuste Tarifário Anual de 2020 da distribuidora, sendo então publicado o Despacho nº 678/2021, cujos
efeitos foram contemplados nesse processo tarifário
7. Em 12 de abril de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da COELBA as
planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015.
Posteriormente, em 16 e 20 de abril deste ano, foram encaminhadas mensagens informando atualizações
do cômputo desse reajuste tarifário.
8. Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo
patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições desfavoráveis
para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram desenvolvidos pela
ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as
empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste
ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a
sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos foram
incorporados a esse processo tarifário e serão apresentados neste voto.

9. A concessionária, em correspondência de 16 de abril de 2021 2 , após reunião por
videoconferência realizada com este relator, sua assessoria e a SGT, protocolou proposta visando a
atenuação complementar de impactos tarifários do atual reajuste. Posteriormente, em 19 de abril, em
nova correspondência3 foi confirmada pela Coelba a alteração de montante de diferimento do atual
reajuste, considerada nesse voto.
10. Em 20 de abril de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota
Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL4, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021.
II. FUNDAMENTAÇÃO
11. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da COELBA conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 8,98%, sendo de 12,28%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 7,82%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 12,28%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 7,82%
Efeito Médio AT+BT 8,98%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
12. A diferença de efeito para os consumidores conectados em alta tensão e baixa tensão se
deve em boa parte pela forte pressão de custos alocados na TUSD, que impactam mais os consumidores
da AT, como o aumento da CDE e dos custos de rede básica. Esse fator é potencializado em função da
participação de consumidores livres no mercado da concessionária.
13. O efeito médio de 8,98% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 23,09% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a uma redução de -9,78%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
2
Carta SRE/COELBA 008, SIC 48513.010395/2021-00.
3 Carta SRE/COELBA 009, SIC 48513.010514/2021-00.
4 Documento SIC nº 48581.000611/2021-00.

estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -4,33%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
12,00%
8,98%
4,38%
3,54%
3,16%
-4,33%
-9,78%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
14. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação Participação

DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 5.161.555.851 6.117.637.721 | 18,5% | 11,09% | 57,6% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 735.691.211 1.041.279.428 | 41,5% | 3,54% | 9,8% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 13.200.985 | 17.066.710 | 29,3% | 0,04% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 329.374.673 | 387.101.043 | 17,5% | 0,67% | 3,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | - | 98.854.879 | 0,0% | 1,15% | 0,9% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 0 | 99.894.314 | 0,0% | 1,16% | 0,9% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 172.464.371 | 173.004.122 | 0,3% | 0,01% | 1,6% |
| PROINFA | 134.690.637 | 174.027.223 | 29,2% | 0,46% | 1,6% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 85.645.163 | 90.946.327 | 6,2% | 0,06% | 0,9% |
| ONS | 315.382 | 384.809 | 22,0% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 712.553.861 1.090.373.307 | 53,0% | 4,38% | 10,3% |  |
| Rede Básica | 538.258.458 | 826.360.641 | 53,5% | 3,34% | 7,8% |
| Rede Básica Fronteira | 109.709.408 | 170.886.159 | 55,8% | 0,71% | 1,6% |
| Rede Básica ONS (A2) | 963.576 | 1.025.663 | 6,4% | 0,00% | 0,0% |
| Rede Básica Export. (A2) | 1.887.473 | 2.010.280 | 6,5% | 0,00% | 0,0% |
| Conexão | 54.728.599 | 82.414.203 | 50,6% | 0,32% | 0,8% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 7.006.347 | 7.676.360 | 9,6% | 0,01% | 0,1% |
| Custos de Aquisição de Energia | 3.713.310.779 3.985.984.986 | 7,3% | 3,16% | 37,6% |  |
| PARCELA B | 3.461.813.984 4.496.925.221 | 29,9% | 12,00% | 42,4% |  |
| IRT | 8.623.369.836 10.614.562.942 | 23,09% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | - 843.405.468 | -9,78% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 384.041.470 | 4,45% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 265.120.194 | 3,07% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (4.649.420) | -0,05% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 32.960.089 | 0,38% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 41.160.446 | 0,48% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 51.907.563 | 0,60% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.019.394 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 228.199.316 | 2,65% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 506.406 | 0,01% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (386.815) | 0,00% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 2.587.455 | 0,03% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (238.547.646) | -2,77% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (16.995.641) | -0,20% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (41.969.360) | -0,49% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (18.004.625) | -0,21% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (258.232.450) | -2,99% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (23.445.975) | -0,27% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (68.921.739) | -0,80% |  |  |  |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (79.035.346) | -0,92% |  |  |  |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 72.042.396 | 0,84% |  |  |  |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 | (135.328.473) | -1,57% |  |  |  |

Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exced (248.133.680) -2,88%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (RE (18.002.327) -0,21%

Crédito PIS/COFINS sobre ICMS (78.564.994) -0,91%
Diferimento (692.731.709) -8,03%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,33%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,98%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

15. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 57,6% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 11,09% pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos.
a) Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio
de 3,54%. Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE, começou a ser pago o empréstimo
referente à Conta-Covid, denominado CDE - CONTA COVID, conforme disposto no Decreto nº
10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das
distribuidoras em 2020. Com isso, os efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta
Covid alocada na TE e na TUSD, são, respectivamente, de 1,15% e 1,16%. Por sua vez, para a CDE
– USO está sendo considerada a previsão, objeto da Consulta Pública 72/20205, com impacto de
0,67% no efeito médio das tarifas.
b) Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio de 4,38%. Sobre esse
item, destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de
2020, as quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas das
concessionárias de transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão.
c) Custos de aquisição de energia – já os custos de compra de energia representaram uma variação
tarifária de 3,16%. Contribuíram significativamente para essa variação: os custos decorrentes dos
contratos bilaterais (impacto de 1,37%), os quais são atualizados, em sua grande maioria, pelo
Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M). As contribuições das diferentes modalidades de
contratação podem ser observadas no gráfico abaixo:
5 Tendo em vista que ainda não houve a homologação dos valores definitivos das cotas de CDE USO para o ano de 2021, foram
utilizados como previsão (cobertura) os valores provisórios, submetidos pela ANEEL à consulta pública, conforme Nota Técnica
nº 238/2020-SGT/ANEEL (Documento Sic. 48581.001955/2020-00). Destaque-se que eventual diferença em relação aos valores
efetivamente pagos será revertida no cálculo da CVA de 2022. Acresce-se ao montante o recolhimento das quotas mensais da
CDE CONTA COVID, para amortização da operação de crédito contratada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
– CCEE, conforme Despacho nº 181, de 26 de janeiro de 2021.

3,16%
1,37%
0,81%
0,50%
0,37% 0,31%
0,02% 0,01%
-0,11% -0,13%

Total CCEAR CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Bilateral Proinfa
Existente Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I e II 12.783/2013

DSP QTD DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
16. A SGT, no âmbito dos custos de RB e Conexão, analisou a necessidade de devolução à
modicidade tarifária dos custos incorridos pelos consumidores da COELBA pela não utilização efetiva das
SE Polo e Poções II. Todavia, como a Portaria ANEEL nº 5.787, de 21 de maio de 2019, não determina
competência para análise dos casos de pendências impeditivas de terceiros à SGT, acato o entendimento
da área técnica de que a análise dos casos em questão deve ser concluída tão-somente após manifestação
e indicação das áreas responsáveis pela análise, quais sejam, SFE e SRT.
17. Desse modo, resta emitir determinação para que a SFE e SRT, sob coordenação daquela,
acompanhem as conclusões das análises relativas às pendências impeditivas atribuídas à COELBA quanto
às SE Polo e Poções II e, ainda, passem a encaminhar casos semelhantes à SGT apenas após exauridas as
possibilidades de recursos dos envolvidos.
18. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 42,4% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 12,00% do total do efeito
médio a ser percebido pelos consumidores.
19. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2020 e
março de 2021 do IGP-M (de 31,10%), subtraída do Fator X (de 1,20%), o que totaliza 29,90%.

20. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
(sem6 tributos7),

Distribuidora e com os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição,
além do pagamento dos encargos setoriais.
Custo de
Custo de
Energia
Transmissão
37,6% PROINFA
10,3%
1,6%
CDE
Encargos
5,5%
Setorias
9,8% ESS/EER
1,6%
Outros
Custo de
Distribuição 1,0%
42,4%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
6 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
7 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 21,26% para o ICMS e de 5,74% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 27,00% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 36,99% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
7,5%
7,2%
Custo de
Energia
ICMS
27,4% 21,3%
Tributos
27,0%
PIS/COFINS
Custo de 5,7%
Distribuição
30,9%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
21. Quanto aos componentes financeiros8 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -9,78% no atual reajuste da COELBA, conforme indicado na Tabela 2.
22. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em Processamento
– Energia, com efeito de 4,45%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no
período de apuração da CVA.
23. Conforme reportado no início deste Voto, foram estudados e elaborados mecanismos para
mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade
de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia
que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos, juntamente com a reversão dos valores transferidos à
COELBA no âmbito da CONTA COVID, foram incorporados a esse processo tarifário e contribuíram
substancialmente para a redução tarifária e estão mencionados a seguir. Maiores detalhes a respeito
constam da Nota Técnica 69/2021-SGT/ANEEL.
8 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos
pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros
considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid. Trata-se da reversão dos valores transferidos
para a COELBA de recursos da CONTA-COVID. Os montantes em questão equivalem a totalidade dos
valores recebidos pela distribuidora na CONTA-COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e
correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, totalizando um impacto de
-5,87%. Considerando a inclusão neste processo tarifário do encargo setorial referente à CDE – Conta
COVID, correspondente a impacto de 2,30%, resta o expressivo efeito de redução de 3,57% a ela devido.
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE. Trata-se de
componente financeiro associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000,
relacionado a remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de
2017, que, segundo parecer da douta procuradoria da Aneel, deve ser atualizada pela taxa referente ao
custo de capital próprio até 1º de julho de 2020 e incorporada à RAP das transmissoras a partir do ciclo
2020-2021, pelo prazo de oito anos. Segundo noticiado pela SGT, "considerando que durante os ciclos de
2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos associados não continham a remuneração nos termos da Portaria
nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, 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". Dessa forma, para este processo tarifário, foi calculado um componente
financeiro negativo para a COELBA, no valor de R$ 135.328.473, equivalente ao montante de redução dos
custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao patamar de custos de transmissão vigentes
que, por força do Contrato de Concessão, compõem a cobertura econômica nos processos tarifários de
distribuição. Esse componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 1,57%.
c) Financeiro Extraordinário de Antecipação da Reversão de Receitas de Ultrapassagem
de Demanda e Excedente de Reativos – UDER. Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do
PRORET, os valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas
que ainda não assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da
Parcela B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3CRTP. No entanto, como parte das soluções

desenvolvidas com o intuito de mitigar a pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste
processo de reajuste tarifário, está sendo considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos
faturados entre a última revisão tarifária da concessionária e competência mais recente disponível,
conforme valores declarados pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL,
de 06 de abril de 2021. Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$
248.133.680, contribuindo com uma redução tarifária de 2,88%. Cumpre destacar que na próxima revisão
tarifária da concessionária, momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro
de contas e o acerto entre os valores de UD e ER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo
2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um
spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante antecipado.
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 414/2010). Também
contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade tarifária,
associados à REN nº 414/2010. 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 nº414º2010 e (ii) aos créditos que, após 60 (sessenta) meses da data do faturamento, não
puderem ser restituídos ao consumidor, previstos no § 7º do Art. 88 da REN nº 414/2010, cujo volume
informado e contabilizado pela distribuidora até dezembro/2020 representa R$ 18.002.327, contribuindo
para redução do efeito em 0,21%. Vale ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão
por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.
e) Créditos de PIS/COFINS. Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que
questionam a incidência sobre ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL,
estando o tema em Consulta Pública nº 05/2021. No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações
excepcionais, autoriza o uso antecipado a conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do
valor total de potencial crédito associado a respectiva ação judicial. Em 23/03/2021, a concessionária

solicitou9 a consideração da antecipação da reversão dos valores oriundos de créditos decorrentes da
exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/PASEP e da COFINS, como componente financeiro negativo
extraordinário a ser compensado do montante total habilitado pela Receita Federal do Brasil.
Posteriormente10, em 16 de abril esse valor foi atualizado, com ajuste final em 19 de abril11, sendo a
proposta acatada por essa relatoria. Neste sentido, os valores informados pela COELBA foram
considerados no processo, sendo créditos dos valores já compensados pela distribuidora, da ordem de R$
78.564.994, com impacto estimado de -0,91% e diferimento lastreado na expectativa de compensações
futuras, no valor de R$ 692.731.709, com impacto estimado de -8,03%.
24. Assim, cabe reconhecer a formação de um ativo regulatório no processo tarifário de 2021,
decorrente do diferimento do componente financeiro associado à recuperação de créditos de PIS/PASEP
e COFINS, no valor de R$ 692.731.709, que deverá ser atualizado pela SELIC.
25. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros,
9
Carta SER/Coelba/006/2021 (SicNet nº 48513.007745/2021-00)
10 Carta ser/Coelba/008/2021 (SicNet nº 48513.010395/2021-00)
11 Carta ser/Coelba/009/2021 (SicNet nº 48513.010514/2021-00)

Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 384.041.470 | 4,45% |
| CVA em processamento -Transporte | 265.120.194 | 3,07% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (4.649.420) | -0,05% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 32.960.089 | 0,38% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 41.160.446 | 0,48% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 51.907.563 | 0,60% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.019.394 | 0,01% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 228.199.316 | 2,65% |
| Ajuste CUSD | 506.406 | 0,01% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (386.815) | 0,00% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 2.587.455 | 0,03% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (238.547.646) | -2,77% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (16.995.641) | -0,20% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (41.969.360) | -0,49% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (18.004.625) | -0,21% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (258.232.450) | -2,99% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (23.445.975) | -0,27% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (68.921.739) | -0,80% |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (79.035.346) | -0,92% |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 72.042.396 | 0,84% |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 | (135.328.473) | -1,57% |

Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Ex (248.133.680) -2,88%

| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores | (18.002.327) | -0,21% |
| --- | --- | --- |
| Crédito PIS/COFINS sobre ICMS | (78.564.994) | -0,91% |
| Diferimento | (692.731.709) | -8,03% |
| Total | (843.405.468) | -9,78% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
26. Um outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, é
a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária no período de 2012 a 2021 (53,4%) e as variações
do IGP-M (112,5%) e do IPCA (64,7%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
27. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de abril/2021 a março/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de
abril/2020 a março/2021. Os montantes de ajuste consideram também o provimento de diferenças
devidas à postergação de tarifas do RTA de 2020 no período de 22 de abril a 30 de junho de 2020. Além
disso, no valor apurado de ajuste está incluído o montante aprovado por meio do Despacho nº 678/2021,
que concedeu provimento parcial a recurso administrativo da distribuidora em face da REH 2.672/2020.
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 5.401.854 | 21.266.999 | 26.668.853 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 743.916 | 2.859.990 | 3.603.906 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (778.739) | 1.637.711 | 858.972 |
| Subsídio Rural | (1.217.942) | 5.221.206 | 4.003.264 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 2.460.897 | 18.706.838 | 21.167.735 |
| Total | 6.609.987 | 49.692.742 | 56.302.729 |

IV. DIREITO
28. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei nº
9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; iv) Decreto nº

7.246, de 28/7/2010; v) Decreto nº 7.945, de 7/3/2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público
de Distribuição de Energia Elétrica nº 010/1997-ANEEL.
V. DISPOSITIVO
29. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.0005012/2020-78, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da COELBA - Companhia de
Eletricidade do Estado da Bahia, a vigorar a partir de 22 de abril de 2021, que conduz
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 8,98%, sendo 12,28% para os
consumidores em alta tensão e 7,82% para os consumidores em baixa tensão;
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da COELBA;
c) Estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como DIT de uso exclusivo; e
d) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à COELBA,
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
30. Voto ainda por estabelecer que o Diferimento de Parcela B a ser revertido no processo
tarifário subsequente seja atualizado pelo IPCA.
Brasília, 22 de abril de 2021.
(Assinatura Digital)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor