REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 11955/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Autoriza a revisão da configuração dos conjuntos de unidades consumidoras e estabelece os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da Companhia Sul Sergipana de Eletricidade – Sulgipe para os anos de 2023 a 2027.
Assunto: Autorização
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-06-21
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.003574/2021-68 e 48500.000455/2022-34
INTERESSADO: Companhia Sul Sergipana de Eletricidade - SULGIPE
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da SULGIPE - Companhia Sul Sergipana de
Eletricidade, a vigorar a partir de 22 de maio de 2022, 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 2023 a
2027, após conclusão da fase da Consulta Pública nº 04/2022.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 091/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da SULGIPE - Companhia Sul Sergipana
de Eletricidade, estabelece a data de 22 de maio de 2022 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 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória nº 1.078 dispôs sobre medidas
destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de
escassez hídrica, autorizando-se a contratação de operação financeira para fazer face aos impactos
financeiros decorrentes da implementação de medidas de enfrentamento da crise hidroenergética e dos
diferimentos aplicados nos processos tarifários anteriores à liberação dos recursos da operação
financeira.
4. Nessa mesma data, o Decreto nº 10.939 regulamentou a MP nº 1.078/2021, sobre medidas
destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de
escassez hídrica.
5. Em 5 de janeiro de 2022, foi publicada a Lei nº 14.299, que instituiu subvenção econômica
às concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica com mercados próprios inferiores
a 350 GWh (trezentos e cinquenta gigawatts-hora) anuais, aplicável à SULGIPE.

6. Já em 15 de fevereiro de 2022, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública n°
04/2022 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária da distribuidora. O
período de contribuições ocorreu entre 16 de fevereiro de 2022 e 1º de abril de 2022, com a Audiência
Pública, por videoconferência, realizada em 10 de março de 2022.
7. Em 10 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica Nota Técnica nº 22/2022–
SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL, que versa sobre medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, e que regulamenta a Medida
Provisória nº 1.078, de 13 de dezembro de 2021, após análise das contribuições recebidas na Consulta
Pública nº 02/2022.
8. Pela Nota Técnica nº 23/2022-SRD/ANEEL1, de 5 de abril de 2022, a Superintendência de
Regulação dos Serviços de Distribuição-SRD apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para
o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos de unidades
consumidoras da Sulgipe, para os anos de 2023 a 2027.
9. Em 6 de abril de 2022, a SRD enviou Memorando nº 82/2022-SRD/ANEEL2, a respeito da
apuração das perdas na distribuição da concessionária.
10. As contribuições à Consulta Pública nº 04/2022 foram analisadas e respondidas pela Nota
Técnica nº 51/2022-SGT/ANEEL3, de 14 de abril de 2022.
11. Em 27 de abril de 2022, as informações concernentes à validação de pagamentos da Parcela
A, Garantias Financeiras, Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos da
distribuidora foram prestadas pelo Memorando nº 118/2022-SFF/ANEEL4, retificado pelo Memorando nº
122/2022-SFF/ANEEL5, de 3 de maio de 2022.
12. A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por intermédio do
125/2022-SFF/ANEEL6,
Memorando nº de 3 de maio de 2022, informou a validação dos dados para a
composição da Base de Remuneração da distribuidora.
13. Em 9 de maio de 2022, uma proposta provisória do cálculo da revisão tarifária foi
encaminhada, via e-mail, à SULGIPE e ao conselho de consumidores 7.
14. Em 11 de maio de 2022, a SGT se reuniu com os representantes do Conselho de
Consumidores, para tratar do cálculo final da revisão da distribuidora. A SULGIPE dispensou a realização
de reunião.
1 48554.000769/2022-00.
2
48554.000786/2022-00.
3 48581.001281/2022-00.
4
48536.001505/2022-00.
5 48536.001539/2022-00.
6 48536.001563/2022-00.
7 48581.001456/2022-00.

15. Por fim, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica nº
70/2022-SGT/ANEEL8, de 11 de maio de 2022, consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da
SULGIPE.
16. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
17. A revisão das tarifas da SULGIPE, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,54%, sendo de 2,06%, em média, para os
consumidores conectados na alta tensão e de 17,00%, em média, para os consumidores conectados na
baixa tensão.
18. 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) 2,06%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 17,00%
Efeito Médio AT+BT 12,54%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
19. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo deve-se à aplicação da Lei nº 14.299,
de 5 de janeiro de 2022, que instituiu subvenção econômica às concessionárias do serviço público de
distribuição de energia elétrica com mercados próprios inferiores a 350 GWh (trezentos e cinquenta
gigawatts-hora) anuais. Destaca-se que essa diferença se deu pela aplicação da referida Lei para os
consumidores do Grupo B desde a republicação das tarifas para esse subgrupo pela REH n°3.009/2022,
ou seja, o consumidor de Baixa Tensão já percebeu o impacto de redução tarifária advinda da Lei,
Conforme decisão da Diretoria Colegiada9, a partir da presente revisão, serão aplicadas, também para
alguns dos consumidores do Grupo A, as tarifas da Energisa Sergipe – ESE.
20. O efeito médio de 12,54% e decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 2,20%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual processo tarifário, com efeito tarifário de 11,59%; (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de 4,59%; e (iv) da aplicação da Lei nº 14.299, de 5 janeiro de 2022, com efeito de -5,84%.
8
48581.001460/2022-00.
9 Processo 48500. 000184/2022-17

21. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
12,54%
11,59%
5,34%
4,59%
2,82%
0,00%
-0,60%
-5,36%
-5,84%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Subvenção Lei Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros nº 14.299 com aplicação
Anteriores da Lei 14.299
Gráfico - 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
22. O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com
a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes.
23. 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

Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação

| Verificada (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 114.794.721 | 113.606.548 | -1,0% | -0,62% | 58,2% |
| Encargos Setoriais | 19.708.056 | 29.898.431 | 51,7% | 5,34% | 15,3% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 334.383 | 324.826 | -2,9% | -0,01% | 0,2% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 7.807.034 | 12.893.880 | 65,2% | 2,67% | 6,6% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 3.620.344 | 3.384.737 | -6,5% | -0,12% | 1,7% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 1.333.957 | 1.287.364 | -3,5% | -0,02% | 0,7% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 1.140.943 | 4.129.254 261,9% | 1,57% | 2,1% |  |
| PROINFA | 3.767.262 | 5.912.674 | 56,9% | 1,12% | 3,0% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 1.704.134 | 1.965.696 | 15,3% | 0,14% | 1,0% |
| Custos de Transmissão | 25.218.052 | 24.066.902 | -4,6% | -0,60% | 12,3% |
| Rede Básica | 13.160.961 | 11.376.360 -13,6% | -0,94% | 5,8% |  |
| Rede Básica Fronteira | 7.467.214 | 7.464.512 | 0,0% | -0,00% | 3,8% |
| Conexão | 4.589.877 | 5.226.030 | 13,9% | 0,33% | 2,7% |
| Custos de Aquisição de Energia | 69.732.630 | 59.510.749 -14,7% | -5,36% | 30,5% |  |
| Receitas Irrecuperáveis | 135.983 | 130.465 | -4,1% | -0,00% | 0,1% |
| PARCELA B | 76.050.670 | 81.436.322 | 7,1% | 2,82% | 41,8% |
| Custos Operacionais | 49.810.031 | 49.742.304 | -0,1% | -0,04% | 25,5% |
| Anuidades | 8.190.894 | 9.113.492 | 11,3% | 0,48% | 4,7% |
| Remuneração | 14.064.682 | 18.108.817 | 28,8% | 2,12% | 9,3% |
| Depreciação | 5.980.768 | 7.644.864 | 27,8% | 0,87% | 3,9% |
| UD+ER+OR | (1.995.704) | (3.173.156) 59,0% | -0,62% | -1,6% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 190.845.391 | 195.042.869 | 2,20% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 22.123.921 | 11,59% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 6.802.985 | 3,56% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 2.248.454 | 1,18% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 3.753.328 | 1,97% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (519.013) | -0,27% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 3.191.529 | 1,67% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 404.073 | 0,21% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.090.695) | -0,57% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 14.247 | 0,01% |  |  |  |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 112.692 | 0,06% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (69.342) | -0,04% |  |  |  |

Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 75 0,00%

| Previsão de Risco Hidrológico | 4.331.979 | 2,27% |
| --- | --- | --- |
| Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE | 4.186.856 | 2,19% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (845.857) | -0,44% |
| Conselho de Consumidores | (207.444) | -0,11% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (173.730) | -0,09% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 2 | (16.214) | -0,01% |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 4,59%
Efeito Médio sem aplicação da Lei 14.299 18,38%
Efeito Subvenção Lei 14.299 -5,84%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,54%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT
24. O reposicionamento econômico de 2,20% é derivado das variações de custos da Parcela A
e da Parcela B.

Parcela A
25. 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 representou 58,2% dos custos da concessionária, com impacto
tarifário de -0,62%.
26. Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 5,34%, com destaque para a
nova cota de CDE (Uso) de 2022 para a distribuidora, cujo efeito foi de 2,67%, o aumento dos ESS e EER,
com impacto de 1,57%, e do Proinfa, com impacto de 1,12%.
27. Os custos de transmissão impactaram a revisão em -0,60%, principalmente em decorrência
da aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as novas Receitas Anuais
Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão para o ciclo 2021-2021, conforme Resoluções
Homologatórias nº 2.895 e 2.896/2021. A redução dos custos de transporte se deve principalmente ao
reperfilamento da dívida da RBSE no cálculo das novas tarifas.
28. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a uma
variação no efeito médio de -5,36%, com destaque para o encerramento do contrato de suprimento com
a Energisa Sergipe, ocorrido em 31 de dezembro de 2021, e a contratação de energia por chamada pública
com a Santa Maria Comercializadora, com início em 1º de janeiro de 2022, com impacto direto de -4,89%.
Como consequência, a consideração de montante adicional de energia associada às usinas do regime de
cotas, definido na Lei 12.783/2013, implicou em impacto de -1,46%. Desta forma, percebe-se a redução
do mix da empresa, que passou de R$ 195,58/MWh para R$ 158,04/MWh.
Perdas Regulatórias
29. 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 11,47% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 01/2022SRD/ANEEL.
30. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis.
31. No caso da SULGIPE, o ponto de partida para o ano de 2002 foi estabelecido em 2,69%
sobre o mercado de baixa tensão faturado, com trajetória de redução, com meta de 0,93% ao final do
ciclo.
Custos da Parcela B

32. 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 variou 7,1% em relação ao processo anterior, impactando em 2,82% o processo
tarifário.
33. 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.
34. No caso da SULGIPE, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está dentro do
intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo o custo reconhecido na revisão corresponderá
ao custo já contido nas tarifas e o componente T do Fator X será igual a zero.
35. 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.
36. A remuneração do capital variou 28,8% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas,
o que representou impacto tarifário de 2,12%. A situação adveio da soma dos efeitos do aumento da Base
de Remuneração Líquida e da redução da taxa média de remuneração desta revisão comparada com a
revisão anterior. O Gráfico 2 demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital.

28,4%
- 0,4%
128,8%
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: Superintendência de Gestão Tarifária
37. A quota de reintegração regulatória variou 27,8% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto de 0,87%. O aumento proveio da variação da Base de
Remuneração Bruta e do aumento da taxa média de depreciação, em relação a última revisão tarifária
(de 3,73% para 3,76%). O Gráfico 3 demonstra ambos os efeitos.
0,8% 27,0%
127,8%
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: Superintendência de Gestão Tarifária
38. A cobertura para anuidades variou 11,3% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas,
com impacto de 0,48% 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.
15,4%
-4,1%
111,3%
100,0%

Anuidades Efeito Efeito Base de Anuidades
Processo Anterior WACC Anuidades Revisão
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre as anuidades
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
39. A outras receitas (OR) se referem as 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.
40. 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).
41. O efeito tarifário referente a ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras
receitas nesta revisão tarifária foi de -0,62%, já considerando receitas extras de UDER entre a data-base
do laudo de ativos do 4º CRTP (dez/2016) e a data da DRAC da distribuidora (fev/2017).
Componentes Financeiros
42. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão:

Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 6.802.985 | 3,6% |
| CVA em processamento - Transporte | 2.248.454 | 1,2% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 3.753.328 | 2,0% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (519.013) | -0,3% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 3.191.529 | 1,7% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 404.073 | 0,2% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.090.695) | -0,6% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 14.247 | 0,0% |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 112.692 | 0,1% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (69.342) | 0,0% |

Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 75 0,0%

| Previsão de Risco Hidrológico | 4.331.979 | 2,3% |
| --- | --- | --- |
| Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE | 4.186.856 | 2,2% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (845.857) | -0,4% |
| Conselho de Consumidores | (207.444) | -0,1% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (173.730,06) | -0,1% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | (16.213,82) | 0,0% |
| Total | 22.123.921 | 11,59% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
43. Destacam-se, com impacto positivo nas tarifas, os valores da CVA Energia, com efeito de
3,6%, e a CVA Encargos Setoriais, com 2,0%, ambos em decorrência da diferença entre a cobertura
concedida no último processo tarifário e custos efetivamente incorridos pela concessionária no período
de apuração da CVA, que se acentuaram com o cenário de escassez hídrica.
44. Já os financeiros negativos, foram destacados pela SGT:
a) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL
20/2021-SGT/ANEEL10,
No Ofício Circular nº de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à
SULGIPE informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores migrantes para
o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota Técnica nº 237/2020SGT/ANEEL11,
de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela SULGIPE e atualizado pela Selic foi
de R$16.213,82, correspondendo a um impacto de -0,01% no efeito médio.
b) REN 952/2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid
Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-ANEEL,
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por distribuidoras
de energia elétrica. Como consequência foi apurado componente financeiro negativo nesse processo
tarifário relativo ao spread da conta covid da SULGIPE, correspondendo a R$173.730,06, resultando em
redução de efeito de 0,08%.
10 Documento SIC nº 48581.001765/2021
11 Documento SIC nº 48581.001953/2020

Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de
melhoria da qualidade
45. 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.
46. O componente de produtividade do Fator X – Pd, calculado de forma ex-post para a
distribuidora, se denomina índice de ajuste de mercado nesta revisão, considera os ganhos potenciais de
produtividade no ano anterior à revisão tarifária (período de referência), e o período em que as tarifas
definidas na revisão estarão vigentes. O Fator de Ajuste de Mercado, calculado para aplicação na atual
revisão tarifária, é de 1,04%.
47. 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. E como a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está
dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, o componente T a ser aplicado nos reajustes
subsequentes da SULGIPE foi de 0,00%.
48. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da
Qualidade busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre
as concessionárias, ajusta o valor da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos
indicadores de qualidade técnico e comercial da distribuidora. O Fator de Ajuste de Qualidade, calculado
para aplicação na atual revisão tarifária, foi definido em -0,91%.

Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão
49. A Tabela 4 ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada em Audiência
Pública e o resultado da revisão tarifária.
Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão
CP 04/2022 Final
Participação Participação Variação
Descrição
na Revisão na Revisão Total
% %

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -1,21% | -0,62% | 0,6% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 5,49% | 5,34% | -0,1% |
| Custos de Transmissão | -0,62% | -0,60% | 0,0% |
| Custo de Aquisição de Energia | -6,08% | -5,36% | 0,7% |
| Receitas Irrecuperáveis | 0,00% | 0,00% | 0,0% |
| PARCELA B | 1,86% | 2,82% | 1,0% |
| Reposicionamento Tarifário | 0,65% | 2,20% | 1,5% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 10,84% | 11,59% | 0,75% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | 4,17% | 4,59% | 0,42% |
| Efeito Médio sem aplicação da Lei 14.299 | 15,67% | 18,38% | 2,71% |

Efeito Subvenção Lei 14.299 -5,84%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,54%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
50. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Consulta
Pública foram:
a) Na Parcela A, destaca-se a variação de 0,6% dos custos de compra de energia,
decorrente da atualização dos valores dos contratos bilateral;
b) Já a Parcela B variou apenas 1%, justificada pelo aumento do IPCA, índice utilizado para
atualização dos ativos da Base de Remuneração Regulatória - BRR, em relação à projeção
desse índice considerada nos cálculos realizados em fase de consulta pública;
c) Já os componentes financeiros variaram 0,75%, em comparação ao apresentado na CP,
principalmente em decorrência do resultado da CVA em processamento em comparação
aos valores estimados pela concessionária e considerados na fase de CP;
d) Para a versão final está sendo considerada a aplicação da subvenção para
concessionárias de distribuição com mercados próprios inferiores a 350 GWh ano, prevista
na Lei 14.299, de 5 de janeiro de 2022, o que justifica a redução de 5,84% no efeito médio,
conforme indicado na Tabela 4.

Subvenção da CDE e composição das Tarifas
51. O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de
maio/2022 a abril/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$1.788.802,29, já contemplando o
ajuste referente à diferença entre os valores de subsídios previstos e os realizados no período de
maio/2021 a abril/2022. Cabe esclarescer que o montante mensal indicado abarca a subvenção
estabelecida na Lei 14.299/2022, indicada no último parágrafo da seção anterior, que individualmente
enseja repasse mensal de R$1.430.859,28.
52. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, sem
e com tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 712.

Custo de Custo de Receitas
Energia Transmissão
Irrecuperáveis

30,5% 12,3% 0,1%
PROINFA
3,0%
CDE
9,0%
Encargos
15,3%
ESS/EER
2,1%
Custo de
Outros
Distribuição
1,2%
41,8%
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
12
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.

Encargos Receitas
Custo de

Transmissão; Setoriais; Irrecuperáveis;
9,2% 11,4% 0,0%
Custo de
Tributos;
Energia;
25,7% ICMS;
22,7%
21,9%
PIS/COFINS;
Custo de
3,7%
Distribuição;
31,0%
Gráfico 7. Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
53. O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da concessionária nos últimos 10
anos, que apresentou aumento de 64,31% no período, em comparação com as variações do IGP-M
(132,40%) e do IPCA (78,58%).
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
677,99
643,49 636,31 619,22 617,59
580,44
544,07
516,73
430,42 457,74
412,64
351,15
337,02
Revisão RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Lei 14.299 Revisão

2012 2013 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 (jan 2022
- abr)
Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
54. 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 210 da Seção 8.2 do
PRODIST13.
Módulo 8 do
55. No Gráfico 9 é apresentado o histórico de apuração e os limites globais de DEC e FEC
propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2023 a 2027, a redução
média anual é de 3,45% no DEC e de 4,35% no FEC.
Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Sulgipe.
Fonte: Nota Técnica nº 23/2022-SRD/ANEEL.
56. Para avaliar a consistência dos limites globais da Sulgipe, apresenta-se, nos Gráficos 10 e
11, uma comparação com os limites das distribuidoras de menor porte da região Nordeste. Observa-se
que os limites de DEC e FEC da Sulgipe estão aderentes à realidade da região.
13 "210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser 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 semelhantes; e
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC."

Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Nordeste de menor porte
25,00
20,00
15,00
(horas)
SULGIPE
EBO
Limite
EPB
DEC
10,00 ESE
5,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Gráfico 10. Limites de DEC de distribuidoras de menor porte da região Nordeste.
Fonte: Nota Técnica nº 23/2022-SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Nordeste de menor porte
18,00
16,00
14,00
12,00
(interrupções)
10,00 SULGIPE
EBO
Limite EPB
8,00
ESE
FEC
6,00
4,00
2,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Gráfico 11. Limites de FEC de distribuidoras de menor porte da região Nordeste.
Fonte: Nota Técnica nº 23/2022-SRD/ANEEL.

57. 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 SULGIPE entre 2017 e 2021.
Tabela 5. Compensações efetuadas pela SULGIPE.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2017 | 50.798 | 124.111,83 |
| --- | --- | --- |
| 2018 | 53.033 | 125.590,35 |
| 2019 | 53.943 | 87.612,12 |
| 2020 | 54.216 | 143.510,58 |
| 2021 | 48.110 | 77.968,11 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
58. 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) Lei nº 14.299, de 5 de janeiro de 2022;
f) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret;
g) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional – Prodist;
h) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 091/1999.
IV – DISPOSITIVO
59. Diante do exposto e no que constam dos Processos nº 48500.003574/2021-68 e nº
48500.000455/2022-34, voto no sentido de APROVAR o resultado da revisão tarifária periódica de 2022
da SULGIPE, na forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica, a vigorar a partir de
22/05/2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
12,54%, sendo 2,06%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
17,00%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão;
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;

c) APROVAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à SULGIPE, de
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
d) DEFINIR os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
e) FIXAR o componente T do Fator X em 0,00%;
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2023
a 2027 a serem observados pela SULGIPE; e
g) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2023 a 2026,
conforme tabela abaixo:

2023 2024 2025 2026
Perdas Técnicas sobre Energia 11,47% 11,47% 11,47% 11,47%
Perdas Não Técnicas sobre Mercado 2,22% 1,75% 1,32% 0,93%
Brasília, 17 de maio de 2022
(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor