REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2880/2021
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 RGE SUL Distribuidora de Energia S.A - RGE.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-06-18
Autor: ANEEL

21ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
Brasília, 15/06/2021
VOTO
PROCESSO: 48500.005040/2020-95
INTERESSADOS: RGE Sul Distribuidora de Energia S.A. - RGE.
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da RGE, a vigorar a partir de 19 de junho de 2021.
I. R E L A T Ó R I O
A RGE Sul Distribuidora de Energia S.A. - RGE é concessionária1 do serviço público de
distribuição de energia elétrica sediada na cidade de São Leopoldo/RS e atende aproximadamente 2,9
milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente faturamento
anual na ordem de R$ 8 bilhões.
2. Em 16 de junho de 2020, foi aprovado o último Reajuste Tarifário Anual – RTA da RGE,
conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.697, de 2020, ocasião em que as tarifas foram reajustadas,
em média, em 6,09%. Todavia, como parte de ações para atenuação dos efeitos da pandemia de Covid-

19, aquelas tarifas tiveram sua vigência iniciada apenas em
1º de julho de 2020.
3. Em 23 de novembro de 2020, o Processo foi distribuído, por sorteio, a minha relatoria.
4. Em 31 de março de 2021, foi emitido o Decreto nº 10.665, de 2021, alterando o Decreto nº
4.550, de 2002, que regulamenta a comercialização de energia elétrica gerada pela Eletrobras
Termonuclear S.A. ("ELETRONUCLEAR") e por Itaipu Binacional, a fim de autorizar, mediante
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 012/1997-ANEEL.

requerimento das distribuidoras de energia elétrica interessadas, o diferimento de pagamentos
destinados à Eletrobrás, provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu, no limite do saldo da
Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos excedentes financeiros
extraordinários realizados e projetados para o período do diferimento.
5. A RGE, por intermédio da Carta nº 048, de 14 de junho de 2021, solicitou o diferimento:
correspondente ao saldo da Conta Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu; a utilização dos recursos
de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos ("UDER"), faturados desde a última revisão
tarifária da concessionária; reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores;
financeiro de Reperfilamento ou Reescalonamento de custos da RBSE; a Reversão de créditos de
PIS/COFINS ainda não compensados para modicidade tarifária; e como também o diferimento de parte
do reajuste tarifário.
6. Em 14 de junho de 2021, após a consolidação de todas as informações indispensáveis, que
contribuíram para mitigar o efeito nas tarifas, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da RGE
as planilhas finais de cálculo.
7. Em 14 de junho de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária ("SGT"), por meio da Nota
Técnica nº 122/2021-SGT/ANEEL2, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual ("RTA") de 2021.
8. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
9. O processo trata do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da RGE, a vigorar a partir de 19 de
junho de 2021.
2 SICnet nº 48581.000933/2021-00.

10. A decisão que encaminho é no sentido de HOMOLOGAR o reajuste das tarifas da RGE, a
vigorar a partir de 19 de junho de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores
de 9,95%, sendo 10,00%, em média, para os consumidores em Alta Tensão ("AT") e 9,93%, em média,
para os consumidores em Baixa Tensão ("BT"), e demais encaminhamentos:
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 10,00%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 9,93%
Efeito Médio AT+BT 9,95%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
11. A diferença de efeito para os consumidores conectados em AT e BT 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.
12. O efeito médio de 9,95% decorre, essencialmente:
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio
em 16,68%;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a
uma redução de -1,45%; e
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo
tarifário, que contribuíram para uma variação de -5,27%, conforme apresentado
no Gráfico 1.

10,81%
9,95%
3,38%
2,02%
0,47%
-1,45%
-5,27%

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: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
13. 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] | 5.606.774.688 6.070.971.745 | 8,3% | 5,88% | 65,9% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1.268.305.008 1.427.937.373 | 12,6% | 2,02% | 15,5% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 10.674.774 | 14.576.436 | 36,6% | 0,05% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 905.671.840 | 928.811.331 | 2,6% | 0,29% | 10,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 0 | 68.117.466 | 0,0% | 0,86% | 0,7% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | - | 26.226.618 | 0,0% | 0,33% | 0,3% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 151.861.578 | 154.806.332 | 1,9% | 0,04% | 1,7% |
| PROINFA | 127.064.969 | 155.335.178 | 22,2% | 0,36% | 1,7% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 72.777.927 | 79.771.994 | 9,6% | 0,09% | 0,9% |
| ONS | 253.919 | 292.018 | 15,0% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 768.885.507 1.036.042.978 | 34,7% | 3,38% | 11,2% |  |
| Rede Básica | 391.879.690 | 501.823.430 | 28,1% | 1,39% | 5,4% |
| Rede Básica Fronteira | 131.752.865 | 186.588.806 | 41,6% | 0,69% | 2,0% |
| Rede Básica ONS (A2) | 1.365.334 | 1.444.402 | 5,8% | 0,00% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 53.474.792 | 74.408.658 | 39,1% | 0,26% | 0,8% |
| Transporte de Itaipu | 81.332.647 | 100.180.550 | 23,2% | 0,24% | 1,1% |
| Conexão | 107.074.071 | 167.431.100 | 56,4% | 0,76% | 1,8% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 2.006.107 | 4.166.033 | 107,7% | 0,03% | 0,0% |
| Custos de Aquisição de Energia | 3.569.584.174 3.606.991.394 | 1,0% | 0,47% | 39,1% |  |
| PARCELA B | 2.293.296.808 3.146.901.623 | 37,2% | 10,81% | 34,1% |  |
| IRT | 7.900.071.497 9.217.873.368 | 16,68% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | - 114.715.242 | -1,45% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 410.005.270 | 5,19% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 216.820.306 | 2,74% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 106.706.638 | 1,35% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 6.555.175 | 0,08% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 32.512.095 | 0,41% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 63.958.731 | 0,81% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 2.017.504 | 0,03% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 420.914.435 | 5,33% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 3.522.843 | 0,04% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 120.844 | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (318.800.327) | -4,04% |  |  |  |

Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exced (169.027.699) -2,14%

| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (10.039.568) | -0,13% |
| --- | --- | --- |
| Mitigação Itaipu | (113.000.000) | -1,43% |
| Reperfilamento de custos de Transporte | (134.127.908) | -1,70% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | 28.997.315 | 0,37% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (107.272.189) | -1,36% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 9.564.782 | 0,12% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (60.911.302) | -0,77% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (49.689.459) | -0,63% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (51.053.372) | -0,65% |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (15.088.631) | -0,19% |
| Prorrogação das tarifas (jun/2020) | 12.999.278 | 0,16% |
| Diferimento Reajuste | (171.600.000) | -2,17% |
| Compensação créditos PIS/COFINS | (228.800.000) | -2,90% |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,27%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,95%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

14. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 65,9% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 5,88% 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 2,02%. Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE,
iniciou o pagamento do empréstimo destinado a receber os recursos de operação
financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, denominado CDE -
CONTA COVID, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020. Com isso, os
efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na TE
e na TUSD, são, respectivamente, de 0,33% e 0,86%.
b) Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio de
3,38%. 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 0,47%. Contribuíram significativamente para essa
variação: i) o aumento do custo da energia proveniente de Itaipu (impacto de
0,82%). As contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser
observadas no gráfico abaixo:

0,82%
0,73%
0,47%
0,12%
0,08%
-0,01%
-0,30%
-0,40%
-0,56%

Total CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Proinfa
Existente Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
15. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 34,1% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi o mais representativo do
reajuste, contribuindo com 10,81% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
16. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2020 e
março de 2021 do IGP-M (de 37,04%), subtraída do Fator X (de -0,18%), o que totaliza 37,22%.
17. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
(sem3 tributos4),

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.
3 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.
4 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,31% para o ICMS e de 5,42% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 29,73% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 42,31% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

Custo de
Custo de
Transmissão
Energia PROINFA
11,2%
39,1%
1,7%
CDE
Encargos
11,1%
Setorias
15,5%
ESS/EER
1,7%
Custo de Outros
Distribuição 1,0%
34,1%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
7,8% 10,7%
ICMS
Custo de 25,2%
Energia
27,0%
Tributos
31,0%
PIS/COFINS
Custo de 5,8%
Distribuição
23,6%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
financeiros5

18. Quanto aos componentes a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -1,45% no atual reajuste da RGE, conforme indicado na Tabela 2.
19. Um dos financeiros que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em
Processamento – Energia, com efeito de 5,19%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida
no último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela
5 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.

concessionária no período de apuração da CVA.
20. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 410.005.270 | 5,19% |
| CVA em processamento -Transporte | 216.820.306 | 2,74% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 106.706.638 | 1,35% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 6.555.175 | 0,08% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 32.512.095 | 0,41% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 63.958.731 | 0,81% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 2.017.504 | 0,03% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 420.914.435 | 5,33% |
| Ajuste CUSD | 3.522.843 | 0,04% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 120.844 | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (318.800.327) | -4,04% |

Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exceden (169.027.699) -2,14%

| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (10.039.568) | -0,13% |
| --- | --- | --- |
| Mitigação Itaipu | (113.000.000) | -1,43% |
| Reperfilamento de custos de Transporte | (134.127.908) | -1,70% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | 28.997.315 | 0,37% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (107.272.189) | -1,36% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 9.564.782 | 0,12% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (60.911.302) | -0,77% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (49.689.459) | -0,63% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (51.053.372) | -0,65% |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (15.088.631) | -0,19% |
| Prorrogação das tarifas (jun/2020) | 12.999.278 | 0,16% |
| Diferimento Reajuste | (171.600.000) | -2,17% |
| Compensação créditos PIS/COFINS | (228.800.000) | -2,90% |
| Total | (114.715.242) | -1,45% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
21. Ainda sobre esse tema, dado o 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.
22. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica da SGT:
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid: Cuida-se da reversão dos valores transferidos
para a RGE de recursos da Conta-Covid. Os montantes em questão equivalem a totalidade dos valores
recebidos pela RGE da Conta-Covid, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens
previstos nos §§ 1º e 2º do Art. 5º da REN nº 885, de 2020, totalizando um impacto de -2,46%.
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 Procuradoria Federal junto à ANEEL ("PF/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 no valor de R$ 134,13 milhões, 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 1,70%.
c) Financeiro Extraordinário de 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 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 3º Ciclo de

Revisão Tarifária Periódica ("CRTP"). 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$ 169 milhões, contribuindo
com uma redução tarifária de 2,14%. 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 Ultrapassagem de Demanda ("UD") e Excedente de Reativos ("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 (RENs nº 414/2010 e nº 376/2009):
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade
tarifária, associados às Resoluções Normativas em apreço. Cuida-se de recursos recebidos pela
distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus
consumidores, previstas no artigo 70-A, § 3º, da REN nº 414, de 2010; (ii) aos créditos que não puderam
ser devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no artigo 88, § 6º, REN nº 414, de 2010;
e (iii) às multas aplicadas aos consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento,
do Contratos de Compra de Energia Regulada ("CCER"), conforme artigo 9º da REN nº 376, de 2009, cujo
volume informado e contabilizado pela distribuidora até dezembro/2020 representa R$ 10 milhões,
contribuindo para redução do efeito em 0,13%. Vale ressaltar que o valores informados pela
Concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos
tarifários;
e) Diferimento de Saldo de Itaipu – Efeito Decreto 10.665/2021: Em 31 de março de 2021,
emitiu-se o Decreto nº 10.665, de 2021, que possibilitou, mediante prévio requerimento da distribuidora,
o diferimento de pagamentos destinados à Eletrobrás, provenientes do repasse da potência contratada
de Itaipu, no limite do saldo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos
excedentes financeiros extraordinários realizados e projetados para o período do diferimento. A

Eletrobrás, por intermédio da Carta CTA-DFFO nº 0889/2021, informou que, de acordo com o fluxo da
Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, findo em 31/12/2020, o resultado, após a
inadimplência, é de R$ 978 milhões. Posteriormente, o Ministérios de Minas e Energia ("MME") informou
a existência de um adicional de excedentes financeiros da ordem de US$ 100 milhões (previstos para os
próximos 8 meses), relativo a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu. Com isso, foi identificado um
recurso alocado para a RGE na monta de R$ 113 milhões, correspondendo a um redutor tarifário foi de
1,43%;
f) Compensação de créditos de PIS/COFINS: A RGE, pela Carta nº 048/2021 propôs a
inclusão de item financeiro extraordinário referente à devolução de créditos fiscais associados ao excesso
de tributo decorrente da indevida inclusão do ICMS na base de cálculo do PIS e da COFINS, no total de R$
228,8 milhões, que corresponde a um redutor de 2,90%. Cumpre destacar se trata de previsão de valores
a serem compensados, dado que a distribuidora ainda não possui créditos habilitados junto à Receita
Federal; e
g) Diferimento do Reajuste: Adicionalmente, a fim de atenuar o impacto tarifário, por
meio da Carta nº 048/2021, a RGE propôs um diferimento de R$ 171,6 milhões, cujo impacto representa
um redutor de 2,17% nas tarifas. Tal valor será revertido à distribuidora no processo tarifário
subsequente, devidamente remunerado pela SELIC.
23. Outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 122/2021-SGT/ANEEL, é a
evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (57,4% e 104,2%) e as variações
do IGP-M (129,8%) e do IPCA (73,2%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

900
850
800
750
700
643,09
650
600 560,27
589,56
550
500
408,49
450
400
350 314,97
300
250
200
150
100
50
-
Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste
2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

RGE RGE SUL RGE Agrupada IGPM IPCA
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
24. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de junho/2021 a maio/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
junho/2020 a maio/2021. Veja-se:
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 3.649.886 | 28.410.378 | 32.060.264 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 144.339 | 1.471.449 | 1.615.788 |
| Subsídio Distribuição | (2.438.358) | 6.484.122 | 4.045.764 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (409.350) | 903.751 | 494.400 |
| Subsídio Rural | (896.587) | 7.771.824 | 6.875.237 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 321.759 | 3.768.743 | 4.090.502 |
| Total | 371.688 | 48.810.268 | 49.181.956 |

III. D I R E I T O
25. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos:
a) Lei nº 9.427, de 1996; (b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009; e (d)
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº
012/1997-ANEEL.
IV. D I S P O S I T I V O
26. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.005040/2020-95, voto por EMITIR
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual das tarifas da RGE SUL
Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 19 de junho de 2021, que
conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 9,95%, sendo
10,00% para os consumidores em Alta Tensão ("AT") e 9,93% para os
consumidores em Baixa Tensão ("BT"), e demais encaminhamentos;
(ii) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição ("TUSD") e as Tarifas de
Energia Elétrica ("TE") aplicáveis aos consumidores e usuários da RGE;
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão ("DIT") de uso exclusivo;
(iv) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento
Energético ("CDE") a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica ("CCEE") à RGE, de modo a custear os descontos retirados da estrutura
tarifária;

(v) RECONHECER a formação de um ativo regulatório, decorrente do diferimento da
componente financeiro, no processo tarifário de 2021, no valor de R$
171.600.00,00 (cento e setenta e um milhões e 600 mil de reais), que deverá ser
atualizado pelo SELIC.
(vi) RECONHECER a formação de um ativo regulatório, decorrente da reversão da
previsão de valores a serem compensados a título de créditos de PIS/Pasep e
Cofins, no processo tarifário de 2021, no valor de R$ 228.800.000,00 (duzentos e
vinte oito milhões e oitocentos mil reais) que deverá ser atualizado pelo SELIC.
Brasília, 15 de junho de 2021.
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor