REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 10419/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Estabelece os limites para os indicadores de continuidade da distribuição de energia elétrica nos seus aspectos de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC, para a Empresa Força e Luz João Cesa Ltda - EFLJC, para o período de 2022 a 2026.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-08-27
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004630/2020-90 e 48500.000980/2021-79
INTERESSADO: Empresa Força e Luz João Cesa Ltda. (JOÃO CESA)
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) e Superintendência de Regulação dos
Serviços de Distribuição (SRD)
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Empresa Força e Luz João Cesa Ltda. (JOÃO CESA),
a vigorar a partir de 29 de agosto 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 2026, após a
conclusão da Consulta Pública nº 032/2021 e da Audiência Pública nº 17/2021.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 026/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Empresa Força e Luz João Cesa Ltda.
(JOÃO CESA), estabelece a data de 29 de agosto de 2021 para a realização da Revisão Tarifária Periódica
da concessionária.
2. As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos
de Regulação Tarifária (PRORET), que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da
estrutura tarifária.
3. Em 08 de junho de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública
n° 032/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de
contribuições se estendeu até 26 de julho de 2021. Destaco que houve Audiência Pública, por
videoconferência, no dia 25 de junho de 2021.

4. Conforme informações prestadas pela Superintendência de Mediação Administrativa,
(SMA)1,
Ouvidoria Setorial e Participação Pública não houve contribuições à respectiva Consulta Pública.
5. Em 27 de julho de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição
(SRD) apresentou, por meio da Nota Técnica nº 99/2021-SRD/ANEEL, os limites para os indicadores DEC
e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da JOÃO CESA, para o período de 2022 a 2026.
6. Por intermédio do Memorando nº 191/2021-SRD/ANEEL, de 03 de agosto de 2021, a SRD
informou o percentual das perdas na distribuição para a JOÃO CESA.
7. A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF), por meio do Memorando
nº 213/2021-SFF/ANEEL, de 05 de agosto de 2021, validou os dados para a composição da Base de
Remuneração da JOÃO CESA.
8. Na mesma data, as informações concernentes a Outras Receitas, Ultrapassagem de
Demanda e Excedente de Reativos da distribuidora foram prestadas por meio do Memorando nº
212/2021-SFF/ANEEL.
9. Em 18 de agosto de 2021, a João Cesa solicitou, por meio do Ofício JCesa nº 116/2021,
diferimento de R$ 100.000,00, com vistas a mitigar o efeito aos consumidores, em razão da crise
decorrente da pandemia do coronavírus e suas consequencias econômicas.
10. A Superintedência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou a proposta final da revisão
tarifária, via e-mail, a JOÃO CESA, em 18 de agosto de 2021, e ao conselho de consumidores, em 19 de
agosto de 2021.
11. A SGT, por intermédio da Nota Técnica nº 192/2021-SGT/ANEEL, de 19 de agosto de 2021,
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da JOÃO CESA.
12. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
1 Documento SIC nº 48542.002140/2021-00

13. A revisão das tarifas da JOÃO CESA, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,86%, sendo de 11,26%, em média, para os
consumidores conectados na alta tensão e de 13,32%, em média, para os consumidores conectados na
baixa tensão.
14. 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) 11,26%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 13,32%
Efeito Médio AT+BT 12,86%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
15. 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. Tendo em
vista ao impacto elevado no Grupo B, a SGT propôs a realização de uma transição, de 80%, nos custos de
rede (fio A e Fio B) que são alocados aos consumidores do BT.
16. O efeito médio de 12,86% decorre: (i) do reposicionamento econômico (itens de Parcela A
e B), com efeito tarifário de 9,76%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de 2,14%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de 0,96%.
17. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.

12,86%
5,68%
2,14%
1,49% 1,68%
0,91% 0,96%
0,01%

Encargos Transporte Energia Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico- 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
18. 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 JOÃO CESA

Receita Receita Requerida Participação na
Variação Participação na

Verificada (R$) (R$) Receita
Revisão

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 7.375.248 | 8.210.317 | 11,3% | 8,08% | 72,4% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1.235.777 | 1.389.221 | 12,4% | 1,49% | 12,2% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 15.478 | 15.959 | 3,1% | 0,00% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 993.777 | 1.091.811 | 9,9% | 0,95% | 9,6% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 0 | - | -0,00% | 0,0% |  |
| PROINFA | 134.409 | 178.698 | 33,0% | 0,43% | 1,6% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 92.114 | 102.753 | 11,5% | 0,10% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 1.801.056 | 1.895.157 | 5,2% | 0,91% | 16,7% |
| Uso do sistema de distribuição | 1.801.056 | 1.895.157 | 5,2% | 0,91% | 16,7% |
| Custos de Aquisição de Energia | 4.331.208 | 4.917.715 | 13,5% | 5,68% | 43,4% |
| Receitas Irrecuperáveis | 7.207 | 8.224 | 14,1% | 0,01% | 0,1% |
| PARCELA B | 2.957.431 | 3.131.147 | 5,9% | 1,68% | 27,6% |
| Custos Operacionais | 2.510.415 | 2.611.929 | 4,0% | 0,98% | 23,0% |
| Anuidades | 181.551 | 197.156 | 8,6% | 0,15% | 1,7% |
| Remuneração | 263.591 | 286.410 | 8,7% | 0,22% | 2,5% |
| Depreciação | 133.087 | 154.093 | 15,8% | 0,20% | 1,4% |
| Outras Receitas | (112.403) | (106.972) | -4,8% | 0,05% | -0,9% |
| Ultraprassagem Demanda & Excedentes Reativos | (18.810) | (11.469) | -39,0% | 0,07% | -0,1% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 10.332.679 | 11.341.465 | 9,76% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 221.174 | 2,14% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 209.799 | 2,03% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 165.038 | 1,60% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (1.243) | -0,01% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (1.457) | -0,01% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 188.433 | 1,82% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (40.509) | -0,39% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 150 | 0,00% |  |  |  |
| Diferimento João Cesa | (100.000) | -0,97% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | (16.742) | -0,16% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (182.295) | -1,76% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 0,96%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,86%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
19. O reposicionamento econômico de 9,76% é derivado das variações de custos da Parcela A
e da Parcela B.
Parcela A
20. A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais,
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão, às de geração de energia elétrica,
inclusive a geração própria, e às receitas irrecuperáveis. A Parcela A, que representa 72,4% dos custos da

concessionária, variou 11,3%, representando um impacto tarifário de 8,08%.
21. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 1,49%. Desse impacto, o
aumento do orçamento da CDE – USO, decorrente da aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de
2021, segundo previsto na REH nº 2.864/2021, foi responsável pelo efeito de 0,95%.
22. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 0,91%. Sobre esse item,
destaca-se aumento dos custos de uso do sistema de distribuição (CUSD) da Celesc-Dis para a JOÃO CESA,
de acordo com a tarifas homologadas pela REH nº 2.921/2021.
23. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 5,68%. Esse efeito é justificado
pelo aumento dos montantes de energia e do custo do suprimento, conforme REH nº 2.921/2021, uma
vez que a concessionária é integralmente suprida pela Celesc-Dis.
24. Já as receitas irrecuperáveis variaram 14,1% em relação aos valores tarifários atuais, com
impacto de 0,01% nas tarifas.
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 4,06% em relação à energia injetada, conforme Memorando nº 191/2021SRD/ANEEL.
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 5 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 JOÃO CESA, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 0,72%
sobre o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução.

Custos da Parcela B
27. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela
distribuidora. A Parcela B representa 27,6% dos custos da concessionária e variou em 5,9%, o que
representa um impacto tarifário de 1,68%.
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 aumento dos custos regulatórios ao longo do ciclo, os
quais variaram 4,0%, com impacto no efeito de 0,98%.
4,0%
100,0% 104,0%

Custo Operacional Efeito Custo Custo Operacional
Processo Anterior Operacional Revisão
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre custos operacionais
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
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 remuneração do capital variou 8,7% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas,
o que representou impacto tarifário de 0,22%. A situação adveio principalmente do aumento da Base de
Remuneração Líquida, não obstante a redução na taxa média de remuneração em relação à revisão de
2016. O Gráfico 3 demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital.
11,9%
- 3,3%
108,7%
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 - SGT/ANEEL.
32. A quota de reintegração regulatória variou 15,8% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,20% O aumento proveio da Base de
Remuneração Bruta, não obstante a redução na taxa média de depreciação em relação à última revisão
tarifária (de 4,33% para 3,84%). O Gráfico 4 demonstra ambos efeitos.

11,4%
27,1%
115,8%
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 - SGT/ANEEL.
33. A cobertura para anuidades variou 8,6% em relação aos valores contidos nas tarifas, com
impacto de 0,15% nesta 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 outras receitas (OR) se referem àquelas 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.
35. 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).

36. 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 redutores da Parcela B.
37. Além desses recursos, também entram como redutores da Parcela B nesta revisão o saldo
acumulado de UD e ER desde a data-base do laudo da última revisão tarifária (março/2016) até
fevereiro/2017 (período pré-DRAC), informados no Memorando nº 213/2021-SFF/ANEEL e
proporcionalizados conforme o ciclo tarifário.
38. Desse modo, a soma de todas essas receitas (UDEROR) teve uma participação de -0,12%
nesta revisão, conforme apresentado na Tabela 2.
Componentes Financeiros
CESA:
39. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da JOÃO
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 209.799 | 2,0% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 165.038 | 1,6% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (1.243) | 0,0% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (1.457) | 0,0% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 188.433 | 1,8% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (40.509) | -0,4% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 150 | 0,0% |
| Diferimento João Cesa | (100.000) | -1,0% |
| Ajuste CUSD | (16.742) | -0,2% |
| Conselho de Consumidores | (182.295) | -1,8% |
| Total | 221.174 | 2,14% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
40. De acordo com a tabela acima, os componentes financeiros apurados, para compensação
nos 12 meses subsequentes, contribuíram com o efeito de 2,14% na atual revisão da JOÃO CESA.
41. Destaca-se o componente relacionado à CVA Energia, com efeito de 2,0%, e a CVA Encargos
Setoriais, de 1,6%, 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.

42. Destaca-se também o componente financeiro relativo ao Conselho de Consumidores, com
impacto de -1,8%, além do diferimento informado por meio do Ofício JCesa n.116/2021, cujo impacto é
de -1,0%.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
43. 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.
44. Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 1 deles definido na revisão tarifária, o
que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T.
45. 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
0,92%.
46. 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 JOÃO CESA é de -2,61%.
47. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à Qualidade
e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da Concessionária
entre 2019 e 2020, resultando em -1,39%. 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.

48. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
62.
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e
Receitas
Transmissão
Irrecuperáveis
16,7%

Energia 0,1% PROINFA
43,4% 1,6%
CDE
9,6%
Impostos
12,2%
ESS/EER
0,0%
Outros
Distribuição
1,0%
27,6%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Receitas
Transmissão Encargos;
Irrecuperáveis
8,4%
; 11,5%
; 0,0%
ICMS;
25,1%
Energia; Tributos;
29,7%
31,4%
PIS/COFINS;
6,4%
Distribuição;
18,9%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
2
No Gráfico 5, 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 6, 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.

49. O Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos, que variaram 81,52%, comparada com o avanço do IGP-M e do IPCA no mesmo período, de 136,50%
e 79,34%, respectivamente.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
724,94
657,51
639,05 639,85
606,30
527,55 523,44
518,00
490,46
399,23 412,29
365,12
321,32
299,25
Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Revisão

2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Subvenção CDE- Descontos tarifários
50. Destaca-se que o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de
competência de agosto/2021 a julho/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$ 32.982. Esse
valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no
período de agosto/2020 a julho/2021.
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão
51. A tabela a seguir ilustra as primcipais 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
Final Participação Variação
Descrição Participação na
na Revisão Total
Revisão

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 8,25% | 8,08% | -0,2% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1,26% | 1,49% | 0,2% |
| Custos de Transmissão | -1,19% | 0,91% | 2,1% |
| Custo de Aquisição de Energia | 8,17% | 5,68% | -2,5% |
| Receitas Irrecuperáveis | 0,01% | 0,01% | 0,0% |
| PARCELA B | 0,82% | 1,68% | 0,9% |
| Reposicionamento Tarifário | 9,06% | 9,76% | 0,7% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | -0,9% | 2,1% | 3,0% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anter | 1,36% | 0,96% | -0,40% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 9,55% | 12,87% | 3,31% |

52. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à consulta
pública foram:
a) Na Parcela A, destaca-se a variação de 2,1% dos custos de transmissão, dado
o aumento dos montantes de uso do sitema de distribuição, combinado com
as TUSDs aprovadas por meio da REH nº 2.921/2021; além da redução dos
custos de energia, de -2,5%, em relação ao que foi apresentado na abertura
da Consulta Pública da supridora.
b) Já a Parcela B variou 0,90%, em função do resultado da fiscalização da Aneel
sobre os ativos de ditribuição apresentados pela distribuidora, realizada no
decorrer da fase de Consulta Pública;
c) Já os componentes financeiros variaram 3,0%, principalmente em
decorrência da CVA calculada pela ANEEL, que diferiu da previsão da
empresa, considerada na abertura da CP.

Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
53. O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi
obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de
2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do
Módulo 8 do PRODIST3.
54. No Gráfico 8 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 2022 a 2026, a redução
média anual é de 4,44% no DEC e de 5,71% no FEC.
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da JOÃO CESA.
3 "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."

Fonte: Nota Técnica nº 99/2021-SRD/ANEEL.
55. Para avaliar a consistência dos limites globais da JOÃO CESA, apresenta-se, nos Gráficos 9
e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul. Observa-se que
os limites de DEC e FEC da JOÃO CESA estão aderentes à realidade da região.
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 99/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 99/2021-SRD/ANEEL.
56. 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 JOÃO CESA entre 2016 e 2020:
Tabela 5. Compensações efetuadas pela JOÃO CESA.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)
2016 61 206,04
2017 10 109,23
2018 154 209,54

2019 290 1.055,10
2020 102 677,38
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
57. 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 026/1999.
IV – DISPOSITIVO
58. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 026/1999 e no que constam
dos Processos nº 48500.004630/2020-90 e nº 48500.000980/2021-79, voto no sentido de APROVAR o
resultado da revisão tarifária periódica de 2021 da Empresa Força e Luz João Cesa Ltda. (JOÃO CESA), na
forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica da JOÃO CESA, a vigorar a partir
de 29 de agosto de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 12,86%, sendo de 11,26%, em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de 13,32%, 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) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso exclusivo;
d) APROVAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) a
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) à JOÃO CESA,
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
e) DEFINIR os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
f) FIXAR o componente T do Fator X em -2,61%;
g) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022
a 2026 a serem observados pela JOÃO CESA; e

h) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2022 a 2025,
conforme tabela abaixo:

2022 2023 2024 2025
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 4,0550% 4,0550% 4,0550% 4,0550%
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 0,7223% 0,7223% 0,7223% 0,7223%
Brasília, 24 de agosto de 2021
(Assinado digitalmente)
ELISA BASTOS SILVA
Diretor