ACP - AVISO DE CONSULTA PÚBLICA 004
Tipo de documento: voto
Ementa: Comunica aos agentes do setor de energia elétrica e demais interessados, que foi aberta Consulta Pública, com período de envio de contribuição de 16 de fevereiro de 2022 a 1º de abril de 2022, com o objetivo de obter subsídios para o aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Periódica da Companhia Sul Sergipana de Eletricidade – Sulgipe, 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 Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC, para o período de 2023 a 2027.
Assunto: Aviso
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-02-16
Autor: SMA/ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.003574/2021-68 e 48500.000455/2022-34 (DEC e FEC)
INTERESSADO: SULGIPE - Companhia Sul Sergipana de Eletricidade
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
ÁREAS RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de
Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
ASSUNTO Proposta de abertura de Consulta Pública para colher subsídios e informações para
aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da SULGIPE - Companhia Sul
Sergipana de Eletricidade, a vigorar a partir de 22/05/2022, e definir os 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.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição 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 8 de novembro de 2021, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 44/2021, o
presente processo foi distribuído a minha relatoria.
4. As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas
por meio do Ofício nº 04/2022-SGT/ANEEL1, de 12 de janeiro de 2022, cujos dados foram
encaminhados pela concessionária mediante correspondência2, de 21 janeiro de 2022.
1 Documento SIC nº 48581.000031/2022
2 Carta DS nº 107/2022 - Documento SIC nº 48513.001780/2022

5. Pelo Memorando nº 06/2022-SRD/ANEEL3, de 19 de janeiro de 2022, a
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD disponibilizou o percentual de
perdas técnicas na distribuição a ser considerado na fase de consulta pública da SULGIPE.
6. Em 7 de fevereiro de 2022, tanto a Sulgipe quanto o Conselho de Consumidores
dispensaram a realização de reunião inicial para discussão da proposta de Revisão Tarifária Periódica
da concessionária.
7. Para fins de abertura da Consulta Pública, pelo Memorando nº 19-SFF/ANEEL4, de 26
de janeiro de 2022, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF informou os
valores para a composição da Base de Remuneração da Sulgipe, os valores brutos concernentes a
Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER).
2. Em 17 de janeiro de 2022, por intermédio do Memorando nº 4/2022-SRM/ANEEL5, a
Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM prestou as informações
concernentes ao contrato bilateral que a distribuidora possui com a Santa Maria Comercialização e
Serviços de Energia Ltda.
8. Em 28 janeiro de 2022, foi emitida a Nota Técnica nº 0002/2022-SRD/ANEEL6, que
apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para a proposta de 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 9 de fevereiro de 2022, a proposta preliminar da revisão tarifária foi encaminhada
Consumidores7.
à SULGIPE e ao Conselho de
10/2022–SGT/ANEEL8,

10. Por intermédio da Nota Técnica n° também de 9 de fevereiro
de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT apresentou a proposta de cálculo a ser
submetida à Consulta Pública da Revisão Tarifária Periódica da SULGIPE.
3 Documento SIC nº 48554.000297/2022
4
Documento SIC nº 48536.000206/2022
5 Documento SIC nº 48580.000044/2022
6 Documento SIC nº 48554.000340/2022
7 Documento SIC nº 48581.000358/2022
8 Documento SIC nº 48581.000357/2022

11. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
12. Trata-se de proposta de abertura de consulta pública com vistas a colher subsídios
para o aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da SULGIPE, a
vigorar a partir de 22/05/2022, e definir os correspondentes limites dos indicadores de continuidade
de DEC e de FEC, para o período de 2023 a 2027.
13. A revisão das tarifas da SULGIPE, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 15,67%, sendo de 24,90%, em média, para os consumidores conectados na alta
tensão e de 11,90%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
14. Importante ressaltar que as tarifas constantes desse processo, bem como a
comparação de tarifas, e por consequência os efeitos percebidos não consideram o definido na Lei
nº 14.299, de 5 de janeiro de 2022, que institui subvenção para as concessionárias de distribuição
de energia elétrica com mercado anual menor que 350 GWh, nem a aplicação desse comando legal
pela Resolução Homologatória nº 3.009, de 1º de fevereiro de 2022. Conforme consta no Voto de
aprovação da REH nº 3.009/2022, a citada Lei terá instrução complementar para regular o disposto
na referida Lei.
15. Assim, tem-se o detalhamento do efeito médio por nível de tensão apresentado na
Tabela 1.
Tabela 1. Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 24,90%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 11,90%
Efeito Médio AT+BT 15,67%
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL
16. O efeito médio de 15,67% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 0,65%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados
no atual processo tarifário, com efeito tarifário de 10,84%; e (iii) da retirada dos componentes

financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão,
representando 4,17% de efeito.
17. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuíram para o efeito
médio.
15,67%
10,84%
5,49%
4,17%
1,86%
0,00%
-0,62%
-6,08%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL
18. Segundo a área técnica, a diferença de efeitos entres os grupos tarifários A e B se
deve à variação dos itens de custos com encargos setoriais e com rede básica que compõem a tarifa
e as novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões.
19. Quanto aos custos, a diferença pode ser explicada pela redução das despesas
relacionadas à aquisição de energia, que têm impacto mais expressivo sobre os consumidores
cativos. No que tange às novas TRs, destaca-se que houve um maior aumento nos custos médios
dos ativos utilizados para atender os consumidores do grupo AT, provocando um maior efeito para
esses consumidores.
20. 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.

21. 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 SULGIPE
Receita Receita Requerida Variação Participação Participação

| Verificada (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 114.335.332 | 112.033.723 | -2,0% | -1,21% | 58,7% |
| Encargos Setoriais | 19.942.780 | 30.351.468 52,2% | 5,49% | 15,9% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 332.331 | 320.755 | -3,5% | -0,01% | 0,2% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 7.941.314 | 12.284.456 54,7% | 2,29% | 6,4% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 3.682.613 | 3.384.737 | -8,1% | -0,16% | 1,8% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 1.322.022 | 1.287.364 | -2,6% | -0,02% | 0,7% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 1.130.735 | 5.245.349 363,9% | 2,17% | 2,7% |  |
| PROINFA | 3.845.539 | 5.912.674 53,8% | 1,09% | 3,1% |  |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 1.688.226 | 1.916.133 13,5% | 0,12% | 1,0% |  |
| Custos de Transmissão | 25.127.904 | 23.960.324 | -4,6% | -0,62% | 12,5% |
| Rede Básica | 13.114.583 | 11.376.360 -13,3% | -0,92% | 6,0% |  |
| Rede Básica Fronteira | 7.440.620 | 7.464.512 | 0,3% | 0,01% | 3,9% |
| Conexão | 4.572.701 | 5.119.452 12,0% | 0,29% | 2,7% |  |
| Custos de Aquisição de Energia | 69.128.759 | 57.595.176 -16,7% | -6,08% | 30,2% |  |
| Receitas Irrecuperáveis | 135.888 | 126.756 | -6,7% | -0,00% | 0,1% |
| PARCELA B | 75.390.037 | 78.927.574 | 4,7% | 1,86% | 41,3% |
| Custos Operacionais | 49.377.344 | 48.640.758 | -1,5% | -0,39% | 25,5% |
| Anuidades | 8.119.742 | 8.450.505 | 4,1% | 0,17% | 4,4% |
| Remuneração | 13.942.505 | 17.284.679 24,0% | 1,76% | 9,1% |  |
| Depreciação | 5.928.815 | 7.486.486 26,3% | 0,82% | 3,9% |  |
| UD+ER+OR | (1.978.368) | (2.934.855) 48,3% | -0,50% | -1,5% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 189.725.369 | 190.961.297 | 0,65% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 20.575.319 | 10,84% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 5.114.475 | 2,70% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 1.966.643 | 1,04% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.751.270 | 1,45% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (498.107) | -0,26% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 2.740.089 | 1,44% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 854.888 | 0,45% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (972.530) | -0,51% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 14.842 | 0,01% |  |  |  |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 91.852 | 0,05% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 5.366.685 | 2,83% |  |  |  |
| Reversão do financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE | 4.169.023 | 2,20% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (843.160) | -0,44% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | (18.434) | -0,01% |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 - TE | (44.698) | -0,02% |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 - TUSD | (117.519) | -0,06% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 4,17%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 15,67%
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL
22. O reposicionamento econômico de 0,65% é derivado das variações de custos das
Parcelas A e B.
Parcela A
23. A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos
setoriais, definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia
elétrica, inclusive a geração própria. A Parcela A representa 58,7% dos custos da concessionária,
cuja variação identificada foi de -2,0%, representando um impacto tarifário -1,21%.

24. Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma
participação de 5,49%. Destacam-se o aumento a previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para
a distribuidora, cujo impacto foi de 2,29%, bem como o aumento dos ESS e EER, com impacto de
2,17%.
25. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -0,62%. Sobre essa
redução, vale destacar que é reflexo do reperfilamento da dívida associada à RBSE no cálculo das
novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as novas Receitas Anuais Permitidas (RAP)
das concessionárias de transmissão para o ciclo 2021-2022, aprovadas pelas Resoluções
Homologatórias nº 2.895 e 2.896/2021.
26. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de -6,08%. Contribuiu
significativamente para essa variação o encerramento do contrato de suprimento com a Energisa
Sergipe 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.
Perdas Regulatórias
27. 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 informado pela SRD/ANEEL.
28. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da
trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo
anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de
chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que
atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e
que tenham desempenho melhores.
29. No caso da SULGIPE, conforme regra definida no Submódulo 2.6 do Proret, observado
o aprimoramento da metodologia aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião Pública
Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021, o ponto de partida foi estabelecido em 2,64%

sobre o mercado de baixa tensão faturado, ficando estabelecida como meta o percentual de 0,95%
ao final do ciclo.
Receitas Irrecuperáveis
30. A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa
que tem baixa expectativa de arrecadação em função da inadimplência por parte dos consumidores,
conforme previsto no regulamento.
31. Na presente revisão, as receitas irrecuperáveis variaram -6,7% em relação aos valores
hoje contidos nas tarifas, com impacto de -0,005% nas tarifas. Ressalta-se que o cálculo já observou
o aprimoramento do Submódulo 2.6A, aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião Pública
Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021.
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.
33. A Parcela B representa 41,3% dos custos da concessionária e apresentou uma
variação de 4,7%, o que representa um impacto tarifário de 1,86%.
34. 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.
35. No caso da SULGIPE, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está
dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo que o custo reconhecido na
revisão corresponderá ao custo já contido nas tarifas e o componente T do Fator X será igual a zero.

36. 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.
37. A respeito da remuneração do capital, houve variação de 24,0% em relação aos
valores hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 1,76%. A situação adveio
principalmente do aumento da Base de Remuneração Líquida, em decorrência dos investimentos
realizados pela SULGIPE desde sua última revisão tarifária, comparada com a revisão de 2017. O
Gráfico 2 demonstra os efeitos da variação na remuneração de capital.
24,0%
- 0,0%
124,0%
100,0%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL
38. A quota de reintegração regulatória variou 26,3% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 0,82% nas tarifas. Este aumento se dá
principalmente em função da variação da Base de Remuneração Bruta e da variação da taxa de
depreciação (de 3,73% para 3,77%). O Gráfico 3 demonstra ambos os efeitos.

1,2% 25,1%
126,3%
100,0%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL
39. A cobertura para anuidades variou 4,1% em relação aos valores hoje contidos nas
tarifas, com impacto de 0,17% na revisão. Esse resultado proveio do aumento das bases de
remuneração das quais o cálculo das anuidades depende.
4,1%
100,0% 104,1%

Anuidades Efeito das Anuidades
Processo Anterior Anuidades Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL
40. Quanto às outras receitas (OR), referem-se a receitas de atividades relacionadas com
a concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser
classificadas em duas categorias, conforme sua natureza: "receitas inerentes ao serviço de
distribuição de energia elétrica", que são as relativas aos serviços cobráveis; e "receitas de

atividades acessórias", que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato
de concessão, exercida por conta e risco das concessionárias.
41. 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), sendo que ambas as receitas são
contabilizadas como redutoras da Parcela B.
42. Assim, o efeito tarifário referente a outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e
Excedente de Reativos nesta revisão tarifária foi no total de -0,50%.
Componentes Financeiros
43. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da SULGIPE.
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 5.114.475 | 2,7% |
| CVA em processamento - Transporte | 1.966.643 | 1,0% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.751.270 | 1,5% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (498.107) | -0,3% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 2.740.089 | 1,4% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 854.888 | 0,5% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (972.530) | -0,5% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 14.842 | 0,0% |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 91.852 | 0,0% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 5.366.685 | 2,8% |
| Reversão do financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE | 4.169.023 | 2,2% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (843.160) | -0,4% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | (18.434,26) | -0,01% |
| Custo Distribuidora - Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 - TE | (44.697,67) | -0,02% |
| Custo Distribuidora - Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 - TUSD | (117.519,05) | -0,06% |
| Total | 20.575.319 | 10,84% |

Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL
44. Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se os valores da CVA, estimado
pela concessionária, que totalizam um impacto de 5,18%, sendo 2,70% decorrente da CVA_Energia.
Ressalta-se que os financeiros estimados pela distribuidora nessa Consulta Pública serão fiscalizados
e recalculados pela ANEEL até a versão final deste processo.

45. Já com efeito negativo, destacam-se:
a) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL
No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL9, 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 237/2020-SGT/ANEEL10, de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela SULGIPE e
atualizado pela Selic foi de R$18.434,26.
b) REN 952/2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid
Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021ANEEL, 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$162.216,72, resultando em redução de efeito de 0,01%.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
46. 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.
47. Esse índice é constituído de três componentes, sendo apenas um deles definido na
revisão tarifária, o que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T.
48. 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
fase da Revisão foi de 1,01%.
9
Documento SIC nº 48581.001765/2021
10 Documento SIC nº 48581.001953/2020

49. 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%.
50. 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 0,48%. 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.
51. Assim, o valor do Fator X calculado nessa fase da Revisão, a ser aplicado nos reajustes
da SULGIPE, até a próxima revisão tarifária, foi de 1,49%.
52. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora,
com e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 611.
Custo de
Custo de Receitas
Energia Transmissão Irrecuperáveis
30,2%
12,5% 0,1%
PROINFA
3,1%
CDE
8,9%
Encargos
15,9% ESS/EER
2,7%
Custo de
Outros
Distribuição
1,2%
41,3%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL
11
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.

Custo de Encargos Receitas
Setoriais;
Transmissão Irrecuperáveis

; 9,3% 11,8% ; 0,0%
Custo de ICMS;
Energia; 22,0%
22,3%
Tributos;
25,9%
Custo de
Distribuição; PIS/COFINS;
30,6% 3,9%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL
53. Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (67,50%) e as variações do IGP-M (121,55%) e do IPCA (74,94%)
no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 7.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
691,18
643,49 636,31
619,22 617,59
544,07
516,73
457,74
412,64 430,42
351,15
337,02
Revisão RTE 2013 Reajuste Reajuste RTE 2015 Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Revisão

2012 2013 2014 2015 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL
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 Módulo 8 do PRODIST12.
55. No Gráfico 8 são apresentados 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 3,44% no DEC e de 4,33% no FEC.
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - SULGIPE
20,00 18,97
18,47
17,84

18,00 17,41 17,41
16,92 16,93
16,44
16,33
15,73 15,61
16,00
14,73
14,12
13,52
14,00
13,09
12,00
11,87

10,00 10,75 10,75 10,75
10,23
9,83
9,32
9,23 9,23
8,00
8,23 8,23
13,70 7,59
7,23
6,00 12,23
11,23 11,30
9,78 10,02
9,07 8,60 9,08
4,00 8,28 7,93
7,53 7,29
6,15 6,42
4,98
2,00
0,00

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite DEC Limite Proposto FEC Limite Proposto
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da SULGIPE.
Fonte: Nota Técnica nº 0002/2022-SRD/ANEEL.
56. Para avaliar a consistência dos limites globais da SULGIPE, apresenta-se, nos Gráficos
9 e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Nordeste.
Observa-se que os limites de DEC e FEC da SULGIPE estão aderentes à realidade da região.
12 "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 com NUC<1mi
25,00
20,00
15,00
(horas)
SULGIPE
Limite EBO
EPB
DEC
10,00 ESE
5,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Nordeste.
Fonte: Nota Técnica nº 0002/2022-SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Nordeste com NUC<1mi
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 2027
Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Nordeste.
Fonte: Nota Técnica nº 0002/2022-SRD/ANEEL.

57. A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 4 apresenta os valores pagos e o
número de compensações efetuadas pela SULGIPE entre 2016 e 2020:
Tabela 4. Compensações efetuadas pela SULGIPE.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2016 | 85.256 | 175.057,05 |
| --- | --- | --- |
| 2017 | 50.798 | 124.111,83 |
| 2018 | 53.033 | 125.590,35 |
| 2019 | 53.943 | 87.612,12 |
| 2020 | 54.216 | 143.510,58 |

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) 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 091/1999.
IV – DISPOSITIVO
59. A partir de tais argumentos, considerando o que consta dos Processos nº
48500.003574/2021-68 e 48500.004727/2021-94, voto por instaurar Consulta Pública, entre 16 de
fevereiro de 2022 e 1º de abril de 2022, com reunião virtual em 10 de março de 2022, para colher
subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022
da SULGIPE - Companhia Sul Sergipana de Eletricidade, a vigorar a partir de 22 de maio de 2022, e
definir os 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 2023 a 2027.
Brasília, 15 de fevereiro de 2022.
(assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor