REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 10891/2021
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 Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D para os anos de 2022 a 2026.
Assunto: Autorização
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-11-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004615/2020-52 e 48500.002667/2021-75.
INTERESSADO: Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica (CEEE-D).
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra.
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) e Superintendência de Regulação dos
Serviços de Distribuição (SRD).
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Companhia Estadual de Distribuição de Energia
Elétrica (CEEE-D), a vigorar a partir de 22/11/2021, 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 conclusão da fase de Consulta Pública nº 058/2021.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 081/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Companhia Estadual de Distribuição
de Energia Elétrica (CEEE-D), estabelece a data de 22 de novembro 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 setembro de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública (CP)
nº 58/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária da CEEE-D. O
período de contribuições se estendeu de 9 de setembro a 8 de outubro de 2021, com a Audiência Pública,
por videoconferência, realizada em 30 de setembro de 2021.
4. Em 22 de outubro de 2021, a CEEE-D1 solicitou repassar o componente financeiro
decorrente do diferimento de Itaipu relativo aos pagamentos referentes à potência contratada de Itaipu,
no valor de R$ 68.496.106,08, para ser considerado neste processo de revisão tarifária.
1 Carta CE REG CEEE EQTL 034/2021, Sicnet nº 48513.029164/2021-00.

5. Em 09 de novembro de 2021, a CEEE-D2 solicitou antecipar à inclusão de créditos de PIS e
COFINS sobre o ICMS relativo a 20% do valor total do crédito associado às ações judiciais, no valor de R$
118.769.048,653.
6. Em 10 de novembro de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição
(SRD)4, realizou a análise das contribuições da CP nº 58/2021 relativas ao estabelecimento dos limites dos
indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da CEEE-D, para os anos de 2022 a 2026.
7. Em 8 e 11 de novembro de 2021, a SGT realizou reuniões com os representantes da CEEED e do Conselho de Consumidores, respectivamente.
8. Em 8 de novembro de 2021, a Superintedência de Gestão Tarifária (SGT)5 analisou as
contribuições à CP nº 58/2021 referente ao cáculo tarifário.
9. Em 10 de novembro de 2021, a SGT6 consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica
da CEEE-D.
II – FUNDAMENTAÇÃO
10. A revisão das tarifas da CEEE-D, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 14,62%, sendo de 13,24%, em média, para os
consumidores conectados na alta tensão e de 15,18%, em média, para os consumidores conectados na
baixa tensão.
11. 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) 13,24%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 15,18%
Efeito Médio AT+BT 14,62%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
12. 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.
13. O efeito médio de 14,62% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas
A e B, com efeito tarifário de 10,20%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de 5,71%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
2 Carta CE REG CEEE EQTL 042/2021, Sicnet nº 48513.030748/2021-00.
3
De posse da decisão judicial, relativa à ação proposta pela CEEE-D em 2017, em 18 de junho de 2021, a distribuidora
protocolou pedidos de habilitação do crédito junto à RFB. Os pedidos referem-se a R$ 484,7 milhões referentes ao COFINS e
R$ 109,2 milhões referentes ao PIS, totalizando R$ 593,8 milhões.
4 Nota Técnica nº 122/2021-SRD/ANEEL, Sicnet nº 48554.001872/2021-00.
5 Nota Técnica nº 253/2021-SGT/ANEEL, Sicnet nº 48581.001783/2021-00.
6 Nota Técnica nº 257/2021-SGT/ANEEL, Sicnet nº 48581.001795/2021-00.

estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de -1,29%.
14. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
14,62%
5,71%
5,00%
3,78%
3,06%
0,19%
-1,29%
-1,82%

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: Superintendência de Gestão Tarifária
15. 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.
16. 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
Variação Participação

| Verificada (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 2.724.946.338 | 2.907.095.067 | 6,7% | 5,20% | 75,4% |
| Encargos Setoriais | 569.742.075 | 676.811.820 | 18,8% | 3,06% | 17,5% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 3.236.313 | 3.922.886 | 21,2% | 0,02% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 402.324.680 | 427.981.030 | 6,4% | 0,73% | 11,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 39.668.518 | 0,0% | 1,13% | 1,0% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | - | 49.481.512 | 0,0% | 1,41% | 1,3% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 76.141.438 | 49.083.101 -35,5% | -0,77% | 1,3% |  |
| PROINFA | 56.790.067 | 71.900.203 | 26,6% | 0,43% | 1,9% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 31.249.578 | 34.774.569 | 11,3% | 0,10% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 553.549.302 | 489.755.815 -11,5% | -1,82% | 12,7% |  |
| Rede Básica | 327.767.894 | 320.643.612 | -2,2% | -0,20% | 8,3% |
| Rede Básica Fronteira | 101.008.870 | 73.517.227 -27,2% | -0,79% | 1,9% |  |
| Rede Básica ONS (A2) | 397.846 | 329.807 -17,1% | -0,00% | 0,0% |  |
| MUST Itaipu | 34.271.863 | 31.161.224 | -9,1% | -0,09% | 0,8% |
| Transporte de Itaipu | 46.585.256 | 37.535.092 -19,4% | -0,26% | 1,0% |  |
| Conexão | 43.517.573 | 26.568.852 -38,9% | -0,48% | 0,7% |  |
| Custos de Aquisição de Energia | 1.572.765.376 | 1.704.969.912 | 8,4% | 3,78% | 44,2% |
| Receitas Irrecuperáveis | 28.889.585 | 35.557.520 | 23,1% | 0,19% | 0,9% |
| PARCELA B | 775.595.972 | 950.550.311 | 22,6% | 5,00% | 24,6% |
| Custos Operacionais | 428.611.822 | 442.764.231 | 3,3% | 0,40% | 11,5% |
| Anuidades | 53.252.884 | 73.027.284 | 37,1% | 0,56% | 1,9% |
| Remuneração | 222.856.601 | 323.206.002 | 45,0% | 2,87% | 8,4% |
| Depreciação | 121.316.519 | 187.442.276 | 54,5% | 1,89% | 4,9% |
| Outras Receitas | (36.230.133) | (51.666.853) 42,6% | -0,44% | -1,3% |  |
| Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo | (14.211.722) | (24.222.629) 70,4% | -0,29% | -0,6% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 3.500.542.310 | 3.857.645.377 | 10,20% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 200.028.422 | 5,71% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 432.083.066 | 12,34% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 72.146.501 | 2,06% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 121.447.424 | 3,47% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 8.902.424 | 0,25% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (13.112.028) | -0,37% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 21.991.157 | 0,63% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 39.509.083 | 1,13% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 2.868.812 | 0,08% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (70.973.096) | -2,03% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 197.928.991 | 5,65% |  |  |  |
| Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia | 4.797.553 | 0,14% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (155.671.320) | -4,45% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (15.603.732) | -0,45% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (22.102.735) | -0,63% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (1.688.304) | -0,05% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (1.745.628) | -0,05% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (11.474.216) | -0,33% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (1.042.013) | -0,03% |  |  |  |
| PIS/Cofins a compensar | (118.769.049) | -3,39% |  |  |  |
| Medidas Mitigatórias REN 376 e REN 414 | (10.365.227) | -0,30% |  |  |  |
| Decreto 10.665/2021 - Diferimento Itaipu - Energia | (68.496.106) | -1,96% |  |  |  |
| Financeiro de Bandeira de Escassez Hídrica | (210.603.135) | -6,02% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,29%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 14,62%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT

17. O reposicionamento econômico de 10,20% é derivado das variações de custos da Parcela
A e da Parcela B.
Parcela A
18. 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 75,4% dos custos da concessionária, com impacto
tarifário de 5,20%.
19. Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 3,06%, com destaque para o
pagamento do empréstimo referente à Conta-Covid (destinada a receber os recursos de operação
financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020),
a partir de 2021 por meio de CDE específica, que contribuiu para um aumento de 2,54%.
20. Os custos de transmissão impactaram a revisão em -1,82%, principalmente decorrente 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 (REH) nº 2.895 e 2.896/2021, alterada pela REH nº 2.926/2021. A redução dos custos de
transporte se deve principalmente devido ao reperfilamento da dívida da RBSE no cálculo das novas
tarifas.
21. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a uma
variação no efeito médio de 3,78%, com destaque para os contratos de energia nova e alternativa por
disponibilidade, com impacto de 2,86%.
Perdas Regulatórias
22. 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 6,6782% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 122/2021SRD/ANEEL.
23. 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.
No caso da CEEE-D, conforme regra definida no Submódulo 2.6 do PRORET, o ponto de partida foi
estabelecido em 8,0349% sobre o mercado de baixa tensão faturado, sem trajetória de redução.
Custos da Parcela B
24. 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 22,6% em relação ao processo anterior, impactando 5,00% o processo
tarifário.
25. 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.
26. A aplicação da metodologia indicou aumento dos custos regulatórios ao longo do ciclo,
com impacto de 0,40%, por estarem abaixo do intervalo eficiente.
27. 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.
28. A remuneração do capital variou 45,0% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas,
o que representou impacto tarifário de 2,87%. 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.
46,5%
- 1,5%
145,0%
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: Superintendência de Gestão Tarifária

29. A quota de reintegração regulatória variou 54,5% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto de 1,89%. O aumento proveio da variação da Base de
Remuneração Bruta, que foi maior do que a taxa de inflação desde a última revisão, descontado o
crescimento do mercado e a produtividade, além do aumento da taxa média de depreciação em relação
a última revisão tarifária (de 3,72% para 3,85%). O Gráfico 3 demonstra ambos os efeitos.
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
30. A cobertura para anuidades variou 37,1% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas,
com impacto de 0,56% 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.
31. 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.
32. 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).
33. O efeito tarifário referente as ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras
receitas nesta revisão tarifária foi de -0,73%, já considerando receitas extras de UDER entre a data-base
do laudo de ativos do 4º CRTP (junho/2016) e a data da DRAC da distribuidora (fev/2017).

Componentes Financeiros
34. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão:
Tabela 3. Componentes Financeiros.

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 432.083.066 | 12,3% |
| CVA em processamento - Transporte | 72.146.501 | 2,1% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 121.447.424 | 3,5% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 8.902.424 | 0,3% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (13.112.028) | -0,4% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 21.991.157 | 0,6% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 39.509.083 | 1,1% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 2.868.812 | 0,1% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (70.973.096) | -2,0% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 197.928.991 | 5,7% |
| Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia | 4.797.553 | 0,1% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (155.671.320) | -4,4% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (15.603.732) | -0,4% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (22.102.735) | -0,6% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (1.688.304) | 0,0% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (1.745.628) | 0,0% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (11.474.216) | -0,3% |
| Conselho de Consumidores | (1.042.013) | 0,0% |
| PIS/Cofins a compensar | (118.769.048,65) | -3,4% |
| Medidas Mitigatórias REN 376 e REN 414 | (10.365.227,31) | -0,3% |
| Decreto 10.665/2021 - Diferimento Itaipu - Energia | (68.496.106,08) | -2,0% |
| Financeiro de Bandeira de Escassez Hídrica | (210.603.134,58) | -6,0% |
| Total | 200.028.422 | 5,71% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
35. Os componentes financeiros relacionados à CVA em Processamento foram validados pela
SFF, por meio do Memorando nº 328/2021-SFF/ANEEL.
36. Destacam-se, com impacto positivo nas tarifas, os valores da CVA, que totalizam um
impacto de 17,87%, sendo 12,34% decorrente da CVA-energia, ambos em decorrência da diferença entre
a cobertura concedida no último processo tarifário e custos efetivamente incorridos pela CEEE-D no
período de apuração da CVA, que se acentuaram com o cenário de escassez hídrica.
37. Nos financeiros negativos, destacam-se (i) o saldo remanescente da Conta Covid, com
impacto de -1,5%; (ii) a consideração antecipada do diferimento do saldo do bônus de Itaipu, no valor de
R$ -68.496.106,08, com impacto de -2,0%; e (iii) a inclusão dos créditos de PIS/COFINS sobre o ICMS7, no
valor de R$ -118.769.048,65, com impacto de –3,4%.
7 Os créditos de PIS/COFINS, acerca de ações judiciais que questionam a incidência sobre ICMS, são tema da Consulta Pública
nº 05/2021 da ANEEL.

38. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenrgética (CREG), mediante a
3/20218,
Resolução nº estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com
aplicação de setembro/21 a abril/22.
39. Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de
bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo.
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar específico
de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do Decreto nº 8.401, de 4 de
fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta e dois reais por megawatt-hora), que
inclui, além dos valores já homologados pela Aneel: (...)
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar receitas e
despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.
40. Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as tarifas,
mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
41. É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem
direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou
subtraídos dos processos tarifários ordinários.
42. Neste processo, conforme estabelecido no PRORET, a CVA foi calculada considerando as
diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência de agosto. Nessa
apuração, os custos foram superiores as receitas e o efeito financeiro da CVA será positivo, ou seja, uma
tarifa mais elevada. Ocorre que, parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela
distribuidora na conta bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez hídrica, que
contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época.
43. Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e CVA) e
neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, propõe-se um
tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de expurgar dos
processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica.
44. Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional, no processo tarifário
vigente, será considerado um componente financeiro negativo, para expurgar o efeito dos custos não
cobertos pelas Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez. No processo
tarifário subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic.
8 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >> Resolução nº 3
da REG.

45. Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.
46. Neste processo o financeiro negativo referente a Bandeira de escassez hídrica, arrecadados
até agosto/2021, impactou em -6,0%.
47. Todas as medidas de mitigação, cujo efeito total foi de reduzir em 13,17% o impacto
tarifário, fazem parte de uma série de iniciativas da ANEEL em conjunto com as concessionárias, visando
mitigar impactos tarifários ainda mais elevados diante do cenário de pandemia (Covid-19), com
consequentes impactos econômicos na renda e emprego.
Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de
melhoria da qualidade
48. 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.
49. 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 -0,11%.
50. 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 CEEE-D é de -1,68%.
51. 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 0,75%.
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão
52. A tabela a seguir 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
Final Participação
Participação na Variação
Descrição na Revisão
Revisão Total
%
%

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 2,39% | 5,20% | 2,82% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 2,45% | 3,06% | 0,61% |
| Custos de Transmissão | -2,40% | -1,82% | 0,58% |
| Custo de Aquisição de Energia | 2,23% | 3,78% | 1,55% |
| Receitas Irrecuperáveis | 0,11% | 0,19% | 0,08% |
| PARCELA B | 4,51% | 5,00% | 0,49% |
| Reposicionamento Tarifário | 6,9% | 10,2% | 3,3% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 3,78% | 5,71% | 1,94% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -1,16% | -1,29% | -0,13% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 9,52% | 14,62% | 5,11% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
53. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Consulta
Pública foram:
a) Na Parcela A, destaca-se a variação de 1,55% dos custos de compra de energia,
decorrentes do aumento do dólar no período e dos valores dos contratos por disponibilidade de
energia nova/alternativa, que foram atualizados;
b) Já a Parcela B variou apenas 0,49%, justificada pelo resultado da fiscalização da Aneel
sobre os ativos de ditribuição apresentados pela distribuidora, realizada no decorrer da fase de
Consulta Pública, além da validação dos valores de UDEROR, e da redução do mercado da distribuição
que ficou abaixo do projetado para CP;
c) Já os componentes financeiros variaram 1,94% em comparação ao apresentado na CP,
principalmente em decorrência da CVA-energia e encargos calculada pela ANEEL, que foi maior do que
a previsão da empresa, não obstante a inclusão do componente financeiro da bandeira de escassez
hídrica ter contribuido para que o aumento não fosse ainda maior.
Subvenção CDE e composição das Tarifas
54. O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de
novembro/2021 a outubro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$8.713.068,72, já
contemplando o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de
novembro/2020 a outubro/2021.
55. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 4 e 59.
9
No Gráfico 4, 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 5, 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 Receitas
Transmissão Irrecuperáveis
12,7% 0,9%
Custo de
PROINFA
Energia
44,2% 1,9%
CDE
13,4%
Impostos
17,5%
ESS/EER
1,3%
Custo de
Outros
Distribuição
1,0%
24,6%
Gráfico 4. Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária

Custo de Encargos Receitas
Setoriais; Irrecuperáveis
Transmissão

; 8,3% 11,5% ; 0,6%
ICMS;
30,3%
Tributos;
Custo de
Energia; 34,7%
28,9%
PIS/COFINS;
Custo de
4,3%
Distribuição;
16,1%
Gráfico 5. Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
56. O Gráfico abaixo ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da concessionária nos últimos
10 anos, que variaram 85,09%, abaixo das variações do IGP-M no mesmo período, de 132,09%, mas acima
do IPCA, de 78,75%.

B1 - Residencial
IGPM
IPCA 629,70
547,60 548,97
505,42 515,07
483,17
456,62
382,49 396,99 391,16
340,21 336,98
312,57
275,88
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 6. Evolução da Tarifa B1 – Residencial.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
57. 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 PRODIST10.
58. Nos Gráficos 7 e 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 2022 a 2026, a
redução média anual é de 3,91% no DEC e de 5,00% no FEC.
10 "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."

Gráfico 7. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CEEE-D.
Fonte: Nota Técnica nº 124/2021-SRD/ANEEL.
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CEEE-D.
Fonte: Nota Técnica nº 124/2021-SRD/ANEEL.
59. Para avaliar a consistência dos limites globais da CEEE-D, apresenta-se, nos Gráficos 9 e 10,
uma comparação com os limites das distribuidoras de grande porte da região Sul. Observa-se que os
limites de DEC e FEC da CEEE-D estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 124/2021-SRD/ANEEL.
Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 124/2021-SRD/ANEEL.

60. 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 CEEE-D entre 2016 e 2020:
Tabela 5. Compensações efetuadas pela CEEE-D.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2016 | 4.589.045 | 20.065.576,57 |
| --- | --- | --- |
| 2017 | 3.186.688 | 20.121.499,52 |
| 2018 | 2.775.550 | 23.033.755,75 |
| 2019 | 3.540.447 | 28.084.329,64 |
| 2020 | 4.263.121 | 35.025.338,14 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
61. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: Lei nº 9.427,
de 26 de dezembro de 1996; Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995;
Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária;
Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional e no
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 081/1999.
IV – DISPOSITIVO
62. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 081/1999 e no que constam
dos Processos nº 48500.004615/2020-52 e nº 48500.002667/2021-75, voto por APROVAR o resultado da
revisão tarifária periódica de 2021 da CEEE-D, na forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a
fim de:
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica, a vigorar a partir de 22/11/2021,
que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 14,62%, sendo 13,24%, em média,
para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 15,18%, 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 CEEE-D, 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 -1,68%;
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022 a
2026 a serem observados pela CEEE-D; e

g) 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 6,6782% 6,6782% 6,6782% 6,6782%
Perdas Não Técnicas sobre Mercado 8,0349% 8,0349% 8,0349% 8,0349%
Brasília, 16 de novembro de 2021
(assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor