REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2860/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Energisa Sergipe - ESE.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-04-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005034/2020-38
INTERESSADOS: ESE - Energisa Sergipe - Distribuidora de Energia S.A.
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da ESE - Energisa Sergipe - Distribuidora de Energia S.A., a
vigorar a partir de 22 de abril de 2021.
I. RELATÓRIO
A Energisa Sergipe – ESE é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia
elétrica sediada na cidade de Aracaju/SE e atende cerca de 813 mil unidades consumidoras, cujo consumo
de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 1,2 bilhão.
2. Em 20 de abril de 2020, foi aprovado o reajuste tarifário anual da ESE, no qual as tarifas
foram, em média, reajustadas em 1,20%. No entanto, como parte de ações para atenuação dos efeitos da
pandemia de Covid-19, aquelas tarifas tiveram sua vigência iniciada apenas a partir de 1º de julho de 2020,
conforme previsto no artigo 13 da Resolução Homologatória – REH nº 2.678/2020.
3. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº
885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor elétrico
para enfrentamento do estado de calamidade pública (CONTA-COVID) reconhecido pelo Decreto
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020;
e dispôs sobre outras providências.
4. Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de
reajuste tarifário da distribuidora à Superintendência de Regulação de Mercado – SRM2.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 007/1997-ANEEL.
2 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00).

5. Em 10 de março de 2021, a SGT realizou reunião com os representantes da ESE, prestando
os esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os
prazos a serem observados para entrega de informações e documentos.
6. O Memorando nº 46/2021-SRM/ANEEL3, de 24 de março de 2021, informou os respectivos
montantes e preços de repasse dos contratos bilaterais de compra e venda de energia que a
concessionária possui, inclusive os de geração distribuída decorrentes de desverticalização.
4
7. Em 29 de março de 2021, a SFF emitiu o Memorando nº 73/2021-SFF/ANEEL com a
validação dos itens da Parcela A da ESE.
8. Por intermédio do Ofício Circular nº 08/2021-SGT/SRD/SFF/ANEEL5, de 31 de março de
2021, foi solicitado à ESE informações acerca das receitas previstas nas Resoluções Normativas nº
414/2010 (Alterada pela REN 714/2016) e nº 376/2009, a serem destinadas à modicidade tarifária.
9. Pelo Ofício Circular nº 09/2021-SGT/SFF/ANEEL6, de 06 de abril de 2021, foi solicitado à
distribuidora os valores faturados de Ultrapassagem de Demanda – UD e Excedente de Reativos – ER
visando a antecipação de sua reversão para as tarifas no presente reajuste tarifário.
10. Em 12 de abril de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores versões finais
das planilhas de cálculo relativos a esse reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução Normativa
- REN nº 652, de 17 de março de 2015.
11. A ESE encaminhou, em 15 de abril de 2021, a carta ENERGISASE/DREG-ANEEL/N°003/2021
em que solicitou a inclusão dos componentes financeiros referentes a: (i) antecipação de valores
3 Documento SIC nº 48580.000180/2021-00.
4
Documento SIC nº 48536.001194/2021-00.
5 Documento SIC nº 48581.000515/2021-00.
6 Documento SIC nº 48581.000531/2021-00.

referentes a UDER, em resposta ao Ofício Circular n° 09/2021; (ii) reperfilamento dos pagamentos de
RBSE; e (iii) diferimento de Parcela B.
12. No dia 20 de abril de 2021, a ESE enviou a correspondência ENERGISASE/DREGANEEL/N°004/2021, em que solicitou o diferimento de parte do valor referente a previsão de risco
hidrológico, de modo a ampliar a redução do efeito médio ao consumidor.
13. Em 20 de abril de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota
Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021.
II. FUNDAMENTAÇÃO
14. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ESE conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 8,90%, sendo de 9,43%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 8,66%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 9,43%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,66%
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor Efeito Médio AT+BT 8,90%
15. O efeito médio de 8,90% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 18,41% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a uma redução de -4,03%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -5,48%, conforme
apresentado no Gráfico 1.

10,30%
8,90%
3,62%
2,52%
1,97%
-4,03%
-5,48%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
16. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação Participação

DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 779.067.037 | 879.209.774 | 12,9% | 8,11% | 60,2% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 108.021.034 | 132.338.223 | 22,5% | 1,97% | 9,1% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 1.889.925 | 2.460.180 | 30,2% | 0,05% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 48.115.742 | 47.877.914 | -0,5% | -0,02% | 3,3% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | - | 9.360.611 | 0,0% | 0,76% | 0,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 0 | 9.468.630 | 0,0% | 0,77% | 0,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 27.716.182 | 27.032.704 | -2,5% | -0,06% | 1,8% |
| PROINFA | 17.880.321 | 22.727.452 | 27,1% | 0,39% | 1,6% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 12.360.634 | 13.337.955 | 7,9% | 0,08% | 0,9% |
| ONS | 58.230 | 72.777 | 25,0% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 74.998.202 | 106.148.982 | 41,5% | 2,52% | 7,3% |
| Rede Básica | 51.638.995 | 79.578.575 | 54,1% | 2,26% | 5,4% |
| Rede Básica Fronteira | 14.865.710 | 17.435.585 | 17,3% | 0,21% | 1,2% |
| Conexão | 8.493.498 | 9.134.822 | 7,6% | 0,05% | 0,6% |
| Custos de Aquisição de Energia | 596.047.801 | 640.722.569 | 7,5% | 3,62% | 43,8% |
| PARCELA B | 455.214.395 | 582.360.670 | 27,9% | 10,30% | 39,8% |
| IRT | 1.234.281.432 1.461.570.444 | 18,41% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | - 49.742.921 | -4,03% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 52.571.966 | 4,26% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 24.692.189 | 2,00% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (2.959.151) | -0,24% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 2.379.933 | 0,19% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 4.742.497 | 0,38% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 12.301.647 | 1,00% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 635.000 | 0,05% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 34.658.005 | 2,81% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 170.307 | 0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (39.033.121) | -3,16% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (38.810.682) | -3,14% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (1.265.291) | -0,10% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (4.697.658) | -0,38% |  |  |  |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (2.891.751) | -0,23% |  |  |  |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 2.085.844 | 0,17% |  |  |  |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB | (13.302.588) | -1,08% |  |  |  |

Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exced (22.297.663) -1,81%

Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (RE (848.872) -0,07%
Diferimento de Parcela B (44.673.532) -3,62%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,48%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,90%
17. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 60,2% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 8,11% na composição do índice de reajuste
tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos:
a) Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio
de 1,97%. Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE, iniciou o pagamento do empréstimo

destinado a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em
2020, denominado CDE - CONTA COVID, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020. Com isso,
os efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na TE e na TUSD,
são, respectivamente, de 0,77% e 0,76%.
b) Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio de 2,52%. Sobre esse
item, destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de
2020, as quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas das
concessionárias de transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão.
c) Custos de aquisição de energia – já os custos de compra de energia representaram uma variação
tarifária de 3,62%. Contribuíram para essa variação: i) o aumento do custo da energia proveniente
dos CCEARs por disponibilidade (impacto de 1,66%); e ii) os custos decorrentes do CCGF (impacto
de 0,77%), em função da redução da quantidade considerada e do aumento da tarifa de repasse.
As contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser observadas no gráfico
abaixo:
3,62%
1,13%
0,77%

0,53% 0,54% 0,51%
0,28%
0,06%
-0,01%
-0,20%

Total CCEAR CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Bilateral Proinfa
Existente Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I e II 12.783/2013

DSP QTD DSP QTD

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
18. Em relação aos custos da Parcela B, estes representam 39,8% dos custos da Concessionária.
O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 10,30% do total do efeito médio a ser
percebido pelos consumidores.
19. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2020 e
março de 2021 do IGP-M (de 31,10%), subtraída do Fator X (de 3,17%), o que totaliza 27,93%.
20. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
(sem7 tributos8),

Distribuidora e com os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição,
além do pagamento dos encargos setoriais.
Custo de
Energia Custo de
43,8% PROINFA
Transmissão
1,6%
7,3%
CDE
Encargos
4,6%
Setorias
9,1% ESS/EER
1,8%
Outros
Custo de
1,1%
Distribuição
39,8%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
7 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
8 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,8% para o ICMS e de 4,2% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 25,1% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 33,5% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
5,4% 6,8%
Custo de
Energia
ICMS
32,8%
20,8%
Tributos
25,1%
PIS/COFINS
Custo de
4,2%
Distribuição
29,9%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
21. Quanto aos componentes financeiros9 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -4,03% no atual reajuste da ESE, conforme indicado na Tabela 2.
22. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em Processamento
– Energia, com efeito de 4,26%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no
período de apuração da CVA.
23. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
9 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 52.571.966 | 4,26% |
| CVA em processamento -Transporte | 24.692.189 | 2,00% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (2.959.151) | -0,24% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 2.379.933 | 0,19% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 4.742.497 | 0,38% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 12.301.647 | 1,00% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 635.000 | 0,05% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 34.658.005 | 2,81% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 170.307 | 0,01% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (39.033.121) | -3,16% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (38.810.682) | -3,14% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (1.265.291) | -0,10% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (4.697.658) | -0,38% |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (2.891.751) | -0,23% |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 2.085.844 | 0,17% |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB | (13.302.588) | -1,08% |
| Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Ex | (22.297.663) | -1,81% |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores | (848.872) | -0,07% |
| Diferimento de Parcela B | (44.673.532) | -3,62% |
| Diferimento de Previsão de Risco Hidrológico | (13.200.000) | -1,07% |
| Total | (49.742.921) | -4,03% |

24. Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente
da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários
atingindo patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliada a condições
desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram
desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e,
em diálogo com as empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se
observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por
consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico.
25. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo.
Maiores detalhes a respeito constam da Nota Técnica 74/2021-SGT/ANEEL.
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid. Trata-se da reversão dos valores transferidos

para a ESE de recursos da CONTA-COVID. Os montantes em questão equivalem a totalidade dos valores
recebidos pela ESE da CONTA-COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens
previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, totalizando um impacto de -3,86%.
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE. Trata-se de
componente financeiro associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000,
relacionado a remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de
2017, que, segundo parecer da douta procuradoria da Aneel, deve ser atualizada pela taxa referente ao
custo de capital próprio até 1º de julho de 2020 e incorporada à RAP das transmissoras a partir do ciclo
2020-2021, pelo prazo de oito anos. Segundo noticiado pela SGT, "considerando que durante os ciclos de
2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos associados não continham a remuneração nos termos da Portaria
nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi calculado o saldo devedor desse componente, constituído
pelo custo de capital remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento
(01/07/2020), descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de
constituição da dívida". Dessa forma, para este processo tarifário, foi calculado um componente
financeiro negativo para a ESE, no valor de R$ 13,3 milhões, equivalente ao montante de redução dos
custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao patamar de custos de transmissão vigentes
que, por força do Contrato de Concessão, compõem a cobertura econômica nos processos tarifários de
distribuição. Esse componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 1,08%.
c) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e
Excedente de Reativos – UDER. Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores
de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não
assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela B, a
partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3CRTP. No entanto, como parte das soluções
desenvolvidas com o intuito de mitigar a pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste
processo de reajuste tarifário, está sendo considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos
faturados entre a última revisão tarifária da concessionária e competência mais recente disponível,
conforme valores declarados pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL,
de 06 de abril de 2021. Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$

22,3 milhões, contribuindo com uma redução tarifária de 1,81%. Cumpre destacar que na próxima revisão
tarifária da concessionária, momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro
de contas e o acerto entre os valores de UD e ER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo
2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um
spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante antecipado.
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e nº 376/2009).
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade
tarifária, associados às RENs nº 414/2010 e nº 376/2009. Cuida-se de recursos recebidos pela
distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus
consumidores, previstas no §3º Art. 70-A da REN nº414º2010; (ii) aos créditos que não puderam ser
devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do Art. 88 da REN nº 414/2010 e (iii)
às multas aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, do
Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER, conforme Art. 9 da REN 376/2009, cujo volume
informado e contabilizado pela distribuidora até dezembro/2020 representa R$ 0,85 milhão, contribuindo
para redução do efeito em 0,07%. Vale ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão
por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.
e) Diferimento de Parcela B. Adicionalmente, a fim de amenizar um pouco mais o efeito
nas tarifas, a ESE propôs diferimento de R$ 44,6 milhões de parcela B, cujo impacto representa um redutor
de 3,62% nas tarifas. Tal valor será revertido à distribuidora no processo tarifário subsequente,
devidamente atualizado pelo IPCA.
f) Diferimento de Previsão de Risco Hidrológico. Por fim, ainda com o intuito de amenizar
um pouco mais o efeito nas tarifas, a ESE propôs também um diferimento de R$ 13,2 milhões de previsão
de risco hidrológico, cujo impacto representa -1,07%. Tal valor será revertido à distribuidora no processo
tarifário subsequente, devidamente atualizado pela Selic.
26. Outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, é a
evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (71,8%) e as variações do IGP-

M (119,4%) e do IPCA (73,3%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
580,44
535,51
530,72
514,30
467,59
432,33
409,35
353,69 369,77
337,93 344,79
308,29
290,03
Reajuste Reajuste RTE RTE 2013 Reajuste RTE Reajuste Reajuste Reajuste RTE 2018 Reajuste Reajuste Reajuste

2011 2012 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2019 2020 2021
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
27. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de abril/2021 a março/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de
abril/2020 a março/2021.
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 213.425 | 1.619.117 | 1.832.542 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | (3.760) | 313.089 | 309.329 |
| Subsídio Distribuição | (167.416) | - | (167.416) |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (96.919) | 465.060 | 368.142 |
| Subsídio Rural | (21.027) | 412.710 | 391.683 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (39.030) | 460.416 | 421.386 |
| Total | (114.727) | 3.270.392 | 3.155.665 |

IV. DIREITO
28. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei nº
9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; iv) Decreto nº
7.246, de 28/7/2010; v) Decreto nº 7.945, de 7/3/2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público
026/2000-ANEEL.
de Distribuição de Energia Elétrica nº
V. DISPOSITIVO
29. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005034/2020-38, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ESE - Energisa Sergipe -
Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 22 de abril de 2021, que conduz ao
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 8,90%, sendo 9,43% para os
consumidores em alta tensão e 8,66% para os consumidores em baixa tensão;
b) Estabelecer que o diferimento de Parcela B seja revertido à distribuidora no processo
tarifário subsequente, devidamente atualizado pelo IPCA.
c) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da ESE;
d) Estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como DIT de uso exclusivo; e
e) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à ESE, de
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 22 de abril de 2021.
(Assinado digitalmente)
ELISA BASTOS SILVA
Diretor