REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 10631/2021
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 Luz e Força Santa Maria S.A - ELFSM, para o período de 2022 a 2026.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-11-12
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004631/2020-45 e 48500.001022/2021-15 (DEC e FEC).
INTERESSADA: Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. – ELFSM.
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa.
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO
DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD.
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2021 da Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. –
ELFSM, a vigorar a partir de 22/09/2021, 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, consolidados
após a avaliação das contribuições trazidas na Consulta Pública nº 038/2021.
I. R E L A T Ó R I O
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 020/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Empresa Luz e Força Santa Maria S.A.
("ELFSM" ou "SANTA MARIA"), estabelece a data de 22/09/2021 para a realização da Revisão Tarifária
Periódica ("RTP") 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 29 de junho de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública ("CP")
nº 038, de 2021, com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de

contribuições estendeu-se até 13 de agosto de 2021, com a Audiência Pública ("AP"), por
videoconferência, realizada no dia 15 de julho de 2021.
4. Em 28 de abril de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição
("SRD") emitiu a Nota Técnica nº 108/2021-SRD/ANEEL, oportunidade em que realizou análise das
contribuições da CP nº 38, de 2021, relativas ao estabelecimento dos limites dos indicadores de
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora ("DEC") e de Frequência
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora ("FEC") dos conjuntos da ELFSM para os anos de
2022 a 2026.
5. Em 27 de agosto de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira
("SFF") prestou, por meio do Memorando nº 245/2021-SFF/ANEEL, as informações concernentes a Outras
Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos.
6. Em 30 de agosto de 2021, a SFF, por intermédio do Memorando nº 247/2021-SFF/ANEEL,
validou os dados para a composição da Base de Remuneração da SANTA MARIA. Adicionalmente,
informou os valores brutos referentes à Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos da
Distribuidora no período após a RTP de 2016 até a Data Referência de Alteração Contratual ("DRAC").
7. Em 2 de setembro de 2021, a SRD, nos termos do Memorando nº 210/2021-SRD/ANEEL,
encaminhou a Nota Técnica nº 110/2021-SRD/ANEL, de mesma data, informando o percentual final das
perdas na distribuição da SANTA MARIA.
8. Em 3 de setembro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária ("SGT") emitiu a Nota
Técnica nº 213/2021-SGT/ANEEL, realizando a análise das contribuições apresentadas no âmbito da CP nº
38, de 2021.
9. Em 8 de setembro de 2021, realizou-se reunião virtual com a participação de minha
Assessoria, das áreas técnicas da SRD e SGT, bem como da Diretoria da distribuidora para tratar do cálculo
das perdas técnicas da SANTA MARIA.
10. Em 10 setembro de 2021, a proposta final da RTP foi encaminhada à SANTA MARIA e ao
seu Conselho de Consumidores.

11. Em 14 de setembro de 2021, a SGT, por instrumento da Nota Técnica nº 216/2021SGT/ANEEL, consolidou o Resultado da Revisão Tarifária Periódica ("RTP") da ELFSM.
7. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
8. A revisão das tarifas da ELFSM, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 10,08%, sendo de 0,78%, em média, para os
consumidores conectados na alta tensão e de 12,08%, em média, para os consumidores conectados na
baixa tensão.
9. 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) 0,78%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 12,08%
Efeito Médio AT+BT 10,08%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL.
10. A diferença de efeitos entres os grupos tarifários deve-se à variação dos itens de custos que
compõem a tarifa e a nova estrutura tarifária, definida na revisão tarifária. Quanto aos custos, destaca-se
a redução dos custos de transmissão e distribuição de energia elétrica, assim como a redução do
orçamento da CDE – USO, que tem impacto mais significativo aos consumidores de alta tensão. Já quanto
à nova estrutura tarifária, destaca-se a variação da alocação de custos de Parcela B entre os consumidores
de média e baixa tensão, devido à nova estrutura tarifária e às variações de mercado e dos custos entre
as revisões tarifárias, conforme devidamente justificado na Nota Técnica nº 219/2021-SGT/ANEEL.
Ademais, destaque-se a transição dos descontos dos consumidores rurais, que majora em mais de dois
pontos percentuais o efeito médio do processo tarifário, o que contribuiu significativamente para o
aumento da diferença de efeito médio entre os grupos de consumo.

11. O efeito médio de 10,08% decorre: (i) do reposicionamento econômico (itens de Parcela A
e B), com efeito tarifário de 0,44%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de 6,94%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de 2,71%.
12. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio:
10,08%
6,94%
2,71%
0,92% 1,01%
0,00%
-0,42%
-1,07%

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 – SGT/ANEEL.
13. A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores
atuais e os estabelecidos na revisão, a respectiva variação percentual, a contribuição de cada item para o
efeito médio calculado, bem como a participação de cada item na composição da receita da
concessionária.

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da ELFSM

Receita Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação

| Verificada (R$) Verificada (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 228.590.045 | 228.592.991 | 226.794.880 | -0,8% | -0,57% | 71,7% |
| Encargos Setoriais | 47.661.583 | 47.662.197 | 50.557.916 | 6,1% | 0,92% | 16,0% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 392.734 | 392.739 | 371.603 | -5,4% | -0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 34.227.658 | 34.228.099 | 30.061.075 -12,2% | -1,32% | 9,5% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | - | 3.468.807 | 0,0% | 1,10% | 1,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | - | - | 5.157.975 | 0,0% | 1,64% | 1,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 5.681.920 | 5.681.993 | 3.673.144 -35,4% | -0,64% | 1,2% |  |
| PROINFA | 4.592.024 | 4.592.083 | 4.827.627 | 5,1% | 0,07% | 1,5% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 2.767.247 | 2.767.283 | 2.997.685 | 8,3% | 0,07% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 42.318.291 | 42.318.837 | 38.940.822 | -8,0% | -1,07% | 12,3% |
| Rede Básica | 14.963.291 | 14.963.484 | 11.539.024 -22,9% | -1,09% | 3,6% |  |
| Rede Básica Fronteira | 1.414.541 | 1.414.559 | 1.679.694 18,7% | 0,08% | 0,5% |  |
| MUST Itaipu | 1.968.453 | 1.968.478 | 2.186.059 11,1% | 0,07% | 0,7% |  |
| Transporte de Itaipu | 2.678.690 | 2.678.724 | 2.122.801 -20,8% | -0,18% | 0,7% |  |
| Conexão | 474.709 | 474.715 | 515.055 | 8,5% | 0,01% | 0,2% |
| Uso do sistema de distribuição | 20.818.608 | 20.818.876 | 20.898.189 | 0,4% | 0,03% | 6,6% |
| Custos de Aquisição de Energia | 138.409.384 | 138.411.168 | 137.089.091 | -1,0% | -0,42% | 43,3% |
| Receitas Irrecuperáveis | 200.787 | 200.790 | 207.050 | 3,1% | 0,00% | 0,1% |
| PARCELA B | 86.320.045 | 86.320.045 | 89.488.977 | 3,7% | 1,01% | 28,3% |
| Custos Operacionais | 49.612.201 | 49.612.201 | 49.256.892 | -0,7% | -0,11% | 15,6% |
| Anuidades | 8.308.636 | 8.308.636 | 9.631.217 15,9% | 0,42% | 3,0% |  |
| Remuneração | 20.784.272 | 20.784.272 | 22.143.439 | 6,5% | 0,43% | 7,0% |
| Depreciação | 10.962.497 | 10.962.497 | 12.532.842 14,3% | 0,50% | 4,0% |  |
| UD+ER+OR | (3.347.561) | (3.347.561) | (4.075.413) 21,7% | -0,23% | -1,3% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 314.910.090 | 314.913.036 | 316.283.857 | 0,44% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 21.860.132 | 6,94% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 16.254.027 | 5,16% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 3.617.376 | 1,15% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 8.150.322 | 2,59% |  |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (1.740.114) | -0,55% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.531.055 | 0,49% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (3.053.618) | -0,97% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (4.887.781) | -1,55% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (5.385) | 0,00% |  |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (4.816.154) | -1,53% |  |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 282.241 | 0,09% |  |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 12.952.353 | 4,11% |  |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 109.898 | 0,03% |  |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (10.742.538) | -3,41% |  |  |  |  |
| Reversão de Diferimento de Risco Hidrologico - RTA 2020 | 10.868.439 | 3,45% |  |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (3.749.429) | -1,19% |  |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (892.970) | -0,28% |  |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (797.820) | -0,25% |  |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 28.184 | 0,01% |  |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (5.201) | 0,00% |  |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (632.560) | -0,20% |  |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (462.784) | -0,15% |  |  |  |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual (§3º Art. 70-A REN 414) | (147.409) | -0,05% |  |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 2,71%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 10,08%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
14. O reposicionamento econômico de 0,44% é derivado das variações de custos da Parcela A
e da Parcela B.

Parcela A
15. A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais,
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e de geração de energia elétrica, inclusive
a geração própria, e às receitas irrecuperáveis. A Parcela A representa 71,7% dos custos da
Concessionária, variou -0,8%, representando um impacto tarifário de -0,57%.
16. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 0,92%. Destaca-se,
principalmente, que o início do recolhimento, a partir dos processos tarifários de 2021, de um novo
componente do Encargo CDE, aqui denominado CDE - CONTA COVID, relacionado ao pagamento do
empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350, de 2020.
17. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -1,07%, em função,
principalmente, da redução de despesas relacionadas aos custos de transporte, decorrente do
reperfilamento do pagamento dos financeiros associados à RBSE, conforme Resolução Homologatória
("REH") nº 2.896, de 2021.
18. Os custos de compra de energia considerados para a ELFSM levaram a uma variação no
efeito médio de -0,94%. Contribuiu especialmente para esse efeito a atualização dos preços dos CCEARQuantidade e das Cotas Lei nº 12.783, de 2013.
19. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de -0,42%. Contribuiu
especialmente para essa redução o término do suprimento da energia associada ao 18º Leilão de Energia
Existente (2019-2020), cujo preço de cobertura considerado no processo tarifário de 2020 foi de R$
174,51/MWh, e o concomitante início de suprimento da energia contratada no 25º Leilão de Energia
Existente (2021-2022), cujo preço de cobertura considerado no atual processo é de R$ 142,00/MWh.
20. Já as receitas irrecuperáveis variaram 3,1% em relação aos valores tarifários atuais, com
impacto de 0,00% nas tarifas.

Perdas Regulatórias
21. 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 6,871% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 110/2021SRD/ANEEL.
22. Ressalte-se que, em face das informações prestadas pela ELFSM não terem possibilitado a
obtenção de valor consistente pela SRD, aplicou-se o disposto no item 3.2 da Seção 7.1 do Módulo 7 do
PRODIST. Assim, afigura-se pertinente envidar os esforços necessários para os fins de se sanarem as
divergências verificadas na base de dados da Distribuidora, de forma a permitir uma avaliação detalhada,
precisa e consistente das perdas totais na distribuição.
23. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada baseia-se 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 (cinco) 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 ELFSM, conforme regra definida no
PRORET, o ponto de partida foi estabelecido em 3,23% sobre o mercado de baixa tensão faturado, com
trajetória de redução ao longo do ciclo, de forma que, a meta correspondente ao último ano do ciclo,
2025, será de 2,02%.
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 representa 28,3% dos custos da concessionária e
variou em 3,7%, o que representa um impacto tarifário de 1,01%.

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.
19. A aplicação da metodologia indicou trajetória de aumento do valor dos custos regulatórios
ao longo do ciclo, porém o conjunto do índice de produtividade agregado ao mecanismo de incentivo à
qualidade fizeram com que os custos operacionais resultasse em custos operacionais abaixo daqueles
existentes nas atuais tarifas, com variação de -0,7% e impacto nesta revisão tarifária de -0,11%. O Gráfico
2 demonstra o efeito que explica a variação dos custos operacionais.
-0,7%
100,0% 99,3%

Custo Operacional Efeito Custo Custo Operacional
Processo Anterior Operacional Revisão
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre custo operacional
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
20. 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.
21. A respeito da remuneração do capital, houve variação de 6,5% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 0,43%. A situação adveio principalmente do
aumento da Base de Remuneração Líquida, com impacto estimado de 7,6% sobre a remuneração de

capital. Por outro lado, a queda da taxa média de remuneração regulatória ("WACC"), quando comparada
com a definida na revisão de 2016, amenizou a variação da remuneração do capital em -1,1%. O Gráfico
3 demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital:
7,6%
- 1,1%
106,5%
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.
22. A quota de reintegração regulatória variou 14,3% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,50%. A situação adveio principalmente do
aumento da Base de Remuneração Bruta, com contribuição estimada de 13,5%. O aumento na taxa média
de depreciação em relação à última revisão tarifária (de 3,69% para 3,72%), contribuiu com aumento em
0,8%. O Gráfico 4 demonstra ambos efeitos:
0,8%
13,5%
114,3%
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.

23. A cobertura para anuidades variou 15,9% em relação aos valores contidos nas tarifas, com
impacto de 0,42% nesta revisão. Esse resultado proveio do aumento das Bases de Remuneração das quais
o cálculo depende. O Gráfico 5 ilustra o efeito:
15,9%
115,9%
100,0%

Anuidades Efeito das Anuidades
Processo Anterior Anuidades Revisão
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre as anuidades
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
24. As outras receitas (OR) referem-se 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.
25. A Resolução Normativa ("REN") nº 414, de 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").
26. Houve alteração na forma de tratamento das receitas de UD e ER, que, no ciclo tarifário
anterior, eram contabilizadas como obrigações especiais e, nesta revisão, entram como redutores da
Parcela B.

27. 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 247/2021-SFF/ANEEL,
proporcionalizados conforme o ciclo tarifário.
28. Desse modo, a soma de todas essas receitas ("UDEROR") teve um impacato de
-0,23% nesta revisão, conforme apresentado na Tabela 2:
Tabela 2. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos
Período de

Descrição Pré-DRAC Total
Referência

Ultrapassagem de Demanda 364.643 72.142 436.785
Excedente Reativo 1.121.025 180.735 1.301.760
Total 1.485.668 252.876 1.738.545
Componentes Financeiros
29. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da ELFSM:

Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 16.254.027 | 5,16% |
| CVA em processamento - Transporte | 3.617.376 | 1,15% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 8.150.322 | 2,59% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (1.740.114) | -0,55% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.531.055 | 0,49% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (3.053.618) | -0,97% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (4.887.781) | -1,55% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (5.385) | 0,00% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (4.816.154) | -1,53% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 282.241 | 0,09% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 12.952.353 | 4,11% |
| Ajuste CUSD | 109.898 | 0,03% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (10.742.538) | -3,41% |
| Reversão de Diferimento de Risco Hidrologico - RTA 2020 | 10.868.439 | 3,45% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (3.749.429) | -1,19% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (892.970) | -0,28% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (797.820) | -0,25% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 28.184 | 0,01% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (5.201) | 0,00% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (632.560) | -0,20% |
| Conselho de Consumidores | (462.784) | -0,15% |
| Reversão de créditos de rescisão contratual (§3º Art. 70-A REN 414) | (147.409) | -0,05% |
| Total | 21.860.132 | 6,94% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
30. De acordo com a Tabela acima, os componentes financeiros apurados, para compensação
nos 12 (doze) meses subsequentes, contribuíram com o efeito de 6,94% na atual revisão da SANTA MARIA.
31. Desse resultado, é destacado pela SGT a CVA Energia, com efeito de 5,16%, impactada
principalmente pelos custos relacionados aos riscos hidrológicos associados as Usinas Repactuadas, CCGF
e Itaipu Binacional.
32. Outro item que impactou este processo tarifário com valor positivo foi a CVA de Encargos
Setoriais, com efeito de 2,59%, em decorrência da diferença entre a cobertura concedida no último
processo tarifário e custos efetivamente incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA.
33. Com efeito negativo, foi destacado pela SGT a reversão dos recursos da operação financeira
para alívio do caixa das distribuidoras de energia, denominado Conta-Covid, e transferidos à SANTA
MARIA. Os montantes em questão equivalem ao remanescente dos valores recebidos pela distribuidora
da CONTA-COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens previstos no artigo 5º,

§ 2º, da REN nº 885, de 2020, que ainda não tinham sido revertidos em favor da modicidade tarifária no
processo tarifário de 2020, no valor de R$ 6,05 milhões, contribuindo com uma redução tarifária de 1,92%.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
34. 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.
35. Esse índice é constituído de 3 (três) componentes, sendo 1 (um) deles definido na revisão
tarifária, o que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T.
36. 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
0,56%.
37. 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 ELFSM é de -0,20%.
38. 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 0,51%. 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.
39. Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da SANTA MARIA, até a próxima
revisão tarifária, será de -0,20%, a ser acrescido dos Componentes Pd e Q, os quais devem ser atualizados
a cada reajuste tarifários.

40. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
61.
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e
Custo de Receitas
Custo de Transmissão Irrecuperáveis

Energia 12,3% 0,1%
PROINFA
43,3%
1,5%
CDE
12,2%
Impostos
16,0%
ESS/EER
Custo de 1,2%
Outros
Distribuição
1,1%
28,3%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Receitas
Custo de Encargos Irrecuperáveis;

Transmissão; Setoriais; 0,0%
9,1% 11,8%
ICMS;
Tributos; 21,7%
26,3%
PIS/COFINS;
Custo de
Custo de 4,6%
Energia;
32,0% Distribuição;
20,9%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
41. O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos, que variaram 62,19%, abaixo das variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, respectivamente
141,02% e 79,95%.
1
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.

42. O Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10
(dez) anos, cuja variação foi de 57,36%, abaixo da variação do IGP-M e do IPCA identificada no mesmo
período, de 140,44% e 82,35%2, respectivamente:
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
615,68 647,42
593,39

503,33 519,00 539,30 517,96
466,40 461,23
411,42 401,32 418,43
325,19 325,14
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.
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão
43. 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 Variação
Descrição
na Revisão na Revisão Total
% %

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -0,65% | -0,57% | 0,08% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1,76% | 0,92% | -0,85% |
| Custos de Transmissão | -1,48% | -1,07% | 0,41% |
| Custo de Aquisição de Energia | -0,94% | -0,42% | 0,52% |
| Receitas Irrecuperáveis | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| PARCELA B | 0,72% | 1,01% | 0,28% |
| Reposicionamento Tarifário | 0,07% | 0,44% | 0,37% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 10,56% | 6,94% | -3,62% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Ante 2,89% | 2,71% | -0,19% |  |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 13,52% | 10,08% | -3,44% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
2 Cabe observar que o reajuste de 2011, homologado pela REH nº 1.105, de 2011, teve vigência a partir de 07/02/2011. Sendo
assim, a variação do IGP-M e IPCA indicados contempla período superior a 10 anos.

44. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Consulta
Pública foram:
a) Na Parcela A, destaca-se a variação dos Encargos Setoriais, devido a redução dos
Encargos Serviços do Sistema – ESS & Encargos de Energia de Reserva – EER, cujo
valor anterior era estimado, sendo o atual estabelecido pelo Despacho nº
2.690/2021, efeito de -0,85%.
b) Já a Parcela B, apresentou uma variação de 0,28%. Esse aumento é justificado
principalmente pela diferença dos valores de UDEROR em DRA, erroneamente não
contabilizados no cálculo apresentado em fase de AP; e
c) Quanto aos componentes financeiros, a variação de -3,62%, em comparação com a
CP, ocorreu em função, da validação da Saldo a Compensar CVA e
Sobrecontratação/Exposição de energia.
45. O gráfico abaixo ilustra a variação de cada item que compõe o efeito médio, em que as
barras verdes demonstram os efeitos apresentados para consulta pública e, as em azul, referente ao
resultado final.
Gráfico 8. Comparação de efeitos entre a CP e o Resultado da RTP
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
46. 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, de 2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do
Módulo 8 do PRODIST3.
47. No Gráfico 9 é apresentado o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC
e FEC para a ELFSM. Em relação aos limites globais propostos para o período 2022 a 2026, a redução
média anual é de 1,92% no DEC e de 4,26% no FEC:
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."

Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da ELFSM.
Fonte: Nota Técnica nº 108/2021-SRD/ANEEL, de 25/08/2021.
48. Para avaliar a consistência dos limites globais da ELFSM, apresenta-se comparação com os
limites das distribuidoras de grande porte da região Sudeste, onde se observa que os limites de DEC e FEC
da Distribuidora estão aderentes à realidade da região.
Gráfico 10. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Sudeste.
Fonte: Nota Técnica nº 108/2021-SRD/ANEEL, de 25/08/2021.

Gráfico 11. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Sudeste.
Fonte: Nota Técnica nº 108/2021-SRD/ANEEL, de 25/08/2021.
49. 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 ELFSM entre 2016 e 2020:
Tabela 5. Compensações efetuadas pela Santa Maria.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2016 | 38.280 | 153.929,16 |
| --- | --- | --- |
| 2017 | 34.805 | 136.109,79 |
| 2018 | 44.289 | 281.762,17 |
| 2019 | 34.138 | 223.085,16 |
| 2020 | 41.364 | 222.755,73 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III. D I R E I T O
50. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:

(a) Lei nº 9.427, de 1996; (b) Lei nº 8.987, de 1995; (c) Lei nº 9.074, de 1995;
(d) Resolução nº 395, de 2009; (e) Módulos 2 e 7 do PRORET; (f) Módulo 8 do PRODIST; e
(g) Contrato de Concessão nº 020/1999.
IV. D I S P O S I T I V O
51. Diante do exposto e do que constam dos Processos nºs 48500.004631/2020-45 e
48500.001022/2021-15 (DEC e FEC), voto por APROVAR o resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2021
da Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. ("ELFSM"), na forma da minuta de Resolução Homologatória
anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR provisoriamente o resultado da Revisão Tarifária Periódica da ELFSM,
a vigorar a partir de 22/09/2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 10,08%, sendo de 0,78%, em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de 12,08%, em média, para os consumidores conectados
na Baixa Tensão;
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição ("TUSD") e de
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 ELFSM, 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 -0,20%;
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de
2022 a 2026 a serem observados pela ELFSM;

g) SOBRESTAR a conclusão relativa às perdas, por até 60 (sessenta) dias, contados da
publicação desta Decisão, de forma a permitir uma avaliação detalhada acerca das
perdas totais na distribuição;
h) FIXAR provisoriamente o referencial regulatório "perdas de energia" para os RTAs de
2022 a 2025, conforme tabela abaixo; e

2021 2022 2023 2024 2025
Perdas Técnicas sobre Energia
6,8710% 6,8710% 6,8710% 6,8710% 6,8710%
Perdas Não Técnicas sobre 2,9882% 2,7464% 2,5046% 2,2628% 2,0210%
i) DETERMINAR que a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição
("SRD") notifique a ELFSM para apresentar, de maneira precisa e consistente, a base
completa para o cálculo das perdas, para que a SRD possa estabelecer o valor
definitivo do referencial regulatório de perdas técnicas e, em seguida, a
Superintendência de Gestão Tarifária ("SGT") possa, a partir de tal resultado, calcular
e submeter à aprovação da Diretoria os resultados definitivos desta Revisão Tarifária
Periódica, devendo,
para tanto, restituir os autos a esta Relatoria.
Brasília, 21 de setembro de 2021.
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor