VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.003574/2021-68 e 48500.000455/2022-34 (DEC e FEC) 
 
INTERESSADO: SULGIPE - Companhia Sul Sergipana de Eletricidade 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
ÁREAS RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de 
Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD 
 
ASSUNTO Proposta de abertura de Consulta Pública para colher subsídios e informações para 
aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da SULGIPE - Companhia Sul 
Sergipana de Eletricidade, a vigorar a partir de 22/05/2022, e definir os correspondentes limites dos 
indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – 
DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período 
de 2023 a 2027. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição 091/1999, que regula a exploração dos 
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da SULGIPE - Companhia 
Sul Sergipana de Eletricidade, estabelece a data de 22 de maio de 2022 para a realização da Revisão 
Tarifária Periódica da concessionária. 
 
2. 
As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos 
Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão 
tarifária e da estrutura tarifária.  
 
3. 
Em 8 de novembro de 2021, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 44/2021, o 
presente processo foi distribuído a minha relatoria. 
 
4. 
As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas 
por meio do Ofício nº 04/2022-SGT/ANEEL1, de 12 de janeiro de 2022, cujos dados foram 
encaminhados pela concessionária mediante correspondência2, de 21 janeiro de 2022. 
 
1 Documento SIC nº 48581.000031/2022 
2 Carta DS nº 107/2022 - Documento SIC nº 48513.001780/2022

5. 
Pelo Memorando nº 06/2022-SRD/ANEEL3, de 19 de janeiro de 2022, a 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD disponibilizou o percentual de 
perdas técnicas na distribuição a ser considerado na fase de consulta pública da SULGIPE. 
 
6. 
Em 7 de fevereiro de 2022, tanto a Sulgipe quanto o Conselho de Consumidores 
dispensaram a realização de reunião inicial para discussão da proposta de Revisão Tarifária Periódica 
da concessionária.  
 
7. 
Para fins de abertura da Consulta Pública, pelo Memorando nº 19-SFF/ANEEL4, de 26 
de janeiro de 2022, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF informou os 
valores para a composição da Base de Remuneração da Sulgipe, os valores brutos concernentes a 
Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER). 
 
2. 
Em 17 de janeiro de 2022, por intermédio do Memorando nº 4/2022-SRM/ANEEL5, a 
Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM prestou as informações 
concernentes ao contrato bilateral que a distribuidora possui com a Santa Maria Comercialização e 
Serviços de Energia Ltda. 
 
8. 
Em 28 janeiro de 2022, foi emitida a Nota Técnica nº 0002/2022-SRD/ANEEL6, que 
apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para a proposta de estabelecimento dos 
limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da 
SULGIPE, para os anos de 2023 a 2027.  
 
9. 
Em 9 de fevereiro de 2022, a proposta preliminar da revisão tarifária foi encaminhada 
à SULGIPE e ao Conselho de Consumidores7. 
 
10. 
Por intermédio da Nota Técnica n° 10/2022–SGT/ANEEL8, também de 9 de fevereiro 
de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT apresentou a proposta de cálculo a ser 
submetida à Consulta Pública da Revisão Tarifária Periódica da SULGIPE. 
 
3 Documento SIC nº 48554.000297/2022 
4 Documento SIC nº 48536.000206/2022 
5 Documento SIC nº 48580.000044/2022 
6 Documento SIC nº 48554.000340/2022 
7 Documento SIC nº 48581.000358/2022 
8 Documento SIC nº 48581.000357/2022

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

financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, 
representando 4,17% de efeito. 
 
17. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuíram para o efeito 
médio. 
 
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL 
 
 
18. 
Segundo a área técnica, a diferença de efeitos entres os grupos tarifários A e B se 
deve à variação dos itens de custos com encargos setoriais e  com rede básica que compõem a tarifa 
e as novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões. 
 
19. 
Quanto aos custos, a diferença pode ser explicada pela redução das despesas 
relacionadas à aquisição de energia, que têm impacto mais expressivo sobre os consumidores 
cativos. No que tange às novas TRs, destaca-se que houve um maior aumento nos custos médios 
dos ativos utilizados para atender os consumidores do grupo AT, provocando um maior efeito para 
esses consumidores. 
 
20. 
O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível 
com a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos 
prudentes. 
 
5,49%
-0,62%
-6,08%
0,00%
1,86%
10,84%
4,17%
15,67%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

21. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os 
valores atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para 
o efeito médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária. 
 
Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da SULGIPE 
 
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL 
 
22. 
O reposicionamento econômico de 0,65% é derivado das variações de custos das 
Parcelas A e B. 
 
Parcela A 
23. 
A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos 
setoriais, definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia 
elétrica, inclusive a geração própria. A Parcela A representa 58,7% dos custos da concessionária, 
cuja variação identificada foi de -2,0%, representando um impacto tarifário -1,21%. 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
114.335.332
    
112.033.723
         
-2,0%
-1,21%
58,7%
Encargos Setoriais
19.942.780
      
30.351.468
           
52,2%
5,49%
15,9%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
332.331
            
320.755
                 
-3,5%
-0,01%
0,2%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
7.941.314
        
12.284.456
           
54,7%
2,29%
6,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
3.682.613
        
3.384.737
              
-8,1%
-0,16%
1,8%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
1.322.022
        
1.287.364
              
-2,6%
-0,02%
0,7%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
1.130.735
        
5.245.349
              
363,9%
2,17%
2,7%
PROINFA
3.845.539
        
5.912.674
              
53,8%
1,09%
3,1%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
1.688.226
        
1.916.133
              
13,5%
0,12%
1,0%
Custos de Transmissão
25.127.904
      
23.960.324
           
-4,6%
-0,62%
12,5%
Rede Básica
13.114.583
      
11.376.360
           
-13,3%
-0,92%
6,0%
Rede Básica Fronteira
7.440.620
        
7.464.512
              
0,3%
0,01%
3,9%
Conexão
4.572.701
        
5.119.452
              
12,0%
0,29%
2,7%
Custos de Aquisição de Energia
69.128.759
      
57.595.176
           
-16,7%
-6,08%
30,2%
Receitas Irrecuperáveis
135.888
            
126.756
                 
-6,7%
-0,00%
0,1%
PARCELA B
75.390.037
      
78.927.574
           
4,7%
1,86%
41,3%
Custos Operacionais
49.377.344
      
48.640.758
           
-1,5%
-0,39%
25,5%
Anuidades
8.119.742
        
8.450.505
              
4,1%
0,17%
4,4%
Remuneração
13.942.505
      
17.284.679
           
24,0%
1,76%
9,1%
Depreciação
5.928.815
        
7.486.486
              
26,3%
0,82%
3,9%
UD+ER+OR
(1.978.368)
       
(2.934.855)
            
48,3%
-0,50%
-1,5%
RT considerando a varição tarifária da RTE
189.725.369
    
190.961.297
         
0,65%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
20.575.319
           
10,84%
CVA em processamento - Energia
5.114.475
              
2,70%
CVA em processamento - Transporte
1.966.643
              
1,04%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.751.270
              
1,45%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(498.107)
                
-0,26%
Neutralidade de Parcela A- Energia
2.740.089
              
1,44%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
854.888
                 
0,45%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(972.530)
                
-0,51%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
14.842
                   
0,01%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid
91.852
                   
0,05%
Previsão de Risco Hidrológico
5.366.685
              
2,83%
Reversão do financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE 
4.169.023
              
2,20%
Reversão do Risco Hidrológico
(843.160)
                
-0,44%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021)
(18.434)
                  
-0,01%
Custo Distribuidora - Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 - TE
(44.698)
                  
-0,02%
Custo Distribuidora - Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 - TUSD
(117.519)
                
-0,06%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
4,17%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
15,67%

24. 
Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma 
participação de 5,49%. Destacam-se o aumento a previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para 
a distribuidora, cujo impacto foi de 2,29%, bem como o aumento dos ESS e EER, com impacto de 
2,17%. 
 
25. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -0,62%. Sobre essa 
redução, vale destacar que é reflexo do reperfilamento da dívida associada à RBSE no cálculo das 
novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) 
das concessionárias de transmissão para o ciclo 2021-2022, aprovadas pelas Resoluções 
Homologatórias nº 2.895 e 2.896/2021. 
 
26. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de -6,08%. Contribuiu 
significativamente para essa variação o encerramento do contrato de suprimento com a Energisa 
Sergipe em 31 de dezembro de 2021 e a contratação de energia por chamada pública com a Santa 
Maria Comercializadora, com início em 1º de janeiro de 2022. 
 
Perdas Regulatórias 
27. 
As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, 
resultando no valor de 11,47% em relação à energia injetada, conforme informado pela SRD/ANEEL. 
 
28. 
Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do 
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da 
trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo 
anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de 
chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que 
atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e 
que tenham desempenho melhores. 
 
29. 
No caso da SULGIPE, conforme regra definida no Submódulo 2.6 do Proret, observado 
o aprimoramento da metodologia aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião Pública 
Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021, o ponto de partida foi estabelecido em 2,64%

sobre o mercado de baixa tensão faturado, ficando estabelecida como meta o percentual de 0,95% 
ao final do ciclo. 
 
 
Receitas Irrecuperáveis 
 
30. 
A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa 
que tem baixa expectativa de arrecadação em função da inadimplência por parte dos consumidores, 
conforme previsto no regulamento. 
 
31. 
Na presente revisão, as receitas irrecuperáveis variaram -6,7% em relação aos valores 
hoje contidos nas tarifas, com impacto de -0,005% nas tarifas. Ressalta-se que o cálculo já observou 
o aprimoramento do Submódulo 2.6A, aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião Pública 
Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021. 
 
Custos da Parcela B 
32. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual 
se opera a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a 
atividade de distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou 
seja, os custos operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos 
prudentes realizados pela distribuidora. 
 
33. 
A Parcela B representa 41,3% dos custos da concessionária e apresentou uma 
variação de 4,7%, o que representa um impacto tarifário de 1,86%. 
 
34. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método 
de comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão 
reconhecidos nas tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que 
serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. 
 
35. 
No caso da SULGIPE, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está 
dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo que o custo reconhecido na 
revisão corresponderá ao custo já contido nas tarifas e o componente T do Fator X será igual a zero.

36. 
O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de 
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos 
investimentos realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de 
Remuneração Líquida e do Custo de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela 
amortização dos investimentos realizados e visa recompor os ativos afetos à prestação do serviço 
ao longo da vida útil e está relacionada à Base de Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A 
última refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em 
hardware, software, veículos e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo e 
depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço. 
 
37. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de 24,0% em relação aos 
valores hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 1,76%. A situação adveio 
principalmente do aumento da Base de Remuneração Líquida, em decorrência dos investimentos 
realizados pela SULGIPE desde sua última revisão tarifária, comparada com a revisão de 2017. O 
Gráfico 2 demonstra os efeitos da variação na remuneração de capital. 
 
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL 
 
38. 
A quota de reintegração regulatória variou 26,3%  em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 0,82% nas tarifas. Este aumento se dá 
principalmente em função da variação da Base de Remuneração Bruta  e da variação da taxa de 
depreciação (de 3,73% para 3,77%). O Gráfico 3 demonstra ambos os efeitos. 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 0,0%
24,0%
124,0%

Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL 
 
39. 
A cobertura para anuidades variou 4,1% em relação aos valores hoje contidos nas 
tarifas, com impacto de 0,17% na revisão. Esse resultado proveio do aumento das bases de 
remuneração das quais o cálculo das anuidades depende. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades 
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL 
 
40. 
Quanto às outras receitas (OR), referem-se a receitas de atividades relacionadas com 
a concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser 
classificadas em duas categorias, conforme sua natureza: “receitas inerentes ao serviço de 
distribuição de energia elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis; e “receitas de 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
1,2%
25,1%
126,3%
Anuidades
Processo Anterior
Efeito das
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
4,1%
104,1%

atividades acessórias”, que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato 
de concessão, exercida por conta e risco das concessionárias.  
 
41. 
A Resolução Normativa nº 414/2010 estabelece a obrigatoriedade da cobrança de 
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de 
conexão, sendo esta chamada “Ultrapassagem de Demanda” (UD), e de montantes de energia 
reativa e demanda de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência 
igual a 0,92, sendo chamado “Excedente de Reativos” (ER), sendo que ambas as receitas são 
contabilizadas como redutoras da Parcela B.  
 
42. 
Assim, o efeito tarifário referente a outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos nesta revisão tarifária foi no total de -0,50%. 
 
Componentes Financeiros 
 
43. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da SULGIPE. 
 
Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL 
 
 
44. 
Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se os valores da CVA, estimado 
pela concessionária, que totalizam um impacto de 5,18%, sendo 2,70% decorrente da CVA_Energia. 
Ressalta-se que os financeiros estimados pela distribuidora nessa Consulta Pública serão fiscalizados 
e recalculados pela ANEEL até a versão final deste processo. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
5.114.475
           
2,7%
CVA em processamento - Transporte
1.966.643
           
1,0%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.751.270
           
1,5%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(498.107)
             
-0,3%
Neutralidade de Parcela A- Energia
2.740.089
           
1,4%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
854.888
              
0,5%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(972.530)
             
-0,5%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
14.842
                 
0,0%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid
91.852
                 
0,0%
Previsão de Risco Hidrológico
5.366.685
           
2,8%
Reversão do financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE 
4.169.023
           
2,2%
Reversão do Risco Hidrológico
(843.160)
             
-0,4%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021)
(18.434,26)
          
-0,01%
Custo Distribuidora - Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 - TE
(44.697,67)
          
-0,02%
Custo Distribuidora - Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 - TUSD
(117.519,05)
       
-0,06%
Total
20.575.319
         
10,84%

45. 
Já com efeito negativo, destacam-se: 
 
a) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL 
 
No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL9, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado 
à SULGIPE informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores 
migrantes para o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota Técnica 
nº 237/2020-SGT/ANEEL10, de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela SULGIPE e 
atualizado pela Selic foi de R$18.434,26. 
 
b) REN 952/2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid  
 
Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-
ANEEL, dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por 
distribuidoras de energia elétrica. Como consequência foi apurado componente financeiro negativo 
nesse processo tarifário relativo ao spread da conta covid da SULGIPE, correspondendo a 
R$162.216,72, resultando em redução de efeito de 0,01%. 
 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
46. 
O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O 
objetivo é compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, 
decorrentes do crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do 
mercado existente, o que contribui para a modicidade tarifária. 
 
47. 
Esse índice é constituído de três componentes, sendo apenas um deles definido na 
revisão tarifária, o que trata  da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T. 
 
48. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma 
distribuidora em função da produtividade média do setor, do crescimento anual do mercado e do 
número de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta 
fase da Revisão foi de 1,01%. 
 
 
9 Documento SIC nº 48581.001765/2021 
10 Documento SIC nº 48581.001953/2020

49. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão 
desses custos ao longo do ciclo tarifário. E como a cobertura de custos operacionais presentes na 
tarifa está dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, o componente T a ser 
aplicado nos reajustes subsequentes da SULGIPE foi de 0,00%. 
 
50. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à 
Qualidade e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da 
Concessionária entre 2019 e 2020, resultando em 0,48%. Esse índice almeja incentivar as 
distribuidoras a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade da 
energia seja mais aderente às tarifas praticadas.  
 
51. 
Assim, o valor do Fator X calculado nessa fase da Revisão, a ser aplicado nos reajustes 
da SULGIPE, até a próxima revisão tarifária, foi de 1,49%. 
 
52. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, 
com e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 611.  
 
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL 
 
 
 
11 No Gráfico 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 
6, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas 
as alíquotas médias do ICMS, do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de 
Mercado da ANEEL. 
Custo de       
Distribuição
41,3%
Custo de            
Energia
30,2%
Custo de     
Transmissão
12,5%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
3,1%
CDE
8,9%
ESS/EER
2,7%
Outros
1,2%
Encargos
15,9%

Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL 
 
 
53. 
Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (67,50%) e as variações do IGP-M (121,55%) e do IPCA (74,94%) 
no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 7. 
 
 
 
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL 
 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
54. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da 
Concessionária foi obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela 
Custo de       
Distribuição; 
30,6%
Custo de            
Energia; 
22,3%
Custo de     
Transmissão
; 9,3%
Encargos          
Setoriais; 
11,8%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,0%
ICMS; 
22,0%
PIS/COFINS; 
3,9%
Tributos; 
25,9%
412,64
337,02
351,15
430,42
457,74
516,73
544,07
643,49
636,31
619,22
617,59
691,18
Revisão
2012
RTE   2013 Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE   2015 Reajuste
2015
Revisão
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
Revisão
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

ANEEL em dezembro de 2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada 
no item 210 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST12. 
 
55. 
No Gráfico 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais de DEC e 
FEC propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2023 a 2027, a 
redução média anual é de 3,44% no DEC e de 4,33% no FEC. 
 
 
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da SULGIPE. 
Fonte: Nota Técnica nº 0002/2022-SRD/ANEEL. 
 
56. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da SULGIPE, apresenta-se, nos Gráficos 
9 e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Nordeste. 
Observa-se que os limites de DEC e FEC da SULGIPE estão aderentes à realidade da região. 
 
 
 
12 “210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser 
aplicado o seguinte procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o 
desempenho dos conjuntos semelhantes; e 
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e 
FEC.” 
12,23
11,30
13,70
9,78
8,28
9,08
10,02
7,93
11,23
9,07
8,60
7,53
6,15
7,29
6,42
4,98
18,97
18,47
17,84
17,41
17,41
16,92
16,93
16,44
16,33
13,09
11,87
10,75
10,75
10,75
10,23
9,83
9,32
9,23
15,73
15,61
14,73
14,12
13,52
9,23
8,23
8,23
7,59
7,23
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
20,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - SULGIPE
DEC Apurado
FEC Apurado
DEC Limite
FEC Limite
DEC Limite Proposto
FEC Limite Proposto

Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Nordeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 0002/2022-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Nordeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 0002/2022-SRD/ANEEL. 
 
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Nordeste com NUC<1mi
SULGIPE
EBO
EPB
ESE
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Nordeste com NUC<1mi
SULGIPE
EBO
EPB
ESE

57. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 4 apresenta os valores pagos e o 
número de compensações efetuadas pela SULGIPE entre 2016 e 2020: 
Tabela 4. Compensações efetuadas pela SULGIPE. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2016 
85.256 
175.057,05 
2017 
50.798 
124.111,83 
2018 
53.033 
125.590,35 
2019 
53.943 
87.612,12 
2020 
54.216 
143.510,58 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
III – DIREITO 
 
58. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.; 
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret; 
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema 
Elétrico Nacional – Prodist; 
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição 091/1999. 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
59. 
A partir de tais argumentos, considerando o que consta dos Processos nº 
48500.003574/2021-68 e 48500.004727/2021-94, voto por instaurar Consulta Pública, entre 16 de 
fevereiro de 2022 e 1º de abril de 2022, com reunião virtual em 10 de março de 2022, para colher 
subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 
da SULGIPE - Companhia Sul Sergipana de Eletricidade, a vigorar a partir de 22 de maio de 2022, e 
definir os correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de 
Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por 
Unidade Consumidora – FEC, para 2023 a 2027. 
 
Brasília, 15 de fevereiro de 2022. 
 
(assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ  
Diretor
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        85.256      175.057,05  
        50.798      124.111,83  
        53.033      125.590,35  
        53.943      87.612,12  
        54.216      143.510,58