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 CEEE-
D 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 
 
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. 
 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%

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. 
 
 
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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3,06%
-1,82%
3,78%
0,19%
5,00%
5,71%
-1,29%
14,62%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT 
 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
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%

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 122/2021-
SRD/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. 
 
 
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 1,5%
46,5%
145,0%

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. 
 
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.  
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%

38. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenrgética (CREG), mediante a 
Resolução nº 3/20218, 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.

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. 
 Descrição 
 CP
Participação na 
Revisão
% 
 Final Participação 
na Revisão
% 
 Variação
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%

Gráfico 4. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
 
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%. 
 
Custo de       
Distribuição
24,6%
Custo de            
Energia
44,2%
Custo de     
Transmissão
12,7%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,9%
PROINFA
1,9%
CDE
13,4%
ESS/EER
1,3%
Outros
1,0%
Impostos
17,5%
Custo de       
Distribuição; 
16,1%
Custo de            
Energia; 
28,9%
Custo de     
Transmissão
; 8,3%
Encargos          
Setoriais; 
11,5%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,6%
ICMS; 
30,3%
PIS/COFINS; 
4,3%
Tributos; 
34,7%

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.”  
340,21
336,98
275,88
312,57
382,49
456,62
483,17
396,99
391,16
505,42
547,60
515,07
548,97
629,70
Reajuste
2011
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Revisão
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Revisão
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

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
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        4.589.045      20.065.576,57  
        3.186.688      20.121.499,52  
        2.775.550      23.033.755,75  
        3.540.447      28.084.329,64  
        4.263.121      35.025.338,14  

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
    2022      2023      2024      2025  
Perdas Técnicas sobre Energia  6,6782%      6,6782%      6,6782%      6,6782%    
Perdas Não TéIcnnjeictaasd aso bre Mercado  8,0349%      8,0349%      8,0349%      8,0349%