8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria 
Brasília, 16/03/2021 
 
 
 
4ª Reunião Pública Extraordinária da Diretoria 
Brasília, 22/04/2021 
VOTO 
 
 
 
PROCESSO: 48500.0005012/2020-78 
 
INTERESSADOS: COELBA - Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da COELBA - Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia, 
a vigorar a partir de 22 de abril de 2021. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
A COELBA é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica sediada 
na cidade de Salvador/BA e atende cerca de 6,2 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de 
energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 8,6 bilhões. 
2. 
Em 14 de abril de 2020, foi aprovado o reajuste tarifário anual da COELBA, conforme 
Resolução Homologatória – REH nº 2.675/2020, por meio da qual as tarifas foram, em média, reajustadas 
em 5,00%. 
3. 
Importante ressaltar que, como parte de ações para atenuação dos efeitos da pandemia 
de Covid-19, as tarifas homologadas por meio da REH 2.675/2020 só tiveram sua vigência a partir de 1º 
de julho de 2020, permanecendo entre 22 de abril e 30 de junho de 2020, as vigentes desde 22 de abril 
de 2019 (REH 2.533/2019), conforme estabelecido no artigo 13 da REH 2.675/2020. 
 
 
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº Erro! Fonte de referência não 
encontrada.-ANEEL.

4. 
Em função dessa postergação de vigência das tarifas aprovadas no RTA de 2019 até 30 de 
junho de 2020, foi necessário no âmbito do atual processo tarifário de 2021 o cômputo de componente 
financeiro específico, bem como processamento de ajuste de subsídios, em ambos os casos relativos ao 
período de 22 de abril a 30 de junho de 2020, conforme reportado mais adiante neste voto. 
5. 
No dia 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa 
nº 885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor 
elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública (CONTA-COVID) reconhecido pelo Decreto 
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; 
e dispôs sobre outras providências. 
6. 
Na 8ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 16 de março de 2021, foram apreciados pela 
Diretoria da Aneel os pedidos de reconsideração interpostos contra a REH 2.672/2020, que homologou o 
Reajuste Tarifário Anual de 2020 da distribuidora, sendo então publicado o Despacho nº 678/2021, cujos 
efeitos foram contemplados nesse processo tarifário 
7. 
Em 12 de abril de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da COELBA as 
planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015. 
Posteriormente, em 16 e 20 de abril deste ano, foram encaminhadas mensagens informando atualizações 
do cômputo desse reajuste tarifário. 
8. 
Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo 
patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições desfavoráveis 
para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram desenvolvidos pela 
ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as 
empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste 
ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a 
sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos foram 
incorporados a esse processo tarifário e serão apresentados neste voto.

9. 
A concessionária, em correspondência de 16 de abril de 2021 2 , após reunião por 
videoconferência realizada com este relator, sua assessoria e a SGT, protocolou proposta visando a 
atenuação complementar de impactos tarifários do atual reajuste. Posteriormente, em 19 de abril, em 
nova correspondência3 foi confirmada pela Coelba a alteração de montante de diferimento do atual 
reajuste, considerada nesse voto.  
10. 
Em 20 de abril de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota 
Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL4, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
11. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da COELBA conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 8,98%, sendo de 12,28%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 7,82%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
12. 
A diferença de efeito para os consumidores conectados em alta tensão e baixa tensão se 
deve em boa parte pela forte pressão de custos alocados na TUSD, que impactam mais os consumidores 
da AT, como o aumento da CDE e dos custos de rede básica. Esse fator é potencializado em função da 
participação de consumidores livres no mercado da concessionária. 
13. 
O efeito médio de 8,98% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 23,09% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a uma redução de -9,78%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
 
 
2 Carta SRE/COELBA 008, SIC 48513.010395/2021-00. 
3 Carta SRE/COELBA 009, SIC 48513.010514/2021-00. 
4 Documento SIC nº 48581.000611/2021-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
12,28%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
7,82%
Efeito Médio AT+BT
8,98%

estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -4,33%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
 
14. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
3,54%
4,38%
3,16%
12,00%
-9,78%
-4,33%
8,98%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
5.161.555.851
  
6.117.637.721
    
18,5%
11,09%
57,6%
Encargos Setoriais
735.691.211
     
1.041.279.428
    
41,5%
3,54%
9,8%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
13.200.985
        
17.066.710
          
29,3%
0,04%
0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
329.374.673
     
387.101.043
       
17,5%
0,67%
3,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
-
                      
98.854.879
          
0,0%
1,15%
0,9%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
0
                          
99.894.314
          
0,0%
1,16%
0,9%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
172.464.371
     
173.004.122
       
0,3%
0,01%
1,6%
PROINFA
134.690.637
     
174.027.223
       
29,2%
0,46%
1,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
85.645.163
        
90.946.327
          
6,2%
0,06%
0,9%
ONS
315.382
             
384.809
               
22,0%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
712.553.861
     
1.090.373.307
    
53,0%
4,38%
10,3%
Rede Básica
538.258.458
     
826.360.641
       
53,5%
3,34%
7,8%
Rede Básica Fronteira
109.709.408
     
170.886.159
       
55,8%
0,71%
1,6%
Rede Básica ONS (A2)
963.576
             
1.025.663
            
6,4%
0,00%
0,0%
Rede Básica Export. (A2)
1.887.473
          
2.010.280
            
6,5%
0,00%
0,0%
Conexão
54.728.599
        
82.414.203
          
50,6%
0,32%
0,8%
Uso do sistema de distribuição e CCD
7.006.347
          
7.676.360
            
9,6%
0,01%
0,1%
Custos de Aquisição de Energia
3.713.310.779
  
3.985.984.986
    
7,3%
3,16%
37,6%
PARCELA B
3.461.813.984
  
4.496.925.221
    
29,9%
12,00%
42,4%
IRT
8.623.369.836
  
10.614.562.942
  
23,09%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
843.405.468
-       
-9,78%
CVA em processamento - Energia
384.041.470
       
4,45%
CVA em processamento -Transporte
265.120.194
       
3,07%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(4.649.420)
           
-0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
32.960.089
          
0,38%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
41.160.446
          
0,48%
Sobrecontratação/exposição de energia
51.907.563
          
0,60%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.019.394
            
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
228.199.316
       
2,65%
Ajuste CUSD
506.406
               
0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC
(386.815)
              
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
2.587.455
            
0,03%
Reversão do Risco Hidrológico
(238.547.646)
      
-2,77%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(16.995.641)
        
-0,20%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(41.969.360)
        
-0,49%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(18.004.625)
        
-0,21%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(258.232.450)
      
-2,99%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(23.445.975)
        
-0,27%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(68.921.739)
        
-0,80%
Reversão Conta Covid - Postergação
(79.035.346)
        
-0,92%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
72.042.396
          
0,84%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 
(135.328.473)
      
-1,57%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exced
(248.133.680)
      
-2,88%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (RE
(18.002.327)
        
-0,21%
Crédito PIS/COFINS sobre ICMS
(78.564.994)
        
-0,91%
Diferimento 
(692.731.709)
      
-8,03%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-4,33%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,98%
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 5.161.555.851 6.117.637.721 18,5% 11,09% 57,6%  
Encargos Setoriais 735.691.211 1.041.279.428 41,5% 3,54% 9,8%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 3.200.985 1 7.066.710 29,3% 0,04% 0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 3 29.374.673 3 87.101.043 17,5% 0,67% 3,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) - 9 8.854.879 0,0% 1,15% 0,9%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) 0 9 9.894.314 0,0% 1,16% 0,9%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 72.464.371 1 73.004.122 0,3% 0,01% 1,6%
PROINFA 1 34.690.637 1 74.027.223 29,2% 0,46% 1,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 8 5.645.163 9 0.946.327 6,2% 0,06% 0,9%
ONS 3 15.382 3 84.809 22,0% 0,00% 0,0%  
Custos de Transmissão 7 12.553.861 1 .090.373.307 53,0% 4,38% 10,3%  
Rede Básica 5 38.258.458 8 26.360.641 53,5% 3,34% 7,8%
Rede Básica Fronteira 1 09.709.408 1 70.886.159 55,8% 0,71% 1,6%
Rede Básica ONS (A2) 9 63.576 1 .025.663 6,4% 0,00% 0,0%
Rede Básica Export. (A2) 1 .887.473 2 .010.280 6,5% 0,00% 0,0%
Conexão 5 4.728.599 8 2.414.203 50,6% 0,32% 0,8%
Uso do sistema de distribuição e CCD 7 .006.347 7 .676.360 9,6% 0,01% 0,1%  
Custos de Aquisição de Energia 3 .713.310.779 3 .985.984.986 7,3% 3,16% 37,6%  
PARCELA B 3.461.813.984 4.496.925.221 29,9% 12,00% 42,4%  
IRT 8.623.369.836 1 0.614.562.942 23,09% 100%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual - 843.405.468 -9,78%  
CVA em processamento - Energia 384.041.470 4,45%
CVA em processamento -Transporte 2 65.120.194 3,07%
CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 4.649.420) -0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 3 2.960.089 0,38%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 4 1.160.446 0,48%
Sobrecontratação/exposição de energia 5 1.907.563 0,60%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1 .019.394 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 2 28.199.316 2,65%
Ajuste CUSD 5 06.406 0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 386.815) 0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 2 .587.455 0,03%
Reversão do Risco Hidrológico ( 238.547.646) -2,77%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia ( 16.995.641) -0,20%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte ( 41.969.360) -0,49%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 18.004.625) -0,21%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 258.232.450) -2,99%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 23.445.975) -0,27%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 68.921.739) -0,80%
Reversão Conta Covid - Postergação ( 79.035.346) -0,92%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) 7 2.042.396 0,84%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 ( 135.328.473) -1,57%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excede n t e( 2 d4e8 R.1e3a3ti.v6o8s0X)XXXX -2,88%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 3 7 6( 1 e8 4.01042).327) -0,21%
Crédito PIS/COFINS sobre ICMS ( 78.564.994) -0,91%
Diferimento ( 692.731.709) -8,03%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,33%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,98%  

15. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 57,6% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 11,09% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos. 
a) Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio 
de 3,54%. Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE, começou a ser pago o empréstimo 
referente à Conta-Covid, denominado CDE - CONTA COVID, conforme disposto no Decreto nº 
10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das 
distribuidoras em 2020. Com isso, os efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta 
Covid alocada na TE e na TUSD, são, respectivamente, de 1,15% e 1,16%. Por sua vez, para a CDE 
– USO está sendo considerada a previsão, objeto da Consulta Pública 72/20205, com impacto de 
0,67% no efeito médio das tarifas. 
b) Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio de 4,38%. Sobre esse 
item, destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de 
2020, as quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas das 
concessionárias de transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão. 
c) Custos de aquisição de energia – já os custos de compra de energia representaram uma variação 
tarifária de 3,16%. Contribuíram significativamente para essa variação:  os custos decorrentes dos 
contratos bilaterais (impacto de 1,37%), os quais são atualizados, em sua grande maioria, pelo 
Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M). As contribuições das diferentes modalidades de 
contratação podem ser observadas no gráfico abaixo: 
 
 
5 Tendo em vista que ainda não houve a homologação dos valores definitivos das cotas de CDE USO para o ano de 2021, foram 
utilizados como previsão (cobertura) os valores provisórios, submetidos pela ANEEL à consulta pública, conforme Nota Técnica 
nº 238/2020-SGT/ANEEL (Documento Sic. 48581.001955/2020-00). Destaque-se que eventual diferença em relação aos valores 
efetivamente pagos será revertida no cálculo da CVA de 2022. Acresce-se ao montante o recolhimento das quotas mensais da 
CDE CONTA COVID, para amortização da operação de crédito contratada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 
– CCEE, conforme Despacho nº 181, de 26 de janeiro de 2021.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
16. 
A SGT, no âmbito dos custos de RB e Conexão, analisou a necessidade de devolução à 
modicidade tarifária dos custos incorridos pelos consumidores da COELBA pela não utilização efetiva das 
SE Polo e Poções II. Todavia, como a Portaria ANEEL nº 5.787, de 21 de maio de 2019, não determina 
competência para análise dos casos de pendências impeditivas de terceiros à SGT, acato o entendimento 
da área técnica de que a análise dos casos em questão deve ser concluída tão-somente após manifestação 
e indicação das áreas responsáveis pela análise, quais sejam, SFE e SRT. 
17. 
Desse modo, resta emitir determinação para que a SFE e SRT, sob coordenação daquela, 
acompanhem as conclusões das análises relativas às pendências impeditivas atribuídas à COELBA quanto 
às SE Polo e Poções II e, ainda, passem a encaminhar casos semelhantes à SGT apenas após exauridas as 
possibilidades de recursos dos envolvidos.  
18. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 42,4% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 12,00% do total do efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores. 
19. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2020 e 
março de 2021 do IGP-M (de 31,10%), subtraída do Fator X (de 1,20%), o que totaliza 29,90%. 
3,16%
0,02%
-0,11%
0,81%
0,37%
0,31%
-0,13%
0,50%
1,37%
0,01%
Total
CCEAR
Existente
DSP
CCEAR
Existente
QTD
CCEAR
Nova/Altern.
DSP
CCEAR
Nova/Altern.
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Bilateral
 Proinfa

20. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem6 e com tributos7), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia 
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, 
além do pagamento dos encargos setoriais. 
 
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
6 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
7 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 21,26% para o ICMS e de 5,74% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 27,00% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 36,99% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de 
cálculo. 
Custo de 
Distribuição
42,4%
Custo de 
Energia
37,6%
Custo de 
Transmissão
10,3%
PROINFA
1,6%
CDE
5,5%
ESS/EER
1,6%
Outros
1,0%
Encargos     
Setorias
9,8%

Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
21. 
Quanto aos componentes financeiros8 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -9,78% no atual reajuste da COELBA, conforme indicado na Tabela 2. 
22. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em Processamento 
– Energia, com efeito de 4,45%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último 
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no 
período de apuração da CVA. 
23. 
Conforme reportado no início deste Voto, foram estudados e elaborados mecanismos para 
mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade 
de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia 
que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos, juntamente com a reversão dos valores transferidos à 
COELBA no âmbito da CONTA COVID, foram incorporados a esse processo tarifário e contribuíram 
substancialmente para a redução tarifária e estão mencionados a seguir. Maiores detalhes a respeito 
constam da Nota Técnica 69/2021-SGT/ANEEL. 
 
 
8 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos 
pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros 
considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de 
Distribuição
30,9%
Custo de 
Energia
27,4%
Custo de 
Transmissão
7,5%
Encargos 
Setoriais
7,2%
ICMS
21,3%
PIS/COFINS
5,7%
Tributos
27,0%

a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid. Trata-se da reversão dos valores transferidos 
para a COELBA de recursos da CONTA-COVID. Os montantes em questão equivalem a totalidade dos 
valores recebidos pela distribuidora na CONTA-COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e 
correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, totalizando um impacto de 
-5,87%. Considerando a inclusão neste processo tarifário do encargo setorial referente à CDE – Conta 
COVID, correspondente a impacto de 2,30%, resta o expressivo efeito de redução de 3,57% a ela devido. 
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE. Trata-se de 
componente financeiro associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, 
relacionado a remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de 
2017, que, segundo parecer da douta procuradoria da Aneel, deve ser atualizada pela taxa referente ao 
custo de capital próprio até 1º de julho de 2020 e incorporada à RAP das transmissoras a partir do ciclo 
2020-2021, pelo prazo de oito anos. Segundo noticiado pela SGT, “considerando que durante os ciclos de 
2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos associados não continham a remuneração nos termos da Portaria 
nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi calculado o saldo devedor desse componente, constituído 
pelo custo de capital remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento 
(01/07/2020), descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de 
constituição da dívida”. Dessa forma, para este processo tarifário, foi calculado um componente 
financeiro negativo para a COELBA, no valor de R$ 135.328.473, equivalente ao montante de redução dos 
custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao patamar de custos de transmissão vigentes 
que, por força do Contrato de Concessão, compõem a cobertura econômica nos processos tarifários de 
distribuição. Esse componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 1,57%. 
 
c) Financeiro Extraordinário de Antecipação da Reversão de Receitas de Ultrapassagem 
de Demanda e Excedente de Reativos – UDER. Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do 
PRORET, os valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas 
que ainda não assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da 
Parcela B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3CRTP. No entanto, como parte das soluções

desenvolvidas com o intuito de mitigar a pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste 
processo de reajuste tarifário, está sendo considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos 
faturados entre a última revisão tarifária da concessionária e competência mais recente disponível, 
conforme valores declarados pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, 
de 06 de abril de 2021. Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 
248.133.680, contribuindo com uma redução tarifária de 2,88%. Cumpre destacar que na próxima revisão 
tarifária da concessionária, momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro 
de contas e o acerto entre os valores de UD e ER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 
2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um 
spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante antecipado. 
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 414/2010). Também 
contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade tarifária, 
associados à REN nº 414/2010. Trata-se de recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos 
encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, previstas no §3º Art. 
70-A da REN nº414º2010 e (ii) aos créditos que, após 60 (sessenta) meses da data do faturamento, não 
puderem ser restituídos ao consumidor, previstos no § 7º do Art. 88 da REN nº 414/2010, cujo volume 
informado e contabilizado pela distribuidora até dezembro/2020 representa R$ 18.002.327, contribuindo 
para redução do efeito em 0,21%. Vale ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão 
por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários. 
 
e) Créditos de PIS/COFINS. Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que 
questionam a incidência sobre ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, 
estando o tema em Consulta Pública nº 05/2021. No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações 
excepcionais, autoriza o uso antecipado a conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do 
valor total de potencial crédito associado a respectiva ação judicial. Em 23/03/2021, a concessionária

solicitou9 a consideração da antecipação da reversão dos valores oriundos de créditos decorrentes da 
exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/PASEP e da COFINS, como componente financeiro negativo 
extraordinário a ser compensado do montante total habilitado pela Receita Federal do Brasil. 
Posteriormente10, em 16 de abril esse valor foi atualizado, com ajuste final em 19 de abril11, sendo a 
proposta acatada por essa relatoria. Neste sentido, os valores informados pela COELBA foram 
considerados no processo, sendo créditos dos valores já compensados pela distribuidora, da ordem de R$ 
78.564.994, com impacto estimado de -0,91% e diferimento lastreado na expectativa de compensações 
futuras, no valor de R$ 692.731.709, com impacto estimado de -8,03%. 
24. 
Assim, cabe reconhecer a formação de um ativo regulatório no processo tarifário de 2021, 
decorrente do diferimento do componente financeiro associado à recuperação de créditos de PIS/PASEP 
e COFINS, no valor de R$ 692.731.709, que deverá ser atualizado pela SELIC. 
25. 
A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros,  
 
 
9 Carta SER/Coelba/006/2021 (SicNet nº 48513.007745/2021-00) 
10 Carta ser/Coelba/008/2021 (SicNet nº 48513.010395/2021-00) 
11 Carta ser/Coelba/009/2021 (SicNet nº 48513.010514/2021-00)

Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
26. 
Um outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 069/2021-SGT/ANEEL, é 
a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária no período de 2012 a 2021 (53,4%) e as variações 
do IGP-M (112,5%) e do IPCA (64,7%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
384.041.470
     
4,45%
CVA em processamento -Transporte
265.120.194
     
3,07%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(4.649.420)
         
-0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
32.960.089
        
0,38%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
41.160.446
        
0,48%
Sobrecontratação/exposição de energia
51.907.563
        
0,60%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.019.394
          
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
228.199.316
     
2,65%
Ajuste CUSD
506.406
             
0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC
(386.815)
            
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
2.587.455
          
0,03%
Reversão do Risco Hidrológico
(238.547.646)
    
-2,77%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(16.995.641)
      
-0,20%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(41.969.360)
      
-0,49%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(18.004.625)
      
-0,21%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(258.232.450)
    
-2,99%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(23.445.975)
      
-0,27%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(68.921.739)
      
-0,80%
Reversão Conta Covid - Postergação
(79.035.346)
      
-0,92%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
72.042.396
        
0,84%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 
(135.328.473)
    
-1,57%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Ex
(248.133.680)
    
-2,88%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores 
(18.002.327)
      
-0,21%
Crédito PIS/COFINS sobre ICMS
(78.564.994)
      
-0,91%
Diferimento 
(692.731.709)
    
-8,03%
Total
(843.405.468)
    
-9,78%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia 384.041.470 4,45%
CVA em processamento -Transporte 265.120.194 3,07%
CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 4.649.420) -0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 3 2.960.089 0,38%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 4 1.160.446 0,48%
Sobrecontratação/exposição de energia 5 1.907.563 0,60%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1.019.394 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 228.199.316 2,65%
Ajuste CUSD 506.406 0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC (386.815) 0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 2.587.455 0,03%
Reversão do Risco Hidrológico (238.547.646) -2,77%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia (16.995.641) -0,20%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte (41.969.360) -0,49%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais (18.004.625) -0,21%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (258.232.450) -2,99%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A (23.445.975) -0,27%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação (68.921.739) -0,80%
Reversão Conta Covid - Postergação (79.035.346) -0,92%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) 7 2.042.396 0,84%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 (135.328.473) -1,57%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exc e d (e2n4t8e. 1d3e3 R.6ea8t0i)vosXX-X2X,8X8%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (R E N ( 1387.60 0e2 4.31247)) -0,21%
Crédito PIS/COFINS sobre ICMS (78.564.994) -0,91%
Diferimento (692.731.709) -8,03%  
Total ( 843.405.468) -9,78%  

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
27. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de abril/2021 a março/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor 
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de 
abril/2020 a março/2021. Os montantes de ajuste consideram também o provimento de diferenças 
devidas à postergação de tarifas do RTA de 2020 no período de 22 de abril a 30 de junho de 2020. Além 
disso, no valor apurado de ajuste está incluído o montante aprovado por meio do Despacho nº 678/2021, 
que concedeu provimento parcial a recurso administrativo da distribuidora em face da REH 2.672/2020. 
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
IV. DIREITO 
28. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei nº 
9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; iv) Decreto nº 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
5.401.854
        
21.266.999
     
26.668.853
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
743.916
           
2.859.990
        
3.603.906
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(778.739)
          
1.637.711
        
858.972
           
Subsídio Rural
(1.217.942)
      
5.221.206
        
4.003.264
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
2.460.897
        
18.706.838
     
21.167.735
     
Total
6.609.987
        
49.692.742
     
56.302.729
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 5 .401.854 2 1.266.999 2 6.668.853
Subsídio Geração Fonte Incentivada 7 43.916 2 .859.990 3 .603.906
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 778.739) 1 .637.711 8 58.972
Subsídio Rural ( 1.217.942) 5 .221.206 4 .003.264
Subsídio Irrigante/Aquicultor 2 .460.897 1 8.706.838 2 1.167.735  
Total 6 .609.987 4 9.692.742 5 6.302.729  

7.246, de 28/7/2010; v) Decreto nº 7.945, de 7/3/2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público 
de Distribuição de Energia Elétrica nº 010/1997-ANEEL. 
V. DISPOSITIVO 
29. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.0005012/2020-78, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da COELBA - Companhia de 
Eletricidade do Estado da Bahia, a vigorar a partir de 22 de abril de 2021, que conduz 
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 8,98%, sendo 12,28% para os 
consumidores em alta tensão e 7,82% para os consumidores em baixa tensão; 
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da COELBA; 
c) Estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como DIT de uso exclusivo; e 
d) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à COELBA, 
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
30. 
Voto ainda por estabelecer que o Diferimento de Parcela B a ser revertido no processo 
tarifário subsequente seja atualizado pelo IPCA. 
Brasília, 22 de abril de 2021. 
(Assinatura Digital) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor