VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.004629/2020-76 e 48500.000533/2021-10 
 
INTERESSADO: Distribuidora Catarinense de Energia Elétrica Ltda – DCELT. 
 
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 de 2021 da Distribuidora Catarinense de Energia 
Elétrica Ltda – DCELT, a vigorar a partir de 29/08/2021, e definição dos limites dos indicadores de 
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência 
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC para o período de 2022 a 2026, consolidados 
após a avaliação das contribuições trazidas na Consulta Pública nº 031/2021. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 050/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Distribuidora Catarinense de Energia 
Elétrica Ltda (DCELT) estabelece a data de 29 de agosto de 2021 para a realização da Revisão Tarifária 
Periódica. 
 
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 1º de junho de 2021 a ANEEL instaurou a Consulta Pública nº 031/2021 com o objetivo 
de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária da DCELT, com período de contribuições até 
16 de julho de 2021 e Audiência Pública realizada no dia 02 de julho de 2021. 
 
4. 
Em 05 de agosto de 2021, a Superintedência de Gestão Tarifária (SGT) publicou1 a análise 
das contribuições da Consulta Pública nº 031/2021 relativas a revisão tarifária. 
 
5. 
Em 06 de agosto de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição 
(SRD) publicou2 a análise das contribuições da Consulta Pública nº 31/2021 relativa aos limites dos 
indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) e 
Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC). 
 
 
1 Nota Técnica nº 177/2021-SGT/ANEEL, Sicnet: nº 48581.001211/2021-00. 
2 Nota Técnica nº 098/2021-SRD/ANEEL, Sicnet: nº 48554.001230/2021-00.
  , a vigorar a partir de  29/08/2021  , e definição dos limites dos indicadores de
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência      
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC para o período de 2022 a 2026, consolidados      
após a avaliação das contribuições trazidas na Consulta Pública nº 031/2021.      

6. 
Em 12 de agosto de 2021, a SGT realizou reunião virtual com o Conselho de Consumidores 
para discutir a proposta final do cálculo desta revisão3. 
 
7. 
Nos dias 16, 17, 18 e 20 de agosto foram realizadas reuniões com a participação desta 
Relatoria, da SGT e da Diretoria da DCELT para tratar da utilização de parte dos créditos de PIS/PASEP e 
COFINS, com objetivo de mitigar o efeito da presente revisão para os consumidores finais, o que foi 
formalizado mediante o envio de Carta4 em que a DCELT solicita a reversão do valor de R$ 6 milhões 
concernentes a esses créditos. 
 
8. 
Em 23 de agosto de 2021, a SGT publicou5 a consolidação do resultado da Revisão Tarifária 
Periódica da DCELT. 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
9. 
A revisão das tarifas da DCELT, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 6,95%, sendo de 4,78%, em média, para os consumidores 
conectados na alta tensão e de 8,10%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão. 
 
10. 
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 - SGT/ANEEL. 
 
11. 
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. 
 
12. 
Ademais, no caso da DCELT, foi identificada uma alteração significativa na estrutura 
tarifária, devido à mudança do mercado desde 2016, quando foi realizada a última revisão tarifária da 
distribuidora, em função dos novos hábitos de consumo e posse de equipamentos medidos pelas curvas 
de carga da campanha de medidas6. 
 
13. 
O efeito médio de 6,95% decorre: (i) do reposicionamento econômico (itens de Parcela A e 
B), com efeito tarifário de 4,51%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo 
tarifário, com efeito tarifário de 0,44%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no 
último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o impacto de 2,00%. 
 
 
3 Sicnet: nº 48581.001260/2021-00. 
4 Carta nº 964/2021, Sicnet nº 48513.022776/2021-00. 
5 Nota Técnica nº 198/2021-SGT/ANEEL, Sicnet nº 48581.001303/2021-00. 
6 Maiores informações podem ser obtidas na Nota Técnica nº 104-SGT/ANEEL, Sicnet: 48581.000833/2021-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
4,78%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,10%
Efeito Médio AT+BT
6,95%

14. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio e 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. 
 
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: SGT/ANEEL. 
 
2,14%
-0,51%
2,25%
0,00%
0,62%
0,44%
2,00%
6,95%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da DCELT 
 
Fonte: SGT/ANEEL. 
 
15. 
O reposicionamento econômico de 4,51% é derivado das variações de custos da Parcela A 
e da Parcela B.  
 
Parcela A 
 
16. 
A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais, 
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão, às de geração de energia elétrica, 
inclusive a geração própria, e às receitas irrecuperáveis. A Parcela A, que representa 80,48% dos custos 
da concessionária, variou 4,85%, representando um impacto tarifário de 3,89%. 
 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Requerida (R$) 
 Variação 
 Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
93.315.537
      
97.837.501
      
4,85%
3,89%
80,48%
Encargos Setoriais
20.891.452
      
23.383.283
      
11,93%
2,14%
19,24%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
106.147
            
111.952
            
5,47%
0,00%
0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
15.568.216
      
15.531.741
      
-0,23%
-0,03%
12,78%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                     
1.235.370
        
100,00%
1,06%
1,02%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                     
1.461.204
        
100,00%
1,26%
1,20%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
2.079.190
        
1.401.289
        
-32,60%
-0,58%
1,15%
PROINFA
2.156.104
        
2.609.389
        
21,02%
0,39%
2,15%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
981.795
            
1.032.339
        
5,15%
0,04%
0,85%
Custos de Transmissão
25.890.232
      
25.297.380
      
-2,29%
-0,51%
20,81%
MUST Itaipu
969.622
            
834.204
            
-13,97%
-0,12%
0,69%
Transporte de Itaipu
1.317.992
        
810.525
            
-38,50%
-0,44%
0,67%
Uso do sistema de distribuição
23.602.617
      
23.652.651
      
0,21%
0,04%
19,46%
Custos de Aquisição de Energia
46.466.563
      
49.086.912
      
5,64%
2,25%
40,38%
Receitas Irrecuperáveis
67.291
              
69.925
              
3,91%
0,00%
0,06%
PARCELA B
22.996.748
      
23.722.838
      
3,16%
0,62%
19,52%
Custos Operacionais
17.409.405
      
17.278.965
      
-0,75%
-0,11%
14,21%
Anuidades
2.392.914
        
2.407.002
        
0,59%
0,01%
1,98%
Remuneração
2.954.248
        
3.985.128
        
34,89%
0,89%
3,28%
Depreciação
1.878.326
        
1.728.159
        
-7,99%
-0,13%
1,42%
UDEROR
(1.638.146)
       
(1.676.417)
       
2,34%
-0,03%
-1,38%
RT considerando a varição tarifária da RTE
116.312.285
    
121.560.339
    
4,51%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
507.226
            
0,44%
CVA em processamento - Energia
4.609.506
        
3,96%
CVA em processamento - Transporte
273.787
            
0,24%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.535.526
        
2,18%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(135.808)
          
-0,12%
Neutralidade de Parcela A- Energia
26.124
              
0,02%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
1.596.500
        
1,37%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.011.084)
       
-0,87%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(755)
                  
0,00%
Neutralidade de Parcela B - Conta Covid
6.811
                
0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia
828.695
            
0,71%
Previsão de Risco Hidrológico
6.447.928
        
5,54%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414)
(130.504)
          
-0,11%
Ajuste CUSD
(198.605)
          
-0,17%
Reversão do Risco Hidrológico
(4.505.182)
       
-3,87%
Reversão Conta-Covid
(3.754.192)
       
-3,23%
Reversão Conta Covid - Parcela B
147.325
            
0,13%
Conselho de Consumidores 
(228.847)
          
-0,20%
Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS
(6.000.000)
       
-5,16%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
2,00%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
6,95%
Receita Receita Participação Participação
Variação
Verificada (R$) Requerida (R$) na Revisão na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 9 3.315.537 9 7.837.501 4,85% 3,89% 80,48%      
Encargos Setoriais 2 0.891.452 2 3.383.283 11,93% 2,14% 19,24%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 06.147 1 11.952 5,47% 0,00% 0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 1 5.568.216 1 5.531.741 -0,23% -0,03% 12,78%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) - 1 .235.370 100,00% 1,06% 1,02%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) - 1 .461.204 100,00% 1,26% 1,20%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 2 .079.190 1 .401.289 -32,60% -0,58% 1,15%
PROINFA 2 .156.104 2 .609.389 21,02% 0,39% 2,15%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 9 81.795 1 .032.339 5,15% 0,04% 0,85%      
Custos de Transmissão 2 5.890.232 2 5.297.380 -2,29% -0,51% 20,81%      
MUST Itaipu 9 69.622 8 34.204 -13,97% -0,12% 0,69%
Transporte de Itaipu 1 .317.992 8 10.525 -38,50% -0,44% 0,67%
Uso do sistema de distribuição 2 3.602.617 2 3.652.651 0,21% 0,04% 19,46%      
Custos de Aquisição de Energia 4 6.466.563 4 9.086.912 5,64% 2,25% 40,38%      
Receitas Irrecuperáveis 6 7.291 6 9.925 3,91% 0,00% 0,06%      
PARCELA B 22.996.748 23.722.838 3,16% 0,62% 19,52%      
Custos Operacionais 1 7.409.405 1 7.278.965 -0,75% -0,11% 14,21%
Anuidades 2 .392.914 2 .407.002 0,59% 0,01% 1,98%
Remuneração 2 .954.248 3 .985.128 34,89% 0,89% 3,28%
Depreciação 1 .878.326 1 .728.159 -7,99% -0,13% 1,42%
UDEROR ( 1.638.146) ( 1.676.417) 2,34% -0,03% -1,38%      
RT considerando a varição tarifária da RTE 1 16.312.285 1 21.560.339 4,51% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 5 07.226 0,44%      
  4.609.506 3,96%    
  2 73.787 0,24%    
  2 .535.526 2,18%    
  ( 135.808) -0,12%    
  2 6.124  0,02%
1,37%
-0,87%
0,00%
0,01%
0,71%
5,54%
-0,11%
-0,17%
-3,87%
-3,23%
0,13%
-0,20%
-5,16%  
  1 .596.500    
  ( 1.011.084)    
  ( 755)    
  6 .811    
  8 28.695    
  6 .447.928    
  6 e 414) ( 130.504)    
  ( 198.605)    
  ( 4.505.182)    
  ( 3.754.192)
1 47.325
( 228.847)
( 6.000.000)    
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 2,00%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 6,95%      

17. 
Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 2,14%. Desse impacto, 
destaca-se o início do recolhimento, a partir dos processos tarifários de 2021, de um novo componente 
do Encargo CDE, aqui denominado CDE - CONTA COVID, relacionado ao pagamento do empréstimo da 
Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinado a receber os recursos de operação 
financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020. 
 
18. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -0,51%, em função da 
redução de despesas relacionadas à Itaipu Binacional, especificamente ao Uso da Rede Básica (MUST 
Itaipu) e ao Transporte de energia elétrica (Transporte Itaipu), conforme Resolução Homologatória nº 
2.896, de julho de 2021. 
 
19. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 2,25%. Esse efeito é justificado 
pelo aumento do custo do contrato bilateral, que é reajustado pelo IPCA, associado a uma redução do 
custo de energia preveniente de Itaipu, o qual é indexado no dólar, cuja cotação apresentou uma pequena 
redução quando comparado ao processo anterior. 
 
20. 
Já as receitas irrecuperáveis variaram 3,91% em relação aos valores tarifários atuais, com 
impacto de 0,00% nas tarifas. 
 
 
Perdas Regulatórias 
 
21. 
As perdas técnicas na distribuição foram calculadas7 levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, 
resultando no valor de 7,28% em relação à energia injetada. 
 
22. 
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 5 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 DCELT, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 2,30% sobre 
o mercado de baixa tensão faturado, ficando estabelecida como meta ao final do ciclo o valor de 1,66%. 
 
 
Custos da Parcela B 
 
23. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de 
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos 
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela 
distribuidora. A Parcela B representa 19,52% dos custos da concessionária e variou em 3,16%, o que 
representa um impacto tarifário de 0,62%. 
 
 
7 Nota Técnica nº 097/2021-SRD/ANEEL, Sicnet nº 48554.001219/2021-00.

24. 
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. 
 
25. 
A aplicação da metodologia indicou uma manutenção do valor dos custos regulatórios ao 
longo do ciclo, porém, o conjunto do índice de produtividade agregado ao mecanismo de incentivo à 
qualidade fizeram com que os custos operacionais resultasse em custos operacionais abaixo daqueles 
existentes nas atuais tarifas, com variação de -0,75% e impacto de -0,11% nesta revisão tarifária. 
 
 
 Gráfico 2. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: SGT/ANEEL. 
 
26. 
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. 
 
27. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de 34,89% em relação aos valores 
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 0,89%. A situação adveio 
principalmente da variação de 48,30% da Base de Remuneração Líquida associada a uma queda da taxa 
média de remuneração, comparada com a definida na revisão de 2016, representando uma variação -
13,41%. O Gráfico 3 demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital.  
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo
Operacional
Custo Operacional
Revisão
100,0%
-0,75%
99,25%

Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: SGT/ANEEL. 
 
28. 
A quota de reintegração regulatória variou -7,99% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de -0,13%. A redução proveio da variação de -
10,08% da Base de Remuneração Bruta aliada ao aumento na taxa média de depreciação em relação à 
última revisão tarifária (de 4,06% para 4,14%). O Gráfico 4 demonstra ambos efeitos. 
 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: SGT/ANEEL. 
 
29. 
A cobertura para anuidades variou 0,59% em relação aos valores contidos nas tarifas, com 
impacto de 0,01% nesta 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. 
 
30. 
As outras receitas (OR) se referem àquelas receitas de atividades relacionadas com a 
concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser classificadas 
em duas categorias, conforme sua natureza: “receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia 
elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis; e “receitas de atividades acessórias”, que são 
atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e 
risco das concessionárias.  
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 13,41%
48,30%
134,89%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
2,09%
-10,08%
92,01%

31. 
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).  
 
32. 
Houve alteração na forma de tratamento das receitas de ultrapassagem de demanda e 
excedente de reativos, que, no ciclo tarifário anterior, eram contabilizadas como obrigações especiais e 
nesta revisão entram como redutores da Parcela B. 
 
33. 
Além desses recursos, também entram como redutores da Parcela B nesta revisão o saldo 
acumulado de UD e ER desde a data-base do laudo da última revisão tarifária (março/2016) até 
fevereiro/2017 (período pré-DRAC)8 
 
34. 
Desse modo, a soma de todas essas receitas (UDEROR) teve uma participação de -0,03% 
nesta revisão, conforme já apresentado na Tabela 2. 
 
 
Componentes Financeiros 
 
35. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da DCELT. De acordo 
com a tabela, os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes, 
contribuíram com o efeito de 0,44% na atual revisão da DCELT. Desse resultado, é destacado pela SGT a 
CVA Energia, com efeito de 3,96%, impactada principalmente pelos custos relacionados aos riscos 
hidrológicos associados as Usinas Repactuadas, CCGF e Itaipu Binacional. 
 
36. 
Outro item que impactou este processo tarifário com valor positivo foi a CVA de Encargos 
Setoriais, com efeito de 2,18%, em decorrência da diferença entre a cobertura concedida no último 
processo tarifário e custos efetivamente incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA. 
 
37. 
Ressalta-se ainda outro financeiro, com efeito negativo neste processo, concernente os 
créditos de PIS/COFINS. Trata-se de um componente financeiro relacionado ao provimento de ação 
judicial proposta pela distribuidora questionando a constitucionalidade da incidência do ICMS na base de 
cálculo do PIS/PASEP e COFINS, cuja devolução dos créditos aos consumidores ainda está sendo 
regulamentada pela ANEEL. No entanto, conforme o Despacho nº 361/2021, em situações excepcionais, 
foi autorizado o uso antecipado desses recursos para aliviar o efeito nas tarifas. Desse modo, a 
concessionária solicitou a compensação de R$ 6 milhões para reversão como componente financeiro 
negativo extraordinário, contribuindo com a redução de 5,16% no efeito médio. 
 
38. 
Ainda com efeito negativo, foi destacado pela SGT a reversão dos recursos da operação 
financeira para alívio do caixa das distribuidoras de energia, denominado Conta-Covid, e transferidos à 
DCELT. Os montantes em questão equivalem ao remanescente dos valores recebidos pela distribuidora 
da CONTA-COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º 
do Art. 5º da REN 885/2020, no valor de R$ 3,7 milhões, contribuindo com uma redução tarifária de 3,23%. 
 
 
8 Memorando nº 201/2021-SFF/ANEEL, proporcionalizados conforme o ciclo tarifário, Sicnet: 48536.002643/2021-00.

Tabela 3. Componentes Financeiros 
   
Fonte: SGT/ANEEL. 
 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
 
39. 
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. 
 
40. 
Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 1 deles definido na revisão tarifária, o 
que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T. 
 
41. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma 
distribuidora em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do número 
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é de 
1,05%. 
 
42. 
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 DCELT é de 0,00%. 
 
43. 
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 -0,30%. 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.  
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
4.609.506
         
3,96%
CVA em processamento - Transporte
273.787
            
0,24%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.535.526
         
2,18%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(135.808)
           
-0,12%
Neutralidade de Parcela A- Energia
26.124
              
0,02%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
1.596.500
         
1,37%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.011.084)
       
-0,87%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(755)
                   
0,00%
Neutralidade de Parcela B - Conta Covid
6.811
                 
0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia
828.695
            
0,71%
Previsão de Risco Hidrológico
6.447.928
         
5,54%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414)
(130.504)
           
-0,11%
Ajuste CUSD
(198.605)
           
-0,17%
Reversão do Risco Hidrológico
(4.505.182)
       
-3,87%
Reversão Conta-Covid
(3.754.192)
       
-3,23%
Reversão Conta Covid - Parcela B
147.325
            
0,13%
Conselho de Consumidores 
(228.847)
           
-0,20%
Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS
(6.000.000)
       
-5,16%
Total
507.226
            
0,44%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação    
CVA em processamento - Energia 4 .609.506 3,96%
CVA em processamento - Transporte 273.787 0,24%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 2 .535.526 2,18%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 135.808) -0,12%    
Neutralidade de Parcela A- Energia  26.124  0,02%
Neutralidade de Parcela A - Transporte 1 .596.500 1,37%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (1.011.084) -0,87%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável ( 755) 0,00%    
    0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia 828.695 0,71%
Previsão de Risco Hidrológico 6 .447.928 5,54%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) ( 130.504) -0,11%
Ajuste CUSD ( 198.605) -0,17%
Reversão do Risco Hidrológico (4.505.182) -3,87%
Reversão Conta-Covid (3.754.192) -3,23%
Reversão Conta Covid - Parcela B 147.325 0,13%
Conselho de Consumidores ( 228.847) -0,20%
Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS (6.000.000) -5,16%    
Total 5 07.226 0,44%    

44. 
Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da DCELT, até a próxima revisão 
tarifária, será de 0,00%, a ser acrescido dos Componentes Pd e Q, os quais devem ser atualizados a cada 
reajuste tarifários. 
 
45. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 69.  
 
 
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos. 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos. 
Fonte: SGT/ANEEL. 
 
 
46. 
O Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos, cuja variação foi de 47,14%, abaixo da variação do IGP-M e do IPCA identificada no mesmo período, 
de 133,68% e 75,21%, respectivamente.  
 
 
 
9 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
19,5%
Custo de            
Energia
40,4%
Custo de     
Transmissão
20,8%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA 2,1%
CDE
15,0%
ESS/EER 1,2%
Outros
0,9%
Encargos 
Setoriais
19,2%
Custo de       
Distribuição
14,3%
Custo de            
Energia
29,6%
Custo de     
Transmissão
15,2%
Encargos          
Setoriais
14,1%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
ICMS
23,4%
PIS/COFINS 3,4%
Tributos 
26,8%
370,83
354,87
290,61
307,63
325,02
393,52
454,65
434,79
429,41
459,82
514,60
510,62
512,48
545,65
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
Receitas
Irrecuperáveis
0,1%
Custo de PROINFA2,1%
Transmissão
20,8%
Encargos
Custo de Setoriais CDE
Energia 19,2% 15,0%
40,4%
Custo de
Distribuição
19,5% ESS/EER1,2%  Outros
0,9%

Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: SGT/ANEEL. 
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão  
 
47. 
A Tabela 4 ilustra as primcipais 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: SGT/ANEEL. 
 
48. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à consulta 
pública foram: 
 
a) na Parcela A, a variação de 2,24% dos custos de transmissão, , dada as novas tarifas 
relativas ao uso do sistema de distribuição da Celesc-D homologadas pela REH nº 2.921/2021; 
 
b) na Parcela B, a variação de -0,49%, resultado da fiscalização da Aneel sobre os ativos de 
ditribuição realizada no decorrer da fase de consulta pública; e 
 
c) nos componentes financeiros, a variação de -2,99%, especialmente em função da 
inclusão dos créditos de PIS/PASEP e COFINS no cálculo. 
 Descrição 
 CP
Participação 
na Revisão 
 Final 
Participação 
na Revisão 
 Variação
Total 
PARCELA A [Encargos + Transmissão + Energia + RI]
1,62%
3,89%
2,27%
Encargos Setoriais
2,64%
2,14%
-0,50%
Custos de Transmissão
-2,75%
-0,51%
2,24%
Custo de Aquisição de Energia 
1,73%
2,25%
0,53%
Receitas Irrecuperáveis
0,00%
0,00%
0,00%
PARCELA B
1,12%
0,62%
-0,49%
Reposicionamento Tarifário
2,74%
4,51%
1,77%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
3,42%
0,44%
-2,99%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
3,29%
2,00%
-1,29%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,46%
6,9%
-2,51%

Gráfico 8. Comparação de efeitos entre a CP e o Resultado da RTP 
Fonte: SGT/ANEEL. 
49. 
O Gráfico 8 ilustra a variação de cada item que compõe o efeito médio, em que as barras 
vermelhas demonstram os efeitos apresentados para consulta pública e, as em azul, referente ao 
resultado final. 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
50. 
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. 
 
51. 
Nos Gráficos 9 e 10 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 3,64% 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.”  
2,64%
-2,75%
1,73%
0,00%
1,12%
3,42%
3,29%
9,46%
2,14%
-0,51%
2,25%
0,00%
0,62%
0,44%
2,00%
6,95%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transporte
Custos de
Compra de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da DCELT. 
Fonte: Nota Técnica nº 98/2021-SRD/ANEEL. 
 
 
 
Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da DCELT. 
Fonte: Nota Técnica nº 98/2021-SRD/ANEEL. 
 
52. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da DCELT, apresenta-se, nos Gráficos 11 e 12, 
uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul. Observa-se que os 
limites de DEC e FEC da DCELT estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 11. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 98/2021-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 12. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 98/2021-SRD/ANEEL. 
 
53. 
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 DCELT entre 2016 e 2020: 
 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela DCELT. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2016 
17.276 
73.985,72
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        17.276      73.985,72  

2017 
16.292 
78.680,57 
2018 
26.771 
133.256,93 
2019 
14.333 
99.448,02 
2020 
9.963 
107.827,37 
Fonte: SRD. 
 
III – DIREITO 
 
54. 
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 
(Proret); Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional 
(Prodist) e Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 050/1999. 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
55. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 050/1999 e no que constam 
dos Processos nº 48500.004629/2020-76 e  nº 48500.000533/2021-10, voto no sentido de APROVAR o 
resultado da revisão tarifária periódica de 2021 da Distribuidora Catarinense de Energia Elétrica LTDA. 
(DCELT), na forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de: 
 
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica da DCELT, a vigorar a partir de 
29/08/2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 6,95%, sendo de 
4,78%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 8,10%, 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 DCELT, de modo a custear 
os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
d) DEFINIR os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
 
e) FIXAR o componente T do Fator X em 0,00%;  
 
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022 
a 2026 a serem observados pela DCELT; e 
 
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 Injetada 
7,2770% 
7,2770% 
7,2770% 
7,2770% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
1,6572% 
1,6572% 
1,6572% 
1,6572%
  16.292      78.680,57  
  26.771      133.256,93  
  14.333      99.448,02  
  9.963      107.827,37  
  2022      2023      2024      2025  

Brasília, 24 de agosto de 2021 
 
(assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor