VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.003574/2021-68 e 48500.000455/2022-34 
 
INTERESSADO: Companhia Sul Sergipana de Eletricidade - SULGIPE 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da SULGIPE - Companhia Sul Sergipana de 
Eletricidade, a vigorar a partir de 22 de maio de 2022, 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 2023 a 
2027, após conclusão da fase da Consulta Pública nº 04/2022. 
 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 091/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da SULGIPE - Companhia Sul Sergipana 
de Eletricidade, estabelece a data de 22 de maio de 2022 para a realização da Revisão Tarifária Periódica 
da concessionária. 
 
2. 
As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura 
tarifária. 
 
3. 
Em 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória nº 1.078 dispôs sobre medidas 
destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de 
escassez hídrica, autorizando-se a contratação de operação financeira para fazer face aos impactos 
financeiros decorrentes da implementação de medidas de enfrentamento da crise hidroenergética e dos 
diferimentos aplicados nos processos tarifários anteriores à liberação dos recursos da operação 
financeira. 
 
4. 
Nessa mesma data, o Decreto nº 10.939 regulamentou a MP nº 1.078/2021, sobre medidas 
destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de 
escassez hídrica. 
 
5. 
Em 5 de janeiro de 2022, foi publicada a Lei nº 14.299, que instituiu subvenção econômica 
às concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica com mercados próprios inferiores 
a 350 GWh (trezentos e cinquenta gigawatts-hora) anuais, aplicável à SULGIPE.

6. 
Já em 15 de fevereiro de 2022, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública n° 
04/2022 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária da distribuidora. O 
período de contribuições ocorreu entre 16 de fevereiro de 2022 e 1º de abril de 2022, com a Audiência 
Pública, por videoconferência, realizada em 10 de março de 2022. 
 
7. 
Em 10 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica Nota Técnica nº 22/2022–
SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL, que versa sobre medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos 
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, e que regulamenta a Medida 
Provisória nº 1.078, de 13 de dezembro de 2021, após análise das contribuições recebidas na Consulta 
Pública nº 02/2022. 
 
8. 
Pela Nota Técnica nº 23/2022-SRD/ANEEL1,  de 5 de abril de 2022, a Superintendência de 
Regulação dos Serviços de Distribuição-SRD apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para 
o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos de unidades 
consumidoras da Sulgipe, para os anos de 2023 a 2027.  
 
9. 
Em 6 de abril de 2022, a SRD enviou Memorando nº 82/2022-SRD/ANEEL2, a respeito da 
apuração das perdas na distribuição da concessionária.  
 
10. 
As contribuições à Consulta Pública nº 04/2022 foram analisadas e respondidas pela Nota 
Técnica nº 51/2022-SGT/ANEEL3, de 14 de abril de 2022. 
 
11. 
Em 27 de abril de 2022, as informações concernentes à validação de pagamentos da Parcela 
A, Garantias Financeiras, Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos da 
distribuidora foram prestadas pelo Memorando nº 118/2022-SFF/ANEEL4, retificado pelo Memorando nº 
122/2022-SFF/ANEEL5, de 3 de maio de 2022. 
 
12. 
A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por intermédio do 
Memorando nº 125/2022-SFF/ANEEL6, de 3 de maio de 2022, informou a validação dos dados para a 
composição da Base de Remuneração da distribuidora. 
 
13. 
Em 9 de maio de 2022, uma proposta provisória do cálculo da revisão tarifária foi 
encaminhada, via e-mail, à SULGIPE e ao conselho de consumidores 7. 
 
14. 
Em 11 de maio de 2022, a SGT se reuniu com os representantes do Conselho de 
Consumidores, para tratar do cálculo final da revisão da distribuidora. A SULGIPE dispensou a realização 
de reunião. 
 
1 48554.000769/2022-00. 
2 48554.000786/2022-00. 
3 48581.001281/2022-00. 
4 48536.001505/2022-00. 
5 48536.001539/2022-00. 
6 48536.001563/2022-00. 
7 48581.001456/2022-00.

15. 
Por fim, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica nº 
70/2022-SGT/ANEEL8, de 11 de maio de 2022, consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da 
SULGIPE. 
 
16. 
É o relatório. 
 
 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
17. 
A revisão das tarifas da SULGIPE, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,54%, sendo de 2,06%, em média, para os 
consumidores conectados na alta tensão e de 17,00%, em média, para os consumidores conectados na 
baixa tensão. 
 
18. 
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 
 
19. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo deve-se à aplicação da Lei nº 14.299, 
de 5 de janeiro de 2022, que instituiu subvenção econômica às concessionárias do serviço público de 
distribuição de energia elétrica com mercados próprios inferiores a 350 GWh (trezentos e cinquenta 
gigawatts-hora) anuais. Destaca-se que essa diferença se deu pela aplicação da referida Lei para os 
consumidores do Grupo B desde a republicação das tarifas para esse subgrupo pela REH n°3.009/2022, 
ou seja, o consumidor de Baixa Tensão já percebeu o impacto de redução tarifária advinda da Lei, 
Conforme decisão da Diretoria Colegiada9, a partir da presente revisão, serão aplicadas, também para 
alguns dos consumidores do Grupo A,  as tarifas da Energisa Sergipe – ESE. 
 
20. 
O efeito médio de 12,54% e decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das 
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 2,20%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual processo tarifário, com efeito tarifário de 11,59%; (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de 4,59%; e (iv) da aplicação da Lei nº 14.299, de 5 janeiro de 2022, com efeito de -5,84%. 
 
8 48581.001460/2022-00. 
9 Processo 48500. 000184/2022-17 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
2,06%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
17,00%
Efeito Médio AT+BT
12,54%

21. 
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 
 
 
22. 
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. 
 
23. 
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. 
 
 
5,34%
-0,60%
-5,36%
0,00%
2,82%
11,59%
4,59%
-5,84%
12,54%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição
Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Subvenção Lei
nº 14.299
Efeito Médio
com aplicação
da Lei 14.299

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT 
 
24. 
O reposicionamento econômico de 2,20% é derivado das variações de custos da Parcela A 
e da Parcela B.  
 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
114.794.721
        
113.606.548
         
-1,0%
-0,62%
58,2%
Encargos Setoriais
19.708.056
          
29.898.431
           
51,7%
5,34%
15,3%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
334.383
                
324.826
                 
-2,9%
-0,01%
0,2%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
7.807.034
             
12.893.880
           
65,2%
2,67%
6,6%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
3.620.344
             
3.384.737
              
-6,5%
-0,12%
1,7%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
1.333.957
             
1.287.364
              
-3,5%
-0,02%
0,7%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
1.140.943
             
4.129.254
              
261,9%
1,57%
2,1%
PROINFA
3.767.262
             
5.912.674
              
56,9%
1,12%
3,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
1.704.134
             
1.965.696
              
15,3%
0,14%
1,0%
Custos de Transmissão
25.218.052
          
24.066.902
           
-4,6%
-0,60%
12,3%
Rede Básica
13.160.961
          
11.376.360
           
-13,6%
-0,94%
5,8%
Rede Básica Fronteira
7.467.214
             
7.464.512
              
0,0%
-0,00%
3,8%
Conexão
4.589.877
             
5.226.030
              
13,9%
0,33%
2,7%
Custos de Aquisição de Energia
69.732.630
          
59.510.749
           
-14,7%
-5,36%
30,5%
Receitas Irrecuperáveis
135.983
                
130.465
                 
-4,1%
-0,00%
0,1%
PARCELA B
76.050.670
          
81.436.322
           
7,1%
2,82%
41,8%
Custos Operacionais
49.810.031
          
49.742.304
           
-0,1%
-0,04%
25,5%
Anuidades
8.190.894
             
9.113.492
              
11,3%
0,48%
4,7%
Remuneração
14.064.682
          
18.108.817
           
28,8%
2,12%
9,3%
Depreciação
5.980.768
             
7.644.864
              
27,8%
0,87%
3,9%
UD+ER+OR
(1.995.704)
           
(3.173.156)
            
59,0%
-0,62%
-1,6%
RT considerando a varição tarifária da RTE
190.845.391
        
195.042.869
         
2,20%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
22.123.921
           
11,59%
CVA em processamento - Energia
6.802.985
              
3,56%
CVA em processamento - Transporte
2.248.454
              
1,18%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
3.753.328
              
1,97%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(519.013)
                
-0,27%
Neutralidade de Parcela A- Energia
3.191.529
              
1,67%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
404.073
                 
0,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.090.695)
            
-0,57%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
14.247
                   
0,01%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid
112.692
                 
0,06%
Sobrecontratação/exposição de energia
(69.342)
                  
-0,04%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
75
                           
0,00%
Previsão de Risco Hidrológico
4.331.979
              
2,27%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE
4.186.856
              
2,19%
Reversão do Risco Hidrológico
(845.857)
                
-0,44%
Conselho de Consumidores 
(207.444)
                
-0,11%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(173.730)
                
-0,09%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 2
(16.214)
                  
-0,01%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
4,59%
Efeito Médio sem aplicação da Lei 14.299
18,38%
Efeito Subvenção Lei 14.299
-5,84%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
12,54%
Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação
Verificada (R$) (R$) na Revisão na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 1 14.794.721 1 13.606.548 -1,0% -0,62% 58,2%      
Encargos Setoriais 1 9.708.056 2 9.898.431 51,7% 5,34% 15,3%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 3 34.383 3 24.826 -2,9% -0,01% 0,2%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 7 .807.034 1 2.893.880 65,2% 2,67% 6,6%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) 3 .620.344 3 .384.737 -6,5% -0,12% 1,7%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 1 .333.957 1 .287.364 -3,5% -0,02% 0,7%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 .140.943 4 .129.254 261,9% 1,57% 2,1%
PROINFA 3 .767.262 5 .912.674 56,9% 1,12% 3,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 .704.134 1 .965.696 15,3% 0,14% 1,0%      
Custos de Transmissão 2 5.218.052 2 4.066.902 -4,6% -0,60% 12,3%      
Rede Básica 1 3.160.961 1 1.376.360 -13,6% -0,94% 5,8%
Rede Básica Fronteira 7 .467.214 7 .464.512 0,0% -0,00% 3,8%
Conexão 4 .589.877 5 .226.030 13,9% 0,33% 2,7%      
Custos de Aquisição de Energia 6 9.732.630 5 9.510.749 -14,7% -5,36% 30,5%      
Receitas Irrecuperáveis 1 35.983 1 30.465 -4,1% -0,00% 0,1%      
PARCELA B 76.050.670 81.436.322 7,1% 2,82% 41,8%      
Custos Operacionais 4 9.810.031 4 9.742.304 -0,1% -0,04% 25,5%
Anuidades 8 .190.894 9 .113.492 11,3% 0,48% 4,7%
Remuneração 1 4.064.682 1 8.108.817 28,8% 2,12% 9,3%
Depreciação 5 .980.768 7 .644.864 27,8% 0,87% 3,9%
UD+ER+OR ( 1.995.704) ( 3.173.156) 59,0% -0,62% -1,6%      
RT considerando a varição tarifária da RTE 1 90.845.391 1 95.042.869 2,20% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 22.123.921 11,59%      
  6 .802.985 3,56%    
  2 .248.454 1,18%    
  3 .753.328 1,97%    
  ( 519.013) -0,27%    
  3 .191.529  1,67%
0,21%
-0,57%
0,01%  
  4 04.073    
  ( 1.090.695)    
  1 4.247    
  1 12.692 0,06%    
  ( 69.342) -0,04%    
  AR) 7 5 0,00%    
  4 .331.979 2,27%    
  4 .186.856 2,19%    
Reversão do Risco Hidrológico ( 845.857) -0,44%
Conselho de Consumidores ( 207.444) -0,11%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 ( 173.730) -0,09%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/ 2 0 2 1 ) ( 16.214) -0,01%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 4,59%      
Efeito Médio sem aplicação da Lei 14.299 18,38%      
Efeito Subvenção Lei 14.299 -5,84%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,54%      

Parcela A 
 
25. 
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 58,2% dos custos da concessionária, com impacto 
tarifário de -0,62%. 
 
26. 
Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 5,34%, com destaque para a 
nova cota de CDE (Uso) de 2022 para a distribuidora, cujo efeito foi de 2,67%, o aumento dos ESS e EER, 
com impacto de 1,57%, e do Proinfa, com impacto de 1,12%. 
 
27. 
Os custos de transmissão impactaram a revisão em -0,60%, principalmente em decorrência 
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 nº 2.895 e 2.896/2021. A redução dos custos de transporte se deve principalmente ao 
reperfilamento da dívida da RBSE no cálculo das novas tarifas. 
 
28. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a uma 
variação no efeito médio de -5,36%, com destaque para o encerramento do contrato de suprimento com 
a Energisa Sergipe, ocorrido em 31 de dezembro de 2021, e a contratação de energia por chamada pública 
com a Santa Maria Comercializadora, com início em 1º de janeiro de 2022, com impacto direto de -4,89%. 
Como consequência, a consideração de montante adicional de energia associada às usinas do regime de 
cotas, definido na Lei 12.783/2013, implicou em impacto de -1,46%. Desta forma, percebe-se a redução 
do mix da empresa, que passou de R$ 195,58/MWh para R$ 158,04/MWh. 
 
Perdas Regulatórias 
 
29. 
As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, 
resultando no valor de 11,47% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 01/2022-
SRD/ANEEL. 
 
30. 
Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do 
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. 
 
31. 
No caso da SULGIPE, o ponto de partida para o ano de 2002 foi estabelecido em 2,69% 
sobre o mercado de baixa tensão faturado, com trajetória de redução, com meta de 0,93% ao final do 
ciclo. 
 
 
Custos da Parcela B

32. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de 
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos 
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela 
distribuidora. A Parcela B variou 7,1% em relação ao processo anterior, impactando em 2,82% o processo 
tarifário. 
 
33. 
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. 
 
34. 
 No caso da SULGIPE, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está dentro do 
intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo o custo reconhecido na revisão corresponderá 
ao custo já contido nas tarifas e o componente T do Fator X será igual a zero. 
 
35. 
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. 
 
36. 
A remuneração do capital variou 28,8% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, 
o que representou impacto tarifário de 2,12%. 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 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
37. 
A quota de reintegração regulatória variou 27,8% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto de 0,87%. O aumento proveio da variação da Base de 
Remuneração Bruta e do aumento da  taxa média de depreciação, em relação a última revisão tarifária 
(de 3,73% para 3,76%). O Gráfico 3 demonstra ambos os efeitos. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
38. 
A cobertura para anuidades variou 11,3% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, 
com impacto de 0,48% na revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 0,4%
28,4%
128,8%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
0,8%
27,0%
127,8%

adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória, 
da qual o cálculo das anuidades depende. 
 
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre as anuidades 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
 
39. 
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.  
 
40. 
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).  
 
41. 
O efeito tarifário referente a ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras 
receitas nesta revisão tarifária foi de -0,62%, já considerando receitas extras de UDER entre a data-base 
do laudo de ativos do 4º CRTP (dez/2016) e a data da DRAC da distribuidora (fev/2017). 
 
 
Componentes Financeiros 
 
42. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão: 
 
Anuidades
Processo Anterior
Efeito
WACC
Efeito Base de
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
-4,1%
15,4%
111,3%

Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária  
 
43. 
Destacam-se, com impacto positivo nas tarifas, os valores da CVA Energia, com efeito de 
3,6%, e a CVA Encargos Setoriais, com 2,0%, ambos em decorrência da diferença entre a cobertura 
concedida no último processo tarifário e custos efetivamente incorridos pela concessionária no período 
de apuração da CVA, que se acentuaram com o cenário de escassez hídrica. 
 
44. 
Já os financeiros negativos, foram destacados pela SGT: 
 
a) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL 
 
 
No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL10, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à 
SULGIPE informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores migrantes para 
o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota Técnica nº 237/2020-
SGT/ANEEL11, de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela SULGIPE e atualizado pela Selic foi 
de R$16.213,82, correspondendo a um impacto de -0,01% no efeito médio. 
 
b) REN 952/2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid  
 
 
Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-ANEEL, 
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por distribuidoras 
de energia elétrica. Como consequência foi apurado componente financeiro negativo nesse processo 
tarifário relativo ao spread da conta covid da SULGIPE, correspondendo a R$173.730,06, resultando em 
redução de efeito de 0,08%. 
 
10 Documento SIC nº 48581.001765/2021 
11 Documento SIC nº 48581.001953/2020 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
6.802.985
           
3,6%
CVA em processamento - Transporte
2.248.454
           
1,2%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
3.753.328
           
2,0%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(519.013)
             
-0,3%
Neutralidade de Parcela A- Energia
3.191.529
           
1,7%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
404.073
              
0,2%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.090.695)
          
-0,6%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
14.247
                 
0,0%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid
112.692
              
0,1%
Sobrecontratação/exposição de energia
(69.342)
               
0,0%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
75
                         
0,0%
Previsão de Risco Hidrológico
4.331.979
           
2,3%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE
4.186.856
           
2,2%
Reversão do Risco Hidrológico
(845.857)
             
-0,4%
Conselho de Consumidores 
(207.444)
             
-0,1%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(173.730,06)
       
-0,1%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021)
(16.213,82)
          
0,0%
Total
22.123.921
         
11,59%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 6.802.985 3,6%
CVA em processamento - Transporte 2.248.454 1,2%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 3.753.328 2,0%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (519.013) -0,3%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  3.191.529  1,7%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte 404.073 0,2%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 1.090.695) -0,6%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 1 4.247 0,0%      
  112.692 0,1%    
Sobrecontratação/exposição de energia (69.342) 0,0%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 7 5 0,0%
Previsão de Risco Hidrológico 4.331.979 2,3%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE 4.186.856 2,2%
Reversão do Risco Hidrológico (845.857) -0,4%
Conselho de Consumidores (207.444) -0,1%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 (173.730,06) -0,1%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) ( 16.213,82) 0,0%      
Total 2 2.123.921 11,59%      

Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de 
melhoria da qualidade 
 
45. 
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. 
 
46. 
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 1,04%. 
 
47. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses 
custos ao longo do ciclo tarifário. E como a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está 
dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, o componente T a ser aplicado nos reajustes 
subsequentes da SULGIPE foi de 0,00%. 
 
48. 
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 -0,91%.

Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão  
 
49. 
A Tabela 4 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  
 
50. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Consulta 
Pública foram: 
 
a) Na Parcela A, destaca-se a variação de 0,6% dos custos de compra de energia, 
decorrente da atualização dos valores dos contratos bilateral; 
 
b) Já a Parcela B variou apenas 1%, justificada pelo aumento do IPCA, índice utilizado para 
atualização dos ativos da Base de Remuneração Regulatória - BRR, em relação à projeção 
desse índice considerada nos cálculos realizados em fase de consulta pública; 
 
c) Já os componentes financeiros variaram 0,75%, em comparação ao apresentado na CP, 
principalmente em decorrência do resultado da CVA em processamento em comparação 
aos valores estimados pela concessionária e considerados na fase de CP; 
 
d) Para a versão final está sendo considerada a aplicação da subvenção para 
concessionárias de distribuição com mercados próprios inferiores a 350 GWh ano,  prevista 
na Lei 14.299, de 5 de janeiro de 2022, o que justifica a redução de 5,84% no efeito médio, 
conforme indicado na Tabela 4.  
 
 Descrição 
 CP 04/2022
Participação 
na Revisão
% 
 Final 
Participação 
na Revisão
% 
 Variação
Total 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-1,21%
-0,62%
0,6%
Encargos Setoriais
5,49%
5,34%
-0,1%
Custos de Transmissão
-0,62%
-0,60%
0,0%
Custo de Aquisição de Energia 
-6,08%
-5,36%
0,7%
Receitas Irrecuperáveis
0,00%
0,00%
0,0%
PARCELA B
1,86%
2,82%
1,0%
Reposicionamento Tarifário
0,65%
2,20%
1,5%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
10,84%
11,59%
0,75%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
4,17%
4,59%
0,42%
Efeito Médio sem aplicação da Lei 14.299
15,67%
18,38%
2,71%
Efeito Subvenção Lei 14.299
-5,84%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
12,54%

Subvenção da CDE e composição das Tarifas 
 
51. 
O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de 
maio/2022 a abril/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$1.788.802,29, já contemplando o 
ajuste referente à diferença entre os valores de subsídios previstos e os realizados no período de 
maio/2021 a abril/2022. Cabe esclarescer que o montante mensal indicado  abarca a subvenção 
estabelecida na Lei 14.299/2022, indicada no último parágrafo da seção anterior, que individualmente 
enseja repasse mensal de R$1.430.859,28.  
 
52. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, sem 
e com tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 712. 
 
 
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
 
12 No Gráfico 6, 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 7, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS, 
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL. 
Custo de       
Distribuição
41,8%
Custo de            
Energia
30,5%
Custo de     
Transmissão
12,3%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
3,0%
CDE
9,0%
ESS/EER
2,1%
Outros
1,2%
Encargos
15,3%

Gráfico 7. Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
53. 
O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da concessionária nos últimos 10 
anos, que apresentou aumento de 64,31% no período, em comparação com as variações do IGP-M 
(132,40%) e do IPCA (78,58%). 
 
 
Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
54. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi 
obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 
Custo de       
Distribuição; 
31,0%
Custo de            
Energia; 
22,7%
Custo de     
Transmissão; 
9,2%
Encargos          
Setoriais; 
11,4%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,0%
ICMS; 
21,9%
PIS/COFINS; 
3,7%
Tributos; 
25,7%
412,64
337,02
351,15
430,42
457,74
516,73
544,07
643,49
636,31
619,22
617,59
580,44
677,99
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2016
Revisão
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
Lei 14.299
2022 (jan
- abr)
Revisão
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada no item 210 da Seção 8.2 do 
Módulo 8 do PRODIST13. 
 
55. 
No Gráfico 9 é apresentado o histórico de apuração e os limites globais de DEC e FEC 
propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2023 a 2027, a redução 
média anual é de 3,45% no DEC e de 4,35% no FEC. 
 
 
Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Sulgipe. 
Fonte: Nota Técnica nº 23/2022-SRD/ANEEL. 
 
56. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Sulgipe, apresenta-se, nos Gráficos 10 e 
11, uma comparação com os limites das distribuidoras de menor porte da região Nordeste. Observa-se 
que os limites de DEC e FEC da Sulgipe estão aderentes à realidade da região. 
 
 
13 “210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser aplicado o 
seguinte procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o desempenho 
dos conjuntos semelhantes; e 
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”

Gráfico 10. Limites de DEC de distribuidoras de menor porte da região Nordeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 23/2022-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 11. Limites de FEC de distribuidoras de menor porte da região Nordeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 23/2022-SRD/ANEEL. 
 
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Nordeste de menor porte
SULGIPE
EBO
EPB
ESE
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Nordeste de menor porte
SULGIPE
EBO
EPB
ESE

57. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 5 apresenta os valores pagos e o número de 
compensações efetuadas pela SULGIPE entre 2017 e 2021. 
 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela SULGIPE. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2017 
50.798 
124.111,83 
2018 
53.033 
125.590,35 
2019 
53.943 
87.612,12 
2020 
54.216 
143.510,58 
2021 
48.110 
77.968,11 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
III – DIREITO 
 
58. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.; 
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
e) Lei nº 14.299, de 5 de janeiro de 2022; 
f) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret; 
g) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – Prodist; 
h) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 091/1999. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
59. 
Diante do exposto e no que constam dos Processos nº 48500.003574/2021-68 e  nº 
48500.000455/2022-34, voto no sentido de APROVAR o resultado da revisão tarifária periódica de 2022 
da SULGIPE, na forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de: 
 
 
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica, a vigorar a partir de 
22/05/2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 
12,54%, sendo 2,06%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 
17,00%, 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;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        50.798      124.111,83  
        53.033      125.590,35  
        53.943      87.612,12  
        54.216      143.510,58  
        48.110      77.968,11  

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 SULGIPE, 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 2023 
a 2027 a serem observados pela SULGIPE; e 
 
g) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2023 a 2026, 
conforme tabela abaixo: 
 
2023 
2024 
2025 
2026 
Perdas Técnicas sobre Energia 
11,47% 
11,47% 
11,47% 
11,47% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado 
2,22% 
1,75% 
1,32% 
0,93% 
 
 
 
Brasília, 17 de maio de 2022 
 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor
    2023      2024      2025      2026  
Perdas Técnicas sobre Energia  11,47%      11,47%      11,47%      11,47%    
Perdas Não TéIcnnjeictaasd sao bre Mercado  2,22%      1,75%      1,32%      0,93%