24ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria 
Brasília, 06/07/2021 
 
VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.004627/2020-87 e 48500.006065/2020-14 
 
INTERESSADO: Energisa Sul Sudeste Distribuidora de Energia S.A. - ESS  
 
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa  
 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO 
DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da ENERGISA SUL SUDESTE, a vigorar a partir de 
12/07/2021, e definir os correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente 
de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade 
Consumidora – FEC, para o período de 2022 a 2026, consolidados após a avaliação das contribuições 
trazidas na Consulta Pública nº 017/2021. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 013/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Energisa Sul Sudeste Distribuidora de 
Energia S.A. (“ESS”), estabelece a data de 12 de julho de 2021 para a realização da Revisão Tarifária 
Periódica da Concessionária. 
 
2. 
As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura 
tarifária. 
 
3. 
Em 23 de novembro de 2020, o Processo foi a mim distribuído de forma antecipada. 
 
4. 
Em 13 de abril de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública - CP nº 
017, de 2021, com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de 
contribuições se estendeu até 29 de maio de 2021, sendo que foi realizada Audiência Pública, por 
videoconferência, no dia 6 de maio de 2021.

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5. 
Em 22 de junho de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – 
SRD apresentou, por meio da Nota Técnica no 078/2021-SRD/ANEEL1, os limites para os indicadores DEC 
e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da ESS, para o período de 2022 a 2026, após análise das 
contribuições recebidas na consulta pública. 
 
6. 
Em 28 de junho de 2021, a SRD enviou, por meio do Memorando nº 0161/2021-
SRD/ANEEL2, a apuração das perdas na distribuição da ESS, consolidada pela Nota Técnica nº 080/2021-
SRD/ANEEL, de mesma data. 
 
7. 
Nessa mesma data, a proposta preliminar da revisão tarifária foi apresentada ao Conselho 
de Consumidores. 
 
8. 
Em 2 de julho de 2021, foi realizada reunião virtual, em função da pandemia de coronavírus, 
com a Concessionária, para discussão sobre o cálculo da revisão tarifária, oportunidade em que foi 
discutido formas de minimizar o impacto tarifário para os consumidores. Na ocasião, a empresa 
concordou em utilizar os créditos de PIS/COFINS e reduzir o valor de previsão do risco hidrológico. 
 
9. 
Em 5 de julho de 2021, conforme acordado na supracitada reunião, a ESS enviou a carta nº 
ENERGISASS/VPR/Nº034/2021, solicitando que sejam utilizados os créditos de PIS/COFINS e que seja 
reduzido o valor de previsão do risco hidrológico no presente processo tarifário.  Nesta mesma data, em 
função da correspondência enviada pela Concessionária, a proposta final de revisão tarifária foi retificada 
e novamente encaminhada à distribuidora e ao seu conselho de consumidores. 
 
10. 
Também em 5 de julho de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT emitiu a 
Nota Técnica n° 150/2021–SGT/ANEEL3, consolidando o resultado da Revisão Tarifária Periódica da ESS. 
 
11. 
É o Relatório. 
 
 
 
1 48554.001066/2021-00. 
2 48554.001081/2021-00. 
3 48581.001045/2021-00.

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II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
12. 
A revisão das tarifas da Energisa Sul Sudeste, segundo a proposta encaminhada pela SGT, 
conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 9,84%, sendo de 4,32%, em média, para 
os consumidores conectados na alta tensão e de 12,12%, em média, para os consumidores conectados na 
baixa tensão. 
 
13. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 0150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
14. 
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. Quanto aos 
custos, destaca-se a redução dos custos de transmissão, que tem impacto mais significativo nos 
consumidores de alta tensão, bem como a um aumento dos custos de distribuição, que devido a estrutura 
vertical tendem a impactar mais os consumidores de baixa tensão. 
 
15. 
O efeito médio de 9,84% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas 
A e B, com efeito tarifário de 3,49%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
processo tarifário, com efeito tarifário de 6,79%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de -0,44%. 
 
16. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
4,32%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
12,12%
Efeito Médio AT+BT
9,84%

Pág. 4 de 24 
 
 
Gráfico- 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021 
 
17. 
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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2,23%
-3,73%
2,78%
0,00%
2,21%
6,79%
-0,44%
9,84%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da ESS  
 
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Requerida (R$) 
 Variação 
 Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
1.456.523.358
     
1.480.492.847
   
1,65%
1,28%
76,68%
Encargos Setoriais
317.497.601
        
359.058.291
      
13,09%
2,23%
18,60%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.008.426
             
1.797.663
           
-10,49%
-0,01%
0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
230.274.376
        
234.832.964
      
1,98%
0,24%
12,16%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                         
16.371.566
         
0,00%
0,88%
0,85%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
0
                             
22.652.026
         
1,21%
1,17%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
36.668.522
          
26.689.324
         
-27,21%
-0,53%
1,38%
PROINFA
32.013.851
          
39.156.018
         
22,31%
0,38%
2,03%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
16.532.425
          
17.558.729
         
6,21%
0,06%
0,91%
Custos de Transmissão
336.461.462
        
266.860.633
      
-20,69%
-3,73%
13,82%
Rede Básica
108.133.177
        
99.532.169
         
-7,95%
-0,46%
5,16%
Rede Básica Fronteira
146.162.020
        
87.279.910
         
-40,29%
-3,16%
4,52%
Rede Básica ONS (A2)
1.370.699
             
939.991
              
-31,42%
-0,02%
0,05%
MUST Itaipu
17.000.977
          
14.657.887
         
-13,78%
-0,13%
0,76%
Transporte de Itaipu
22.480.052
          
14.071.872
         
-37,40%
-0,45%
0,73%
Conexão
4.726.553
             
3.042.598
           
-35,63%
-0,09%
0,16%
Uso do sistema de distribuição
36.587.983
          
47.336.206
         
29,38%
0,58%
2,45%
Custos de Aquisição de Energia
801.394.781
        
853.322.246
      
6,48%
2,78%
44,20%
Receitas Irrecuperáveis
1.169.514
             
1.251.678
           
7,03%
0,00%
0,06%
PARCELA B
409.082.446
        
450.262.934
      
10,07%
2,21%
23,32%
Custos Operacionais
260.886.697
        
266.817.953
      
2,27%
0,32%
13,82%
Anuidades
41.953.216
          
37.239.986
         
-11,23%
-0,25%
1,93%
Remuneração
92.687.526
          
128.945.760
      
39,12%
1,94%
6,68%
Depreciação
49.569.144
          
62.198.130
         
25,48%
0,68%
3,22%
UD+ER+OR
(36.014.139)
         
(44.938.893)
       
24,78%
-0,48%
-2,33%
RT considerando a varição tarifária da RTE
1.865.605.803
     
1.930.755.781
   
3,49%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
126.593.935
      
6,79%
CVA em processamento - Energia
119.410.567
      
6,40%
CVA em processamento - Transporte
(3.490.939)
          
-0,19%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
31.869.451
         
1,71%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(1.362.888)
          
-0,07%
Neutralidade de Parcela A- Energia
9.316.586
           
0,50%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
3.919.848
           
0,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(4.748.461)
          
-0,25%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(13.110)
               
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
10.368.963
         
0,56%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.149.274
           
0,06%
Previsão de Risco Hidrológico
97.617.128
         
5,23%
Financeiro TUSDG
(12.013)
               
0,00%
Ajuste CUSD
4.020.434
           
0,22%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(11.108)
               
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(78.207.535)
       
-4,19%
Conselho de Consumidores 
696.571
              
0,04%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376
(594.042)
             
-0,03%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu
(14.745.198)
       
-0,79%
Créditos de Pis Cofins
(29.180.000)
       
-1,56%
Diferimento Previsão de Risco Hidrológico
(19.409.593)
       
-1,04%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-0,44%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,84%

Pág. 6 de 24 
 
18. 
O reposicionamento econômico de 3,49% é derivado das variações de custos da Parcela A 
e da Parcela B.  
 
Parcela A 
 
19. 
A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais, 
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, 
inclusive a geração própria. A Parcela A representa 76,7% dos custos da concessionária, variou em 1,6%, 
o que representa um impacto tarifário de 1,28%. 
 
20. 
Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 2,23%. A partir de 2021, por 
meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350, 
de 2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras 
em 2020. O efeito, neste processo, referente a CDE Conta-Covid é de 2,09%.  
 
21. 
Outro encargo de destaque é o Encargo de Energia de Reserva - EER, com a homologação 
das novas faixas de acionamento e adicionais de bandeiras tarifárias4, novos parâmetros para o cálculo 
desse encargo também foram aprovados, isso permitiu uma redução tarifária de -0,53%.  
 
22. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -3,73%.  Esta redução se 
deve a consideração do “reperfilamento” da dívida da RBSE no cálculo das tarifas de transmissão para o 
ciclo 2021-2022. 
 
23. 
Ocorre que durante os ciclos 2017/2018 a 2019/2020, os pagamentos associados aos ativos 
da RBSE não continham a remuneração de capital nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de 
liminar judicial. Desta forma, 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. Em 
razão da pressão tarifária a que o setor elétrico está sendo acometido, decorrente da pandemia de COVID-
19, optou-se pela alternativa de “reperfilamento” desses pagamentos no prazo de 8 anos e de forma 
gradativa, assegurado o valor presente líquido da operação.  
 
4 Resolução Homologatória no 2.888/2021, de 29/06/2021.

Pág. 7 de 24 
 
 
24. 
Nessa alternativa, avaliou-se o comportamento previsto do componente econômico, cuja 
Base de Remuneração Regulatória – BRR naturalmente incorrerá em baixas e depreciações, de modo a 
acomodar o custo total relativo a essas instalações. Esse tratamento será deliberado no âmbito dos 
recursos administrativos interpostos pelas concessionárias de transmissão prorrogadas nos termos da Lei 
nº 12.783, de 2013, contra as Resoluções Homologatórias – REH nº 2.706 a nº 2.717, todas de 30 de junho 
de 2020, que homologaram o resultado da Revisão Periódica das transmissoras: CEEE-GT, Celg- G&T, 
Cemig-GT, Chesf, Copel-GT, CTEEP, Eletronorte, Eletrosul e Furnas. 
 
25. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão em 2,78%. Contribuiu 
especialmente para esse efeito o aumento do custo da energia proveniente do contrato bilateral da 
empresa com a UHE Lajeado (impacto de 2,52%), cuja tarifa de repasse é atualizada pela variação do IGP-
M.  
 
26. 
O Gráfico 2 abaixo ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia: 
 
 
Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
 
Perdas Regulatórias 
 
2,78%
0,48%
0,28%
0,32%
-0,18%
0,04%
-0,67%
2,52%
0,00%
Total
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Bilateral
 Proinfa

Pág. 8 de 24 
 
27. 
As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, 
resultando no valor de 6,63% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 80/2021-
SRD/ANEEL. 
 
28. 
Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada pela ANEEL, para a definição dos 
limites de perdas não técnicas, é a comparação do desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de 
concessão com certo grau de semelhança socioeconômica. 
 
29. 
As probabilidades para comparação entre as concessionárias para cálculo das metas de 
perdas não técnicas constam no submódulo 2.6 do PRORET5. Entretanto, a ESS6 como surgiu do 
agrupamento de outras 5 empresas após a edição do submódulo, fez-se necessário o recálculo das 
probabilidades para considerar a nova concessão. Nesse sentido a SRM realizou o cálculo a partir da 
ponderação do índice de complexidade socioeconômica de cada uma das empresas que formam o 
agrupamento, conforme descreve a Nota Técnica no 15/2021-SRM/ANEEL, de 17/03/20217. A aplicação 
dos novos parâmetros de ponderação resultou no ponto de partida para as perdas não técnicas de 0,37%, 
mas sem trajetória de redução ao longo do ciclo. 
 
Custos da Parcela B 
 
30. 
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 23,3% dos custos da concessionária e variou em 10,07% , o que 
representa um impacto tarifário de 2,21% 
 
31. 
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 
 
5 Versão 2.0 de 06/05/2015. (www.aneel.gov.br/procedimentos de regulação tarifária – Proret). 
6 A ESS surgiu do agrupamento de 5 áreas de concessão: Caiuá, Bragantina, CFLO, CNEE e EDEVP. 
7 Documento SIC no 48580.000153/2021-00.

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para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. No caso específico da ESS, por ter 
surgido após a edição do submódulo 2.2A do Proret, foi necessário refazer os estudos dos parâmetros 
para cálculo dos custos operacionais considerando a nova concessão, apresentados na Nota Técnica no 
15/2021-SRM/ANEEL. 
 
32. 
A aplicação da metodologia indicou a elevação dos custos regulatórios ao longo do ciclo, 
uma vez que os valores atualmente presentes na tarifa estão abaixo do limite inferior da faixa de 
eficiência. Deste modo, na atual revisão tarifária, já é dado um passo rumo ao limite mínimo estabelecido, 
de modo que os valores considerados na tarifa atual sofreram variação de 2,27%, com impacto na revisão 
tarifária foi de 0,32%. 
 
33. 
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. 
 
34. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de 39,12% relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 1,94%. A situação adveio principalmente do 
aumento da Base de Remuneração Líquida que variou 40,6% desde a última revisão tarifária. A taxa média 
de remuneração diminuiu desta revisão comparada com a de 2016. O Gráfico 3 demonstra os efeitos que 
explicam a variação na remuneração de capital.

Pág. 10 de 24 
 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
35. 
A quota de reintegração regulatória variou 25,48% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto de 0,68%. O aumento proveio da variação da Base de 
Remuneração Bruta que aumentou 25,2%. Houve ainda um aumento na taxa média de depreciação em 
relação a última revisão tarifária (de 3,92% para 3,94%). O Gráfico 4 demonstra ambos os efeitos. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
36. 
A cobertura para anuidades variou -11,23% em relação aos valores hoje contidos nas 
tarifas, com impacto de -0,25% 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%
- 1,5%
40,6%
139,1%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
0,3%
25,2%
125,5%

Pág. 11 de 24 
 
adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória, 
da qual o cálculo das anuidades depende. 
 
37. 
Quanto às outras receitas (OR), referem-se a receitas de atividades relacionadas com a 
concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser classificadas 
em duas categorias, conforme sua natureza: “receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia 
elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis; e “receitas de atividades acessórias”, que são 
atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e 
risco das concessionárias.  
 
38. 
A Resolução Normativa nº 414, de 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). Ressalta-se que nesta revisão foram considerados os montantes referentes 
a Excedente Reativo e Ultrapassagem de Demanda anteriores a DRAC - dezembro de 2015 a fevereiro de 
2017. 
 
39. 
Nos termos do PRORET 2.1A, define-se como Data Referência de Alteração Contratual – 
DRAC o último dia do mês de assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão, nos termos do 
Despacho nº 2.194/2016, ou o último dia do mês da publicação deste PRORET, o que ocorrer por último. 
Para as empresas que ainda não passaram pela 4ª RTP, será considerado como redutor da base de 
remuneração da correspondente revisão, (i) as receitas de UD e ER registradas como Obrigações Especiais 
até a Data-Base do Laudo de Avaliação dos Ativos, quando a DRAC for posterior à data do laudo, ou (ii) as 
receitas de UD e ER registradas como Obrigações Especiais até DRAC, quando a DRAC for anterior à data 
do laudo. 
 
40. 
Ocorre que no momento da revisão do quarto ciclo tarifário, não puderam ser 
considerados, conforme determinou o PRORET, pois ainda estavam declarados como obrigações 
especiais. Assim, eles estão sendo considerados nesse momento no valor de 1/5 do valor total e deverão

Pág. 12 de 24 
 
permanecer na Parcela B da ESS até o fim desse ciclo tarifário. A consideração desses valores impactou o 
processo tarifário em -0,17%. 
 
41. 
O efeito tarifário referente as outras receitas, ultrapassagem de demanda e excedente de 
reativos nesta revisão tarifária foi de -0,48%, conforme apresentado na Tabela 2. 
 
Componentes Financeiros 
 
42. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da Energisa Sul 
Sudeste: 
 
Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
43. 
Merece destaque o financeiro CVA Energia, com impato tarifário de 6,40%, o aumento se 
deve ao aumento de custo de Itaipu, bem como ao aumento dos custos relacionados com os riscos 
hidrológicos. 
 
44. 
Importa relatar sobre  a previsão de riscos hidrológicos, que, em razão dos novos 
parâmentros aprovados em conjunto com os custos de bandeiras tarifária, resultou em uma impacto 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
119.410.567
      
6,40%
CVA em processamento - Transporte
(3.490.939)
          
-0,19%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
31.869.451
         
1,71%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(1.362.888)
          
-0,07%
Neutralidade de Parcela A- Energia
9.316.586
           
0,50%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
3.919.848
           
0,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(4.748.461)
          
-0,25%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(13.110)
               
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
10.368.963
         
0,56%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.149.274
           
0,06%
Previsão de Risco Hidrológico
97.617.128
         
5,23%
Financeiro TUSDG
(12.013)
               
0,00%
Ajuste CUSD
4.020.434
           
0,22%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(11.108)
               
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(78.207.535)
       
-4,19%
Conselho de Consumidores 
696.571
              
0,04%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidor
(594.042)
             
-0,03%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu
(14.745.198)
       
-0,79%
Créditos de Pis Cofins
29.180.000
-         
-1,56%
Diferimento Previsão de Risco Hidrológico
19.409.593
-         
-1,04%
Total
126.593.935
      
6,79%

Pág. 13 de 24 
 
tarifário de 5,23%. Em razão do elevado impacto desse financeiro, a Concessionária solicitou que fosse 
reduzido em R$ - 19.409.592,79 a previsão do risco hidrológico, o que provocou uma redução tarifária de 
-1,04%. 
 
45. 
Ainda importante mencionar os créditos de PIS/COFINS incorporados ao cálculo, tendo em 
vista o trânsito em julgado de processo judicial que deu ganho de causa aos consumidores da ESS no 
montante total aproximado de R$ 29,18 milhões (em valores de Julho/2021). A ESS  reconheceu o crédito 
tributário atualizado no ativo, que deverá ser recuperado utilizando dos seguintes expedientes: pela 
compensação com tributos a recolher dentro do prazo prescricional de 5 anos, e, se necessário, com 
recebimento de precatórios do Governo Federal. O impacto desse componente financeiro ficou em -
1,56%. 
 
46. 
Por fim, cabe salientar a inclusão nos componentes financeiros de (i) reversão de créditos 
de rescisão contratual e migração de consumidores no montante de R$ - 594.042,21 , com impacto de -
0,03%; e (ii) alocação do saldo do bônus de Itaipu, nos termos do Decreto 10.665/2021, de R$- 
14.745.197,55, com impacto de -0,79%. Estas medidas fazem parte de um série de iniciativas da ANEEL 
que contribuíram para a redução dos impactos da pandemia nas tarifas de energia. 
 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
 
47. 
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 consumidora, e do aumento do consumo do mercado existente, o 
que contribui para a modicidade tarifária, bem como  estimular a empresa por meio de mecanismos de 
eficiência operacional e qualidade de energia. 
 
48. 
Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 1 deles definido na revisão tarifária, o 
que trata de Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T. 
 
49. 
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

Pág. 14 de 24 
 
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é de 
0,98%. 
 
50. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses 
custos ao longo do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes 
da ENERGISA Sul Sudeste é de -1,40%. 
 
51. 
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 -0,74%. 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.  
 
52. 
É importante destacar, que tanto o componente PD quanto o Q são recalculados a cada 
reajuste tarifário. Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da ESS, até a próxima revisão 
tarifária, será de -1,40%, acrescido dos Componentes Pd e Q que deverão ser atualizados em cada 
processo de reajuste. 
 
53. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 68.  
 
 
8 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.

Pág. 15 de 24 
 
 
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
 
54. 
O Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos, que variaram em média 68,21%, acima da variação do IPCA, porém abaixo do IGP-M no mesmo 
período, que foram respectivamente 67,22% e 125,44%.  
 
Custo de       
Distribuição
23,3%
Custo de            
Energia
44,2%
Custo de     
Transmissão
13,8%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
2,0%
CDE
14,2%
ESS/EER
1,4%
Outros
1,0%
Impostos
18,6%
Custo de       
Distribuição; 
17,2%
Custo de            
Energia; 
32,6%
Custo de     
Transmissão
; 10,2%
Encargos          
Setoriais; 
13,7%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,0%
ICMS; 
21,2%
PIS/COFINS; 
5,1%
Tributos; 
26,3%

Pág. 16 de 24 
 
 
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
 
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA CONSULTA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL 
 
55. 
O Gráfico a seguir ilustra a variação ocorrida no efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores entre a proposta da Consulta/Audiência Pública e o resultado da revisão tarifária. 
 
 
Gráfico 8. Comparação da Proposta da CP 017/2021 e a Final 
497,35 
513,89 
572,46 
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
750
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Revisão
2016
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Revisão
2021
Bragantina
Caiua
Nacional
Oeste
Vale
ESS
IGP-M
IPCA
2,23%
-3,73%
2,78%
0,00%
2,21%
6,79%
-0,44%
9,84%
3,01%
-3,42%
3,41%
0,00%
2,67%
4,61%
-0,38%
9,90%
Encargos
Setoriais
Transporte
Compra de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição
Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor
Final
AP

Pág. 17 de 24 
 
 
56. 
Em relação a versão submetida à Consulta Pública, destacam-se as alterações no Encargo 
de Energia da Reserva- EER, na previsão risco hidrológico e do custo de cobertura dos contratos de energia 
térmicas, com a aprovação das faixas de acionamento e dos adicionais das bandeiras tarifárias, foram 
aprovados também os novos parâmetros de cálculo desses custos9. No caso específico do EER houve uma 
redução de - 0,55% em relação aos valores da Consulta Pública. 
 
57. 
No caso da previsão de risco hidrológico, o aumento no valor do PLD utilizado no cálculo 
conjugado a redução do percentual de GSF, resultou em impacto tarifário 1,57% maior do que proposto 
na Consulta Pública. 
 
58. 
Outro ponto de destaque é CVA Energia que em razão a piora das condições hidrológicas 
após a Consulta Pública, o cálculo atualizado resultou em um valor 2,02% maior que o valor proposto. 
 
59. 
Por fim, desca-se também a inclusão dos financeiros listados abaixo, os quais foram 
responsáveis por uma redução tarifária de -3,43% no total: 
 
a. Crédito PIS/COFINS; 
b. Redução da previsão de risco hidrológico; 
c. Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu; e 
d. Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 414). 
 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
 
60. 
O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de 
julho/2021 a junho/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$ 8.497.876,24 , conforme tabela 
seguinte. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os 
realizados no período de julho/2020 a junho/2021. 
 
 
9 Nota Técnica no 59/2021-SRG-SGT-SRM/ANEEL

Pág. 18 de 24 
 
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
Fonte: Nota Técnica nº 150/2021-SGT/ANEEL, de 05/07/2021. 
HOMOLOGAÇÃO DOS NOVOS POSTOS TARIFÁRIOS 
61. 
O Art. 59 da REN 414/2010 disciplina que as distribuidoras devem solicitar à ANEEL a 
homologação dos postos tarifários, ponta, intermediário e fora ponta, a serem aprovados nos processos 
de revisão tarifária. No presente caso, a ESS solicitou a manutenção dos atuais postos tarifários sendo o 
horário de ponta das 18h00 às 21h00, e o posto intermediário uma hora antes e uma hora depois do 
horário de ponta. 
 
 
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC 
 
62. 
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. 
 
 
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.”  
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
617.584
           
3.834.080
        
4.451.664
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
32.219
             
585.856
           
618.075
           
Subsídio Distribuição
27.456
             
32.253
             
59.709
             
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(21.107)
            
393.131
           
372.025
           
Subsídio Rural
101.579
           
1.793.436
        
1.895.015
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
264.815
           
836.574
           
1.101.388
        
Total
1.022.546
        
7.475.330
        
8.497.876

Pág. 19 de 24 
 
63. 
Nos Gráficos 9 e 10 é apresentado o histórico de apuração, os limites globais de DEC e FEC 
propostos pela ANEEL antes e após a Consulta Pública. Em relação aos limites globais propostos para o 
período 2022 a 2026, a redução média anual é  de 2,46% no DEC e de 4,54% 
 
 
Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da ESS. 
Fonte: Nota Técnica nº 078/2021-SRD/ANEEL.

Pág. 20 de 24 
 
 
Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da ESS. 
Fonte: Nota Técnica nº 078/2021-SRD/ANEEL. 
64. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da ESS, apresenta-se, nos Gráficos 11 e 12, 
uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sudeste observa-se que 
os limites de DEC e FEC da ESS estão aderentes à realidade da região.

Pág. 21 de 24 
 
 
Gráfico 11. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sudeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 078/2021-SRD/ANEEL.

Pág. 22 de 24 
 
 
Gráfico 12. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sudeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 0078/2021-SRD/ANEEL. 
 
65. 
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 ESS entre 2016 e 2020: 
 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela ESS. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2016 
202.562 
601.722,53 
2017 
338.707 
1.251.117,57 
2018 
344.633 
1.299.697,16 
2019 
289.268 
1.367.724,51 
2020 
255.925 
1.304.314,58 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
III – DIREITO 
 
66. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        202.562      601.722,53  
        338.707      1.251.117,57  
        344.633      1.299.697,16  
        289.268      1.367.724,51  
        255.925      1.304.314,58  

Pág. 23 de 24 
 
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.; 
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret; 
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – Prodist; 
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 13/1999. 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
67. 
Diante do exposto e do que consta nos processos nº 48500.004627/2020-87 e 
48500.006065/2020-14, voto por APROVAR o resultado da Revisão Tarifária Periódica da Energisa Sul 
Sudeste, na forma da Resolução Homologatória anexa, a fim de: 
a) homologar o resultado da revisão tarifária periódica da ESS, a vigorar a partir de 12 de 
julho de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 
9,84%, sendo de 4,32% em média para os consumidores em alta tensão e de 12,12% 
em média para os consumidores em 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 ESS; 
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo; 
d) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a 
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica à ESS, de modo a 
custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
e) definir os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
f) fixar o componente T do Fator X em -1,40%;  
g) fixar os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022 
a 2026 a serem observados pela ESS; e 
h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para o período de 2021 a 2025. 
Brasília, 6 de julho de 2021.

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SANDOVAL DE ARAUJO FEITOSA NETO 
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