21ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria 
Brasília, 15/06/2021 
VOTO  
 
PROCESSO: 48500.005040/2020-95 
 
INTERESSADOS: RGE Sul Distribuidora de Energia S.A. - RGE. 
 
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa. 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da RGE, a vigorar a partir de 19 de junho de 2021. 
I. 
R E L A T Ó R I O 
A RGE Sul Distribuidora de Energia S.A. - RGE é concessionária1 do serviço público de 
distribuição de energia elétrica sediada na cidade de São Leopoldo/RS e atende aproximadamente 2,9 
milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente faturamento 
anual na ordem de R$ 8 bilhões. 
2. 
Em 16 de junho de 2020, foi aprovado o último Reajuste Tarifário Anual – RTA da RGE, 
conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.697, de 2020, ocasião em que as tarifas foram reajustadas, 
em média, em 6,09%. Todavia, como parte de ações para atenuação dos efeitos da pandemia de Covid-
19, 
aquelas 
tarifas 
tiveram 
sua 
vigência 
iniciada 
apenas 
em  
1º de julho de 2020. 
3. 
Em 23 de novembro de 2020, o Processo foi distribuído, por sorteio, a minha relatoria. 
4. 
Em 31 de março de 2021, foi emitido o Decreto nº 10.665, de 2021, alterando o Decreto nº 
4.550, de 2002, que regulamenta a comercialização de energia elétrica gerada pela Eletrobras 
Termonuclear S.A. (“ELETRONUCLEAR”) e por Itaipu Binacional, a fim de autorizar, mediante 
 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 012/1997-ANEEL.

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requerimento das distribuidoras de energia elétrica interessadas, o diferimento de pagamentos 
destinados à Eletrobrás, provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu, no limite do saldo da 
Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos excedentes financeiros 
extraordinários realizados e projetados para o período do diferimento. 
5. 
A RGE, por intermédio da Carta nº 048, de 14 de junho de 2021, solicitou o diferimento: 
correspondente ao saldo da Conta Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu; a utilização dos recursos 
de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (“UDER”), faturados desde a última revisão 
tarifária da concessionária; reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores; 
financeiro de Reperfilamento ou Reescalonamento de custos da RBSE; a Reversão de créditos de 
PIS/COFINS ainda não compensados para modicidade tarifária; e como também o diferimento de parte 
do reajuste tarifário.  
6. 
Em 14 de junho de 2021, após a consolidação de todas as informações indispensáveis, que 
contribuíram para mitigar o efeito nas tarifas, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da RGE 
as planilhas finais de cálculo. 
7. 
Em 14 de junho de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (“SGT”), por meio da Nota 
Técnica nº 122/2021-SGT/ANEEL2, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual (“RTA”) de 2021. 
8. 
É o Relatório. 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
9. 
O processo trata do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da RGE, a vigorar a partir de 19 de 
junho de 2021. 
 
 
2 SICnet nº 48581.000933/2021-00.

Página 3 de 15 
 
 
10. 
A decisão que encaminho é no sentido de HOMOLOGAR o reajuste das tarifas da RGE, a 
vigorar a partir de 19 de junho de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores 
de 9,95%, sendo 10,00%, em média, para os consumidores em Alta Tensão (“AT”) e 9,93%, em média, 
para os consumidores em Baixa Tensão (“BT”), e demais encaminhamentos: 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
11. 
A diferença de efeito para os consumidores conectados em AT e BT se deve em boa parte 
pela forte pressão de custos alocados na TUSD, que impactam mais os consumidores da AT, como o 
aumento da CDE e dos custos de rede básica.  
12. 
O efeito médio de 9,95% decorre, essencialmente: 
(i) 
do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio 
em 16,68%; 
(ii) 
da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a 
uma redução de -1,45%; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo 
tarifário, que contribuíram para uma variação de -5,27%, conforme apresentado 
no Gráfico 1. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
10,00%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
9,93%
Efeito Médio AT+BT
9,95%

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Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
13. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
2,02%
3,38%
0,47%
10,81%
-1,45%
-5,27%
9,95%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
5.606.774.688
  
6.070.971.745
  
8,3%
5,88%
65,9%
Encargos Setoriais
1.268.305.008
  
1.427.937.373
  
12,6%
2,02%
15,5%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
10.674.774
        
14.576.436
        
36,6%
0,05%
0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
905.671.840
     
928.811.331
     
2,6%
0,29%
10,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
0
                          
68.117.466
        
0,0%
0,86%
0,7%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
-
                      
26.226.618
        
0,0%
0,33%
0,3%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
151.861.578
     
154.806.332
     
1,9%
0,04%
1,7%
PROINFA
127.064.969
     
155.335.178
     
22,2%
0,36%
1,7%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
72.777.927
        
79.771.994
        
9,6%
0,09%
0,9%
ONS
253.919
             
292.018
             
15,0%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
768.885.507
     
1.036.042.978
  
34,7%
3,38%
11,2%
Rede Básica
391.879.690
     
501.823.430
     
28,1%
1,39%
5,4%
Rede Básica Fronteira
131.752.865
     
186.588.806
     
41,6%
0,69%
2,0%
Rede Básica ONS (A2)
1.365.334
          
1.444.402
          
5,8%
0,00%
0,0%
MUST Itaipu
53.474.792
        
74.408.658
        
39,1%
0,26%
0,8%
Transporte de Itaipu
81.332.647
        
100.180.550
     
23,2%
0,24%
1,1%
Conexão
107.074.071
     
167.431.100
     
56,4%
0,76%
1,8%
Uso do sistema de distribuição e CCD
2.006.107
          
4.166.033
          
107,7%
0,03%
0,0%
Custos de Aquisição de Energia
3.569.584.174
  
3.606.991.394
  
1,0%
0,47%
39,1%
PARCELA B
2.293.296.808
  
3.146.901.623
  
37,2%
10,81%
34,1%
IRT
7.900.071.497
  
9.217.873.368
  
16,68%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
114.715.242
-     
-1,45%
CVA em processamento - Energia
410.005.270
     
5,19%
CVA em processamento -Transporte
216.820.306
     
2,74%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
106.706.638
     
1,35%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
6.555.175
          
0,08%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
32.512.095
        
0,41%
Sobrecontratação/exposição de energia
63.958.731
        
0,81%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
2.017.504
          
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
420.914.435
     
5,33%
Ajuste CUSD
3.522.843
          
0,04%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
120.844
             
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(318.800.327)
    
-4,04%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exced
(169.027.699)
    
-2,14%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(10.039.568)
      
-0,13%
Mitigação Itaipu
(113.000.000)
    
-1,43%
Reperfilamento de custos de Transporte
(134.127.908)
    
-1,70%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
28.997.315
        
0,37%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(107.272.189)
    
-1,36%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
9.564.782
          
0,12%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(60.911.302)
      
-0,77%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(49.689.459)
      
-0,63%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(51.053.372)
      
-0,65%
Reversão Conta Covid - Postergação
(15.088.631)
      
-0,19%
Prorrogação das tarifas (jun/2020)
12.999.278
        
0,16%
Diferimento Reajuste
(171.600.000)
    
-2,17%
Compensação créditos PIS/COFINS
(228.800.000)
    
-2,90%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,27%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,95%
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 5.606.774.688 6.070.971.745 8,3% 5,88% 65,9%      
Encargos Setoriais 1.268.305.008 1.427.937.373 12,6% 2,02% 15,5%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 0.674.774 1 4.576.436 36,6% 0,05% 0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 9 05.671.840 9 28.811.331 2,6% 0,29% 10,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) 0 6 8.117.466 0,0% 0,86% 0,7%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) - 2 6.226.618 0,0% 0,33% 0,3%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 51.861.578 1 54.806.332 1,9% 0,04% 1,7%
PROINFA 1 27.064.969 1 55.335.178 22,2% 0,36% 1,7%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 7 2.777.927 7 9.771.994 9,6% 0,09% 0,9%
ONS 2 53.919 2 92.018 15,0% 0,00% 0,0%      
Custos de Transmissão 7 68.885.507 1 .036.042.978 34,7% 3,38% 11,2%      
Rede Básica 3 91.879.690 5 01.823.430 28,1% 1,39% 5,4%
Rede Básica Fronteira 1 31.752.865 1 86.588.806 41,6% 0,69% 2,0%
Rede Básica ONS (A2) 1 .365.334 1 .444.402 5,8% 0,00% 0,0%
MUST Itaipu 5 3.474.792 7 4.408.658 39,1% 0,26% 0,8%
Transporte de Itaipu 8 1.332.647 1 00.180.550 23,2% 0,24% 1,1%
Conexão 1 07.074.071 1 67.431.100 56,4% 0,76% 1,8%
Uso do sistema de distribuição e CCD 2 .006.107 4 .166.033 107,7% 0,03% 0,0%      
Custos de Aquisição de Energia 3 .569.584.174 3 .606.991.394 1,0% 0,47% 39,1%      
PARCELA B 2.293.296.808 3.146.901.623 37,2% 10,81% 34,1%      
IRT 7.900.071.497 9.217.873.368 16,68% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual - 114.715.242 -1,45%      
CVA em processamento - Energia    410.005.270 5,19%  
CVA em processamento -Transporte 2 16.820.306 2,74%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 06.706.638 1,35%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 6 .555.175 0,08%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 3 2.512.095 0,41%
Sobrecontratação/exposição de energia 6 3.958.731 0,81%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 2 .017.504 0,03%
Previsão de Risco Hidrológico 4 20.914.435 5,33%
Ajuste CUSD 3 .522.843 0,04%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 1 20.844 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 318.800.327) -4,04%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excede n ( t1e 6d9e. 0R2e7a.t6iv9o9s)XXXXX -2,14%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) ( 10.039.568) -0,13%
Mitigação Itaipu ( 113.000.000) -1,43%
Reperfilamento de custos de Transporte ( 134.127.908) -1,70%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia 2 8.997.315 0,37%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte ( 107.272.189) -1,36%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais 9 .564.782 0,12%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 60.911.302) -0,77%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 49.689.459) -0,63%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 51.053.372) -0,65%
Reversão Conta Covid - Postergação ( 15.088.631) -0,19%
Prorrogação das tarifas (jun/2020) 1 2.999.278 0,16%
Diferimento Reajuste ( 171.600.000) -2,17%
Compensação créditos PIS/COFINS ( 228.800.000) -2,90%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,27%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,95%      

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14. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 65,9% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 5,88% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos: 
a) 
Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito 
tarifário médio de 2,02%. Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE, 
iniciou o pagamento do empréstimo destinado a receber os recursos de operação 
financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, denominado CDE - 
CONTA COVID, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020. Com isso, os 
efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na TE 
e na TUSD, são, respectivamente, de 0,33% e 0,86%. 
b) 
Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio de 
3,38%. Sobre esse item, destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias 
nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de 2020, as quais aprovaram, respectivamente, 
as novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão e as novas 
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão. 
c) 
Custos de aquisição de energia – já os custos de compra de energia representaram 
uma variação tarifária de 0,47%. Contribuíram significativamente para essa 
variação: i) o aumento do custo da energia proveniente de Itaipu (impacto de 
0,82%). As contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser 
observadas no gráfico abaixo:

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Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
15. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 34,1% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi o mais representativo do 
reajuste, contribuindo com 10,81% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
16. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2020 e 
março de 2021 do IGP-M (de 37,04%), subtraída do Fator X (de -0,18%), o que totaliza 37,22%. 
17. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem3 e com tributos4), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia 
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, 
além do pagamento dos encargos setoriais. 
 
 
3 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
4 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,31% para o ICMS e de 5,42% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 29,73% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 42,31% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de 
cálculo. 
0,47%
0,08%
-0,56%
-0,30%
0,73%
0,12%
-0,40%
0,82%
-0,01%
Total
CCEAR
Existente
DSP
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
 Proinfa

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Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
18. 
Quanto aos componentes financeiros5 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -1,45% no atual reajuste da RGE, conforme indicado na Tabela 2. 
19. 
Um dos financeiros que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em 
Processamento – Energia, com efeito de 5,19%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida 
no último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela 
 
 
5 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de 
Distribuição
34,1%
Custo de 
Energia
39,1%
Custo de 
Transmissão
11,2%
PROINFA
1,7%
CDE
11,1%
ESS/EER
1,7%
Outros
1,0%
Encargos     
Setorias
15,5%
Custo de 
Distribuição
23,6%
Custo de 
Energia
27,0%
Custo de 
Transmissão
7,8%
Encargos 
Setoriais
10,7%
ICMS
25,2%
PIS/COFINS
5,8%
Tributos
31,0%

Página 9 de 15 
 
 
concessionária no período de apuração da CVA. 
20. 
A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
21. 
Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente 
da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários 
atingindo patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições 
desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram 
desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em 
diálogo com as empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se 
observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
410.005.270
     
5,19%
CVA em processamento -Transporte
216.820.306
     
2,74%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
106.706.638
     
1,35%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
6.555.175
          
0,08%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
32.512.095
        
0,41%
Sobrecontratação/exposição de energia
63.958.731
        
0,81%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
2.017.504
          
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
420.914.435
     
5,33%
Ajuste CUSD
3.522.843
          
0,04%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
120.844
             
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(318.800.327)
    
-4,04%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exceden
(169.027.699)
    
-2,14%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(10.039.568)
      
-0,13%
Mitigação Itaipu
(113.000.000)
    
-1,43%
Reperfilamento de custos de Transporte
(134.127.908)
    
-1,70%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
28.997.315
        
0,37%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(107.272.189)
    
-1,36%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
9.564.782
          
0,12%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(60.911.302)
      
-0,77%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(49.689.459)
      
-0,63%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(51.053.372)
      
-0,65%
Reversão Conta Covid - Postergação
(15.088.631)
      
-0,19%
Prorrogação das tarifas (jun/2020)
12.999.278
        
0,16%
Diferimento Reajuste
(171.600.000)
    
-2,17%
Compensação créditos PIS/COFINS
(228.800.000)
    
-2,90%
Total
(114.715.242)
    
-1,45%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia 410.005.270 5,19%
CVA em processamento -Transporte 216.820.306 2,74%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 106.706.638 1,35%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 6.555.175 0,08%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 3 2.512.095 0,41%
Sobrecontratação/exposição de energia 6 3.958.731 0,81%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 2.017.504 0,03%
Previsão de Risco Hidrológico 420.914.435 5,33%
Ajuste CUSD 3.522.843 0,04%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 120.844 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico (318.800.327) -4,04%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedent e (d1e6 R9e.0a2ti7v.o6s9X9X)XXX -2,14%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) (10.039.568) -0,13%
Mitigação Itaipu (113.000.000) -1,43%
Reperfilamento de custos de Transporte (134.127.908) -1,70%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia 2 8.997.315 0,37%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte (107.272.189) -1,36%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais 9.564.782 0,12%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (60.911.302) -0,77%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A (49.689.459) -0,63%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação (51.053.372) -0,65%
Reversão Conta Covid - Postergação (15.088.631) -0,19%
Prorrogação das tarifas (jun/2020) 1 2.999.278 0,16%
Diferimento Reajuste (171.600.000) -2,17%
Compensação créditos PIS/COFINS (228.800.000) -2,90%  
Total ( 114.715.242) -1,45%  

Página 10 de 15 
 
 
consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. 
22. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo 
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica da SGT: 
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid: Cuida-se da reversão dos valores transferidos 
para a RGE de recursos da Conta-Covid. Os montantes em questão equivalem a totalidade dos valores 
recebidos pela RGE da Conta-Covid, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens 
previstos nos §§ 1º e 2º do Art. 5º da REN nº 885, de 2020, totalizando um impacto de -2,46%. 
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente (“RBSE”): Trata-se de 
componente financeiro associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, 
relacionado a remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de 
2017, que, segundo parecer da Procuradoria Federal junto à ANEEL (“PF/ANEEL”), deve ser atualizada pela 
taxa referente ao custo de capital próprio até 1º de julho de 2020 e incorporada à RAP das transmissoras 
a partir do Ciclo 2020-2021, pelo prazo de oito anos. Segundo noticiado pela SGT, “considerando que 
durante os ciclos de 2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos associados não continham a remuneração 
nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi calculado o saldo devedor desse 
componente, constituído pelo custo de capital remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data 
do efetivo pagamento (01/07/2020), descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma 
métrica de constituição da dívida”. Dessa forma, para este processo tarifário, foi calculado um 
componente financeiro negativo no valor de R$ 134,13 milhões, equivalente ao montante de redução dos 
custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao patamar de custos de transmissão vigentes 
que, por força do Contrato de Concessão, compõem a cobertura econômica nos processos tarifários de 
distribuição. Esse componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 1,70%. 
c) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos (“UDER”): Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores 
de UDER, para as empresas que ainda não assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e 
considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3º Ciclo de

Página 11 de 15 
 
 
Revisão Tarifária Periódica (“CRTP”). No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito 
de mitigar a pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo de reajuste tarifário, 
está sendo considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última 
revisão tarifária da concessionária e competência mais recente disponível, conforme valores declarados 
pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 06 de abril de 2021. Dessa 
forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 169 milhões, contribuindo 
com uma redução tarifária de 2,14%. Cumpre destacar que na próxima revisão tarifária da concessionária, 
momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto entre 
os valores de Ultrapassagem de Demanda (“UD”) e Excedente de Reativos (“ER”) contabilizados no ciclo 
tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à 
concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante antecipado. 
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e nº 376/2009): 
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade 
tarifária, associados às Resoluções Normativas em apreço. Cuida-se de recursos recebidos pela 
distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus 
consumidores, previstas no artigo 70-A, § 3º, da REN nº 414, de 2010; (ii) aos créditos que não puderam 
ser devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no artigo 88, § 6º, REN nº 414, de 2010; 
e (iii) às multas aplicadas aos consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, 
do Contratos de Compra de Energia Regulada (“CCER”), conforme artigo 9º da REN nº 376, de 2009, cujo 
volume informado e contabilizado pela distribuidora até dezembro/2020 representa R$ 10 milhões, 
contribuindo para redução do efeito em 0,13%. Vale ressaltar que o valores informados pela 
Concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos 
tarifários; 
e) Diferimento de Saldo de Itaipu – Efeito Decreto 10.665/2021: Em 31 de março de 2021, 
emitiu-se o Decreto nº 10.665, de 2021, que possibilitou, mediante prévio requerimento da distribuidora, 
o diferimento de pagamentos destinados à Eletrobrás, provenientes do repasse da potência contratada 
de Itaipu, no limite do saldo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos 
excedentes financeiros extraordinários realizados e projetados para o período do diferimento. A

Página 12 de 15 
 
 
Eletrobrás, por intermédio da Carta CTA-DFFO nº 0889/2021, informou que, de acordo com o fluxo da 
Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, findo em 31/12/2020, o resultado, após a 
inadimplência, é de R$ 978 milhões. Posteriormente, o Ministérios de Minas e Energia (“MME”) informou 
a existência de um adicional de excedentes financeiros da ordem de US$ 100 milhões (previstos para os 
próximos 8 meses), relativo a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu. Com isso, foi identificado um 
recurso alocado para a RGE na monta de R$ 113 milhões, correspondendo a um redutor tarifário foi de 
1,43%; 
f) Compensação de créditos de PIS/COFINS: A RGE, pela Carta nº 048/2021 propôs a 
inclusão de item financeiro extraordinário referente à devolução de créditos fiscais associados ao excesso 
de tributo decorrente da indevida inclusão do ICMS na base de cálculo do PIS e da COFINS, no total de R$ 
228,8 milhões, que corresponde a um redutor de 2,90%. Cumpre destacar se trata de previsão de valores 
a serem compensados, dado que a distribuidora ainda não possui créditos habilitados junto à Receita 
Federal; e 
g) Diferimento do Reajuste: Adicionalmente, a fim de atenuar o impacto tarifário, por 
meio da Carta nº 048/2021, a RGE propôs um diferimento de R$ 171,6 milhões, cujo impacto representa 
um redutor de 2,17% nas tarifas. Tal valor será revertido à distribuidora no processo tarifário 
subsequente, devidamente remunerado pela SELIC. 
23. 
Outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 122/2021-SGT/ANEEL, é a 
evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (57,4% e 104,2%) e as variações 
do IGP-M (129,8%) e do IPCA (73,2%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Página 13 de 15 
 
 
 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários  
 
24. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de junho/2021 a maio/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor 
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de 
junho/2020 a maio/2021. Veja-se: 
 
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
408,49 
314,97 
560,27 
589,56 
643,09 
 -
 50
 100
 150
 200
 250
 300
 350
 400
 450
 500
 550
 600
 650
 700
 750
 800
 850
 900
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
Reajuste
2017
Revisão
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
RGE
RGE SUL
RGE Agrupada
IGPM
IPCA
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
3.649.886
        
28.410.378
     
32.060.264
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
144.339
           
1.471.449
        
1.615.788
        
Subsídio Distribuição
(2.438.358)
      
6.484.122
        
4.045.764
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(409.350)
          
903.751
           
494.400
           
Subsídio Rural
(896.587)
          
7.771.824
        
6.875.237
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
321.759
           
3.768.743
        
4.090.502
        
Total
371.688
           
48.810.268
     
49.181.956
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                                                                    
                                                                    
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 3 .649.886 2 8.410.378 3 2.060.264
Subsídio Geração Fonte Incentivada 1 44.339 1 .471.449 1 .615.788
Subsídio Distribuição ( 2.438.358) 6 .484.122 4 .045.764
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 409.350) 9 03.751 4 94.400
Subsídio Rural ( 896.587) 7 .771.824 6 .875.237
Subsídio Irrigante/Aquicultor 3 21.759 3 .768.743 4 .090.502  
Total 3 71.688 4 8.810.268 4 9.181.956  

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III. 
D I R E I T O 
25. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos:  
a) Lei nº 9.427, de 1996; (b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009; e (d) 
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 
012/1997-ANEEL. 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
26. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.005040/2020-95, voto por EMITIR 
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual das tarifas da RGE SUL 
Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 19 de junho de 2021, que 
conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 9,95%, sendo 
10,00% para os consumidores em Alta Tensão (“AT”) e 9,93% para os 
consumidores em Baixa Tensão (“BT”), e demais encaminhamentos; 
(ii) 
FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição (“TUSD”) e as Tarifas de 
Energia Elétrica (“TE”) aplicáveis aos consumidores e usuários da RGE; 
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (“DIT”) de uso exclusivo; 
(iv) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético (“CDE”) a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia 
Elétrica (“CCEE”) à RGE, de modo a custear os descontos retirados da estrutura 
tarifária;

Página 15 de 15 
 
 
(v) 
RECONHECER a formação de um ativo regulatório, decorrente do diferimento da 
componente financeiro, no processo tarifário de 2021, no valor de R$ 
171.600.00,00 (cento e setenta e um milhões e 600 mil de reais), que deverá ser 
atualizado pelo SELIC. 
(vi) RECONHECER a formação de um ativo regulatório, decorrente da reversão da 
previsão de valores a serem compensados a título de créditos de PIS/Pasep e 
Cofins, no processo tarifário de 2021, no valor de R$ 228.800.000,00 (duzentos e 
vinte oito milhões e oitocentos mil reais) que deverá ser atualizado pelo SELIC. 
 
 
Brasília, 15 de junho de 2021. 
 
(Assinado digitalmente) 
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 
Diretor