VOTO 
 
 
 
PROCESSOS: 48500.004630/2020-90 e 48500.000980/2021-79  
 
INTERESSADO: Empresa Força e Luz João Cesa Ltda. (JOÃO CESA) 
 
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) e Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição (SRD) 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Empresa Força e Luz João Cesa Ltda. (JOÃO CESA), 
a vigorar a partir de 29 de agosto de 2021, 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 2022 a 2026, após a 
conclusão da Consulta Pública nº 032/2021 e da Audiência Pública nº 17/2021. 
 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 026/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Empresa Força e Luz João Cesa Ltda. 
(JOÃO CESA), estabelece a data de 29 de agosto 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 08 de junho de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública           
n° 032/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de 
contribuições se estendeu até 26 de julho de 2021. Destaco que houve Audiência Pública, por 
videoconferência, no dia 25 de junho de 2021.

4. 
Conforme informações prestadas pela Superintendência de Mediação Administrativa, 
Ouvidoria Setorial e Participação Pública (SMA)1, não houve contribuições à respectiva Consulta Pública. 
5. 
Em 27 de julho de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição 
(SRD) apresentou, por meio da Nota Técnica nº 99/2021-SRD/ANEEL, os limites para os indicadores DEC 
e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da JOÃO CESA, para o período de 2022 a 2026. 
6. 
Por intermédio do Memorando nº 191/2021-SRD/ANEEL, de 03 de agosto de 2021, a SRD 
informou o percentual das perdas na distribuição para a JOÃO CESA. 
7. 
A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF), por meio do Memorando 
nº 213/2021-SFF/ANEEL, de 05 de agosto de 2021, validou os dados para a composição da Base de 
Remuneração da JOÃO CESA.  
8. 
Na mesma data, as informações concernentes a Outras Receitas, Ultrapassagem de 
Demanda e Excedente de Reativos da distribuidora foram prestadas por meio do Memorando nº 
212/2021-SFF/ANEEL. 
9. 
Em 18 de agosto de 2021, a João Cesa solicitou, por meio do Ofício JCesa nº 116/2021, 
diferimento de R$ 100.000,00, com vistas a mitigar o efeito aos consumidores, em razão da crise 
decorrente da pandemia do coronavírus e suas consequencias econômicas. 
10. 
A Superintedência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou a proposta final da revisão 
tarifária, via e-mail, a JOÃO CESA, em 18 de agosto de 2021, e ao conselho de consumidores, em 19 de 
agosto de 2021. 
11. 
A SGT, por intermédio da Nota Técnica nº 192/2021-SGT/ANEEL, de 19 de agosto de 2021, 
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da JOÃO CESA. 
12. 
É o relatório. 
 
 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
1 Documento SIC nº 48542.002140/2021-00

13. 
A revisão das tarifas da JOÃO CESA, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz 
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,86%, sendo de 11,26%, em média, para os 
consumidores conectados na alta tensão e de 13,32%, em média, para os consumidores conectados na 
baixa tensão. 
14. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
15. 
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. Tendo em 
vista ao impacto elevado no Grupo B, a SGT propôs a realização de uma transição, de 80%, nos custos de 
rede (fio A e Fio B) que são alocados aos consumidores do BT. 
16. 
O efeito médio de 12,86% decorre: (i) do reposicionamento econômico (itens de Parcela A 
e B), com efeito tarifário de 9,76%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
processo tarifário, com efeito tarifário de 2,14%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de 0,96%. 
17. 
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)
11,26%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
13,32%
Efeito Médio AT+BT
12,86%

Gráfico- 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
18. 
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. 
 
1,49%
0,91%
5,68%
0,01%
1,68%
2,14%
0,96%
12,86%
Encargos
Transporte
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da JOÃO CESA 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
19. 
O reposicionamento econômico de 9,76% é derivado das variações de custos da Parcela A 
e da Parcela B.  
 
Parcela A 
 
20. 
A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais, 
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão, às de geração de energia elétrica, 
inclusive a geração própria, e às receitas irrecuperáveis. A Parcela A, que representa 72,4% dos custos da 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
7.375.248
             
8.210.317
              
11,3%
8,08%
72,4%
Encargos Setoriais
1.235.777
             
1.389.221
              
12,4%
1,49%
12,2%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
15.478
                  
15.959
                   
3,1%
0,00%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
993.777
                
1.091.811
              
9,9%
0,95%
9,6%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
0
                             
-
                          
-0,00%
0,0%
PROINFA
134.409
                
178.698
                 
33,0%
0,43%
1,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
92.114
                  
102.753
                 
11,5%
0,10%
0,9%
Custos de Transmissão
1.801.056
             
1.895.157
              
5,2%
0,91%
16,7%
Uso do sistema de distribuição
1.801.056
             
1.895.157
              
5,2%
0,91%
16,7%
Custos de Aquisição de Energia
4.331.208
             
4.917.715
              
13,5%
5,68%
43,4%
Receitas Irrecuperáveis
7.207
                     
8.224
                      
14,1%
0,01%
0,1%
PARCELA B
2.957.431
             
3.131.147
              
5,9%
1,68%
27,6%
Custos Operacionais
2.510.415
             
2.611.929
              
4,0%
0,98%
23,0%
Anuidades
181.551
                
197.156
                 
8,6%
0,15%
1,7%
Remuneração
263.591
                
286.410
                 
8,7%
0,22%
2,5%
Depreciação
133.087
                
154.093
                 
15,8%
0,20%
1,4%
Outras Receitas
(112.403)
               
(106.972)
                
-4,8%
0,05%
-0,9%
Ultraprassagem Demanda & Excedentes Reativos
(18.810)
                 
(11.469)
                  
-39,0%
0,07%
-0,1%
RT considerando a varição tarifária da RTE
10.332.679
          
11.341.465
           
9,76%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
221.174
                 
2,14%
CVA em processamento - Energia
209.799
                 
2,03%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
165.038
                 
1,60%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(1.243)
                    
-0,01%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(1.457)
                    
-0,01%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
188.433
                 
1,82%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(40.509)
                  
-0,39%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
150
                         
0,00%
Diferimento João Cesa
(100.000)
                
-0,97%
Ajuste CUSD
(16.742)
                  
-0,16%
Conselho de Consumidores 
(182.295)
                
-1,76%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
0,96%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
12,86%
Receita Receita Requerida Participação na
Variação Participação na
Verificada (R$) (R$) Receita
Revisão      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 7 .375.248 8 .210.317 11,3% 8,08% 72,4%      
Encargos Setoriais 1 .235.777 1 .389.221 12,4% 1,49% 12,2%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 5.478 1 5.959 3,1% 0,00% 0,1%      
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 9 93.777 1 .091.811 9,9% 0,95% 9,6%      
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 0 - -0,00% 0,0%      
PROINFA 1 34.409 1 78.698 33,0% 0,43% 1,6%      
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 9 2.114 1 02.753 11,5% 0,10% 0,9%      
Custos de Transmissão 1 .801.056 1 .895.157 5,2% 0,91% 16,7%      
Uso do sistema de distribuição 1 .801.056 1 .895.157 5,2% 0,91% 16,7%      
Custos de Aquisição de Energia 4 .331.208 4 .917.715 13,5% 5,68% 43,4%      
Receitas Irrecuperáveis 7 .207 8 .224 14,1% 0,01% 0,1%      
PARCELA B 2 .957.431 3 .131.147 5,9% 1,68% 27,6%      
Custos Operacionais 2 .510.415 2 .611.929 4,0% 0,98% 23,0%      
Anuidades 1 81.551 1 97.156 8,6% 0,15% 1,7%      
Remuneração 2 63.591 2 86.410 8,7% 0,22% 2,5%
Depreciação 1 33.087 1 54.093 15,8% 0,20% 1,4%
Outras Receitas ( 112.403) ( 106.972) -4,8% 0,05% -0,9%
Ultraprassagem Demanda & Excedentes Reativos ( 18.810) ( 11.469) -39,0% 0,07% -0,1%      
RT considerando a varição tarifária da RTE 1 0.332.679 1 1.341.465 9,76% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 221.174 2,14%      
  209.799 2,03%    
  1 65.038 1,60%    
  ( 1.243) -0,01%    
  ( 1.457)  -0,01%
1,82%
-0,39%
0,00%  
  1 88.433    
  ( 40.509)    
  1 50    
  ( 100.000) -0,97%    
  ( 16.742) -0,16%    
Conselho de Consumidores ( 182.295) -1,76%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 0,96%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,86%      

concessionária, variou 11,3%, representando um impacto tarifário de 8,08%. 
 
21. 
Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 1,49%. Desse impacto, o 
aumento do orçamento da CDE – USO, decorrente da aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 
2021, segundo previsto na REH nº 2.864/2021, foi responsável pelo efeito de 0,95%. 
22. 
 Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 0,91%. Sobre esse item, 
destaca-se aumento dos custos de uso do sistema de distribuição (CUSD) da Celesc-Dis para a JOÃO CESA, 
de acordo com a tarifas homologadas pela REH nº 2.921/2021. 
23. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 5,68%. Esse efeito é justificado 
pelo aumento dos montantes de energia e do custo do suprimento, conforme REH nº 2.921/2021, uma 
vez que a concessionária é integralmente suprida pela Celesc-Dis. 
24. 
Já as receitas irrecuperáveis variaram 14,1% em relação aos valores tarifários atuais, com 
impacto de 0,01% nas tarifas. 
 
Perdas Regulatórias 
 
25. 
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 4,06% em relação à energia injetada, conforme Memorando nº 191/2021-
SRD/ANEEL. 
26. 
Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do 
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória de 
perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média 
histórica dos últimos 5 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de chegada da trajetória é 
estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que atuam em áreas tão ou mais 
complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores. 
No caso da JOÃO CESA, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 0,72% 
sobre o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução.

Custos da Parcela B 
 
27. 
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 27,6% dos custos da concessionária e variou em 5,9%, o que 
representa um impacto tarifário de 1,68%. 
28. 
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. 
29. 
A aplicação da metodologia indicou aumento dos custos regulatórios ao longo do ciclo, os 
quais variaram 4,0%, com impacto no efeito de 0,98%. 
 
 Gráfico 2. Efeito da revisão sobre custos operacionais 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
30. 
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 
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo
Operacional
Custo Operacional
Revisão
100,0%
4,0%
104,0%

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. 
31. 
A remuneração do capital variou 8,7% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, 
o que representou impacto tarifário de 0,22%. A situação adveio principalmente do aumento da Base de 
Remuneração Líquida, não obstante a redução na taxa média de remuneração em relação à revisão de 
2016. O Gráfico 3 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 - SGT/ANEEL. 
 
32. 
A quota de reintegração regulatória variou 15,8% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,20% O aumento proveio da Base de 
Remuneração Bruta, não obstante a redução na taxa média de depreciação em relação à última revisão 
tarifária (de 4,33% para 3,84%). O Gráfico 4 demonstra ambos efeitos. 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 3,3%
11,9%
108,7%

Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
33. 
A cobertura para anuidades variou 8,6% em relação aos valores contidos nas tarifas, com 
impacto de 0,15% nesta revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios adotados 
para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória, da qual 
o cálculo das anuidades depende. 
34. 
As outras receitas (OR) se referem àquelas receitas de atividades relacionadas com a 
concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser classificadas 
em duas categorias, conforme sua natureza: “receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia 
elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis; e “receitas de atividades acessórias”, que são 
atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e 
risco das concessionárias.  
35. 
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).  
 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
11,4%
27,1%
115,8%

36. 
Houve alteração na forma de tratamento das receitas de ultrapassagem de demanda e 
excedente de reativos, que, no ciclo tarifário anterior, eram contabilizadas como obrigações especiais e 
nesta revisão entram como redutores da Parcela B. 
37. 
Além desses recursos, também entram como redutores da Parcela B nesta revisão o saldo 
acumulado de UD e ER desde a data-base do laudo da última revisão tarifária (março/2016) até 
fevereiro/2017 (período pré-DRAC), informados no Memorando nº 213/2021-SFF/ANEEL e 
proporcionalizados conforme o ciclo tarifário. 
38. 
Desse modo, a soma de todas essas receitas (UDEROR) teve uma participação de -0,12% 
nesta revisão, conforme apresentado na Tabela 2. 
Componentes Financeiros 
 
39. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da JOÃO CESA: 
 
 
Tabela 3. Componentes Financeiros 
   
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
40. 
De acordo com a tabela acima, os componentes financeiros apurados, para compensação 
nos 12 meses subsequentes, contribuíram com o efeito de 2,14% na atual revisão da JOÃO CESA. 
41. 
Destaca-se o componente relacionado à CVA Energia, com efeito de 2,0%, e a CVA Encargos 
Setoriais, de 1,6%, 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. 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
209.799
              
2,0%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
165.038
              
1,6%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(1.243)
                  
0,0%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(1.457)
                  
0,0%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
188.433
              
1,8%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(40.509)
               
-0,4%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
150
                      
0,0%
Diferimento João Cesa
(100.000)
             
-1,0%
Ajuste CUSD
(16.742)
               
-0,2%
Conselho de Consumidores 
(182.295)
             
-1,8%
Total
221.174
              
2,14%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação    
CVA em processamento - Energia 209.799 2,0%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 165.038 1,6%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 1.243) 0,0%    
Neutralidade de Parcela A- Energia  ( 1.457)  0,0%
Neutralidade de Parcela A - Transporte 188.433 1,8%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (40.509) -0,4%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 150 0,0%
Diferimento João Cesa (100.000) -1,0%
Ajuste CUSD (16.742) -0,2%
Conselho de Consumidores (182.295) -1,8%    
Total 2 21.174 2,14%    

42. 
Destaca-se também o componente financeiro relativo ao Conselho de Consumidores, com 
impacto de -1,8%, além do diferimento informado por meio do Ofício JCesa n.116/2021, cujo impacto é 
de -1,0%.  
 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
 
43. 
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. 
44. 
Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 1 deles definido na revisão tarifária, o 
que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T. 
45. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma 
distribuidora em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do número 
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é de 
0,92%. 
46. 
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 JOÃO CESA é de -2,61%. 
47. 
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 -1,39%. 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.

48. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 62.  
 
 
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
2 No Gráfico 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 6, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS, 
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL. 
Distribuição
27,6%
Energia
43,4%
Transmissão
16,7%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
1,6%
CDE
9,6%
ESS/EER
0,0%
Outros
1,0%
Impostos
12,2%
Distribuição; 
18,9%
Energia; 
29,7%
Transmissão
; 11,5%
Encargos; 
8,4%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,0%
ICMS; 
25,1%
PIS/COFINS; 
6,4%
Tributos; 
31,4%

49. 
O Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos, que variaram 81,52%, comparada com o avanço  do IGP-M e do IPCA no mesmo período, de 136,50% 
e 79,34%, respectivamente.  
 
 
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
Subvenção CDE- Descontos tarifários  
50. 
Destaca-se que o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de 
competência de agosto/2021 a julho/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$ 32.982. Esse 
valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no 
período de agosto/2020 a julho/2021. 
 
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão  
 
51. 
A tabela a seguir ilustra as primcipais variações ocorridas entre a proposta colocada em 
Audiência Pública e o resultado da revisão tarifária. 
 
 
 
399,23
365,12
299,25
321,32
412,29
490,46
527,55
523,44
518,00
606,30
657,51
639,05
639,85
724,94
Reajuste
2011
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Revisão
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Revisão
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão 
 
 
52. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à consulta 
pública foram: 
a) Na Parcela A, destaca-se a variação de 2,1% dos custos de transmissão, dado 
o aumento dos montantes de uso do sitema de distribuição, combinado com 
as TUSDs aprovadas por meio da REH nº 2.921/2021; além da redução dos 
custos de energia, de -2,5%, em relação ao que foi apresentado na abertura 
da Consulta Pública da supridora. 
b) Já a Parcela B variou 0,90%, em função do resultado da fiscalização da Aneel 
sobre os ativos de ditribuição apresentados pela distribuidora, realizada no 
decorrer da fase de Consulta Pública; 
c) Já os componentes financeiros variaram 3,0%, principalmente em 
decorrência da CVA calculada pela ANEEL, que diferiu da previsão da 
empresa, considerada na abertura da CP. 
 
 Descrição 
 CP
Participação na 
Revisão 
 Final Participação 
na Revisão 
 Variação
Total 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
8,25%
8,08%
-0,2%
Encargos Setoriais
1,26%
1,49%
0,2%
Custos de Transmissão
-1,19%
0,91%
2,1%
Custo de Aquisição de Energia 
8,17%
5,68%
-2,5%
Receitas Irrecuperáveis
0,01%
0,01%
0,0%
PARCELA B
0,82%
1,68%
0,9%
Reposicionamento Tarifário
9,06%
9,76%
0,7%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
-0,9%
2,1%
3,0%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anter
1,36%
0,96%
-0,40%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,55%
12,87%
3,31%

Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
53. 
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 PRODIST3. 
54. 
No Gráfico 8 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 2022 a 2026, a redução 
média anual é  de 4,44% no DEC e de 5,71% no FEC. 
 
 
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da JOÃO CESA. 
 
3 “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.”

Fonte: Nota Técnica nº 99/2021-SRD/ANEEL. 
 
55. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da JOÃO CESA, apresenta-se, nos Gráficos 9 
e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul. Observa-se que 
os limites de DEC e FEC da JOÃO CESA estão aderentes à realidade da região.   
 
 
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 99/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 99/2021-SRD/ANEEL. 
 
56. 
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 JOÃO CESA entre 2016 e 2020: 
 
 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela JOÃO CESA. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2016 
 61  
 206,04  
2017 
 10  
 109,23  
2018 
 154  
 209,54  
2019 
 290  
 1.055,10  
2020 
 102  
 677,38  
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
III – DIREITO 
 
57. 
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;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        61      206,04  
        10      109,23  
        154      209,54  
        290      1.055,10  
        102      677,38  

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 026/1999. 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
58. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 026/1999 e no que constam 
dos Processos nº 48500.004630/2020-90 e  nº 48500.000980/2021-79, voto no sentido de APROVAR o 
resultado da revisão tarifária periódica de 2021 da Empresa Força e Luz João Cesa Ltda. (JOÃO CESA), na 
forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de: 
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica da JOÃO CESA, a vigorar a partir 
de 29 de agosto de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 12,86%, sendo de 11,26%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 13,32%, em média, para os consumidores conectados 
na Baixa Tensão; 
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD) e as Energia Elétrica (TE) 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
c) 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 (CCEE) à JOÃO CESA, 
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 -2,61%;  
g) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022 
a 2026 a serem observados pela JOÃO CESA; e

h) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2022 a 2025, 
conforme tabela abaixo: 
 
 
2022 
2023 
2024 
2025 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 
4,0550% 
4,0550% 
4,0550% 
4,0550% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
0,7223% 
0,7223% 
0,7223% 
0,7223% 
 
 
 
Brasília, 24 de agosto de 2021 
 
 
(Assinado digitalmente) 
ELISA BASTOS SILVA 
Diretor
    2022      2023      2024      2025  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  4,0550%      4,0550%      4,0550%      4,0550%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  0,7223%      0,7223%      0,7223%      0,7223%