VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.004617/2020-41 e 48500.006051/2020-92 
 
INTERESSADO: CELPE - Companhia Energética de Pernambuco 
 
RELATORA: Diretor Sandoval de Araujo Feitosa Neto 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição – SRD 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Companhia Energética de Pernambuco – Celpe, a 
vigorar a partir de 29 de abril 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 2025, após análise 
das contribuições recebidas na Consulta Pública nº 3/2021. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição n. 026/2000, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CELPE - Companhia Energética de 
Pernambuco, estabelece a data de 29 de abril de 2021 para a realização da Quinta 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. 
 
3. 
Em 23 de novembro de 2020, o Processo foi distribuído, por sorteio e de forma antecipada, 
à minha relatoria. 
 
4. 
Em 9 de fevereiro de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública - CP 
n. 003, de 2021, com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de 
contribuições se estendeu até 29 de março de 2021, sendo que foi realizada Audiência Pública, por 
videoconferência, no dia 11 de março de 2021. 
 
5. 
Em 5 de abril de 2021, a Superintendência de Regulação Econômica e Estudo de Mercado 
– SRM enviou, por meio do Memorando n. 052/2021-SRM/ANEEL1, informações sobre os  contratos 
bilaterias da CELPE. 
 
 
1 Documento SICNET nº 48580.000207/2021-00.
  Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Companhia Energética de Pernambuco – Celpe, a
vigorar a partir de 29 de abril 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 2025, após análise  
das contribuições recebidas na Consulta Pública nº 3/2021.  

6. 
Em 9 de abril de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD 
enviou, por meio do Memorando n. 074/2021-SRD/ANEEL2, a apuração das perdas na distribuição da 
CELPE, consolidada pela Nota Técnica n. 033/2021-SRD/ANEEL3, de mesma data. 
 
7. 
Em 15 de abril de 2021, a SRD, apresentou por meio da Nota Técnica n. 036/2021-
SRD/ANEEL, os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da CELPE, 
para o período de 2022 a 2025, após análise das contribuições recebidas na consulta pública. 
 
8. 
Em 16 abril de 2021, a proposta final da revisão tarifária foi encaminhada à CELPE e ao seu 
conselho de consumidores. Foram realizadas reuniões virtuais, em função da pandemia de coronavirus, 
com o concessionária e com seu conselho de consumidores, respectivamente em 16 e 19 de abril, para 
discussão sobre o cálculo da revisão. 
 
9. 
Em 19 de abril de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF 
enviou, por meio do Memorando n. 089/2021-SFF/ANEEL4, os valores solicitados para a composição da 
Base de Remuneração, consolidados por meio da Nota Técnica n. 068/2021-SFF/ANEEL5. 
 
10. 
Em 22 de abril de 2021, realizei reunião com a Celpe. 
 
11. 
Em 23 de abril de 2021 a CELPE enviou a carta SRE 016/2021, solicitando diferimento da 
aplicação de 3,35 pontos percentuais do resultado de sua revisão tarifária, até o processo tarifário 
subsequente em 29 de abril de 2022.  Nesta mesma data, em função da correpondência enviada pela 
concessionária, a proposta final de revisão tarifária foi retificada e novamente encaminhada à 
distribuidora e ao seu conselho de consumidores.  
 
12. 
A SGT, por intermédio da Nota Técnica n. 077/2021-SGT/ANEEL6, de 23 de abril de 2021, 
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da CELPE. 
 
13. 
É o relatório. 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
14. 
A revisão das tarifas da CELPE, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 8,99%, sendo de 11,89%, em média, para os consumidores 
conectados na alta tensão e de 8,01%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão. 
 
15. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
2 Documento SICNET nº 48554.000661/2021-00. 
3 Documento SICNET nº 48554.000659/2021-00. 
4 Documento SICNET nº 48536.001424/2021-00. 
5 Documento SICNET nº 48536.001425/2021-00. 
6 Documento SICNET nº 48581.000638/2021-00.

Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021 
 
16. 
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. O custo 
médio de construção de redes que teve maiores aumentos, comparados com a revisão de 2017, na alta e 
na média tensão. 
 
17. 
O efeito médio de 8,99% decorre: (i) do reposicionamento econômico (itens de Parcela A 
e B), com efeito tarifário de 15,03%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
processo tarifário, com efeito tarifário de -1,43%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de -4,62%. 
 
18. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio. 
 
Gráfico- 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
19. 
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. 
 
Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da CELPE 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
11,89%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,01%
Efeito Médio AT+BT
8,99%
4,42%
3,42%
4,90%
2,29%
-1,43%
-4,62%
8,99%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Descrição 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Requerida (R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A
3.741.063.087
  
4.451.324.002
  
19,0%
12,74%
69,4%
Encargos Setoriais
492.866.206
     
739.326.592
     
50,0%
4,42%
11,5%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
6.653.361
          
7.337.394
          
10,3%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
218.185.810
     
257.385.399
     
18,0%
0,70%
4,0%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
0
                          
76.273.445
        
0,0%
1,37%
1,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
-
                      
104.210.860
     
0,0%
1,87%
1,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
118.285.865
     
118.393.341
     
0,1%
0,00%
1,8%
PROINFA
94.033.082
        
117.045.815
     
24,5%
0,41%
1,8%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
55.494.342
        
58.424.708
        
5,3%
0,05%
0,9%
ONS
213.745
             
255.630
             
19,6%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
425.700.049
     
616.578.050
     
44,8%
3,42%
9,6%
Rede Básica
320.378.899
     
467.318.580
     
45,9%
2,64%
7,3%
Rede Básica Fronteira
70.328.113
        
100.845.805
     
43,4%
0,55%
1,6%
Rede Básica ONS (A2)
-
                      
347.112
             
0,0%
0,01%
0,0%
Conexão
29.298.853
        
41.294.070
        
40,9%
0,22%
0,6%
Uso do sistema de distribuição
5.694.184
          
6.772.484
          
18,9%
0,02%
0,1%
Custos de Aquisição de Energia
2.822.496.833
  
3.095.419.359
  
9,7%
4,90%
48,3%
PARCELA B
1.833.466.581
  
1.961.196.806
  
7,0%
2,29%
30,6%
Custos Operacionais
834.925.479
     
829.328.908
     
-0,7%
-0,10%
12,9%
Anuidades
105.557.112
     
116.251.939
     
10,1%
0,19%
1,8%
Remuneração
524.533.498
     
608.042.845
     
15,9%
1,50%
9,5%
Depreciação
294.892.591
     
366.212.617
     
24,2%
1,28%
5,7%
Receitas Irrecuperáveis
116.212.149
     
135.298.274
     
16,4%
0,34%
2,1%
Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda
(42.654.248)
      
(93.937.778)
      
120,2%
-0,92%
-1,5%
Reposicionamento Tarifário
5.574.529.669
  
6.412.520.807
  
15,03%
100,0%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(79.488.914)
      
-1,43%
CVA em processamento - Energia
276.331.450
     
4,96%
CVA em processamento -Transporte
139.684.610
     
2,51%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
174.965
             
0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
13.952.517
        
0,25%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
21.251.008
        
0,38%
Sobrecontratação/exposição de energia
119.828.060
     
2,15%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.580.359
          
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
154.052.615
     
2,76%
Ajuste CUSD
721.370
             
0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC
(66.388)
              
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
383.494
             
0,01%
Conselho de Consumidores
(428.791)
            
-0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(161.201.569)
    
-2,89%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(13.320.529)
      
-0,24%
ICMS não compesando na compra de energia
48.432.727
        
0,87%
Reperfilamento de custos de Transporte
(77.201.608)
      
-1,38%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(14.615.829)
      
-0,26%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(36.504.357)
      
-0,65%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(12.895.159)
      
-0,23%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(181.284.140)
    
-3,25%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(20.439.317)
      
-0,37%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(147.289.269)
    
-2,64%
Reversão Conta Covid - Postergação
(48.254.797)
      
-0,87%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
44.269.663
        
0,79%
Diferimento CELPE (lastreado nos créditos de Pis/COFINS)
(186.650.000)
    
-3,35%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-4,62%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,99%
Receita Receita Participação Participação
Descrição Variação
Verificada (R$) Requerida (R$) na Revisão na Receita    
PARCELA A 3 .741.063.087 4 .451.324.002 19,0% 12,74% 69,4%    
Encargos Setoriais 4 92.866.206 7 39.326.592 50,0% 4,42% 11,5%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 6 .653.361 7 .337.394 10,3% 0,01% 0,1%    
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 2 18.185.810 2 57.385.399 18,0% 0,70% 4,0%    
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) 0 7 6.273.445 0,0% 1,37% 1,2%    
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) - 1 04.210.860 0,0% 1,87% 1,6%    
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 18.285.865 1 18.393.341 0,1% 0,00% 1,8%    
PROINFA 9 4.033.082 1 17.045.815 24,5% 0,41% 1,8%    
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 5 5.494.342 5 8.424.708 5,3% 0,05% 0,9%    
ONS 2 13.745 2 55.630 19,6% 0,00% 0,0%    
    
Custos de Transmissão 4 25.700.049 6 16.578.050 44,8% 3,42% 9,6%    
Rede Básica 3 20.378.899 4 67.318.580 45,9% 2,64% 7,3%    
Rede Básica Fronteira 7 0.328.113 1 00.845.805 43,4% 0,55% 1,6%    
Rede Básica ONS (A2) - 3 47.112 0,0% 0,01% 0,0%    
Conexão 2 9.298.853 4 1.294.070 40,9% 0,22% 0,6%    
Uso do sistema de distribuição 5 .694.184 6 .772.484 18,9% 0,02% 0,1%    
Custos de Aquisição de Energia 2 .822.496.833 3 .095.419.359 9,7% 4,90% 48,3%    
PARCELA B 1.833.466.581 1.961.196.806 7,0% 2,29% 30,6%    
Custos Operacionais 8 34.925.479  829.328.908
116.251.939
608.042.845
366.212.617
135.298.274
(93.937.778)  -0,7% -0,10% 12,9%
Anuidades 1 05.557.112    10,1% 0,19% 1,8%
Remuneração 5 24.533.498    15,9% 1,50% 9,5%
Depreciação 2 94.892.591    24,2% 1,28% 5,7%
Receitas Irrecuperáveis 1 16.212.149    16,4% 0,34% 2,1%
Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda ( 42.654.248)    120,2% -0,92% -1,5%
Reposicionamento Tarifário 5 .574.529.669 6 .412.520.807 15,03% 100,0%    
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (79.488.914) -1,43%    
CVA em processamento - Energia  276.331.450
139.684.610
174.965
1 3.952.517
2 1.251.008
119.828.060
1.580.359
154.052.615
721.370
(66.388)
383.494
(428.791)
(161.201.569)
(13.320.529)
4 8.432.727
(77.201.608)
(14.615.829)
(36.504.357)
(12.895.159)
(181.284.140)
(20.439.317)
(147.289.269)
(48.254.797)
4 4.269.663
(186.650.000)  4,96%
CVA em processamento -Transporte    2,51%
CVA em processamento - Encargos Setoriais    0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes    0,25%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais    0,38%
Sobrecontratação/exposição de energia    2,15%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)    0,03%
Previsão de Risco Hidrológico    2,76%
Ajuste CUSD    0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC    0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR    0,01%
Conselho de Consumidores    -0,01%
Reversão do Risco Hidrológico    -2,89%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)    -0,24%
ICMS não compesando na compra de energia    0,87%
Reperfilamento de custos de Transporte    -1,38%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia    -0,26%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte    -0,65%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais    -0,23%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes    -3,25%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A    -0,37%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação    -2,64%
Reversão Conta Covid - Postergação    -0,87%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)    0,79%
Diferimento CELPE (lastreado nos créditos de Pis/COFINS)    -3,35%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,62%    
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,99%    

Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
20. 
O reposicionamento econômico de 15,03% é derivado das variações de custos da Parcela 
A e da Parcela B.  
 
Parcela A 
 
21. 
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 69,4% dos custos da concessionária, variou em 17,4%, 
o que representa um impacto tarifário 12,74%. 
 
22. 
Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 4,42%. Destaca-se, a CDE 
Conta Covid, com impacto de 3,24%, dado que a partir dos processos tarifários de 2021 é reconhecida a 
amortização dos empréstimos referentes à Conta-Covid, conforme disposto no Decreto n. 10.350, de 
2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 
2020. 
 
23. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 3,42%. Destaca-se a 
aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e as novas Receitas Anuais Permitidas das 
concessionárias de transmissão, conforme Resoluções Homologatórias n. 2.724 e n. 2.726, ambas de julho 
de 2020. O aumento dos custos de transporte decorre: (i) das cassações das liminares associadas às ações 
movidas contra a Portaria MME n. 120, de 2016; (ii) do processamento de revisões da RAP até então 
represadas devido à ausência de definição de metodologia empregada; (iii) novas instalações de 
transmissão entrantes no ciclo 2020-2021. 
 
24. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 4,90%. Contribuiu 
especialmente para esse efeito o aumento do custo da energia proveniente do contrato bilateral com a 
TermoPernambuco (impacto de 3,56%), cujo preço depende da variação do dólar, do IGP-M e da 
precificação do combustível. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de 
energia: 
 
 
Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
4,90%
0,82%
0,33%
0,16%
-0,13%
0,16%
3,56%
-0,01%
0,01%
Total
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Bilateral
Geração
Própria
 Proinfa

Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
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 8,98% em relação à energia injetada, uma redução expressiva com relação ao nível 
reconhecido no último ciclo tarifário, de 9,98%. 
 
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 4 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 CELPE, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 13,17% 
sobre o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução. 
 
Custos da Parcela B 
 
27. 
A Parcela B, que representa os custos com a atividade de distribuição, é o objeto central 
das metodologias das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela 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 30,6% dos custos da 
concessionária e variou em 7,0%, o que representa um impacto tarifário de 2,29% 
 
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 a manutenção dos custos regulatórios ao longo do 
ciclo, porém o conjunto do índice de produtividade, agregado ao mecanismo de incentivo à qualidade 
fizeram com que os custos operacionais ficassem menores do que o nível reconhecido nas tarifas atuais, 
variação de -0,7%, com impacto na revisão tarifária foi de -0,10%.

Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 017/2021-SGT/ANEEL, de 08/02/2021 
 
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 
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 respeito da remuneração do capital, houve variação de 15,9% em relação aos valores 
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 1,50%. A situação adveio 
principalmente do aumento da Base de Remuneração Líquida, que passou de R$ 4,138 bilhões (R$  3,514 
bilhões a preço de abril/2017) para R$ 5,648 bilhões, ambos a preço de abril/21. Por outro lado, a taxa 
média de remuneração diminuiu desta revisão comparadas com a de 2017.  O Gráfico 3 demonstra os 
efeitos que explicam a variação na remuneração de capital.  
 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo
Operacional
Custo Operacional
Revisão
100%
- 0,1%
99,9%

32. 
A quota de reintegração regulatória variou 24,2% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 1,25%. O aumento proveio da variação da Base 
de Remuneração Bruta, que passou de R$ 7,352 bilhões (R$ 6,247 bilhões a preço de abril/17) para R$ 
9,229 bilhões, ambos a preço de abril/2021. Houve ainda leve aumento na taxa média de depreciação em 
relação à última revisão tarifária (de 3,96% para 4,00%). O Gráfico 4 demonstra ambos os efeitos. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021 
 
33. 
A cobertura para anuidades variou 10,3% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, 
com impacto de 0,20% na 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 receitas irrecuperáveis variaram 16,4% em relação aos valores tarifários atuais, com 
impacto de 0,34% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios de 
inadimplência que são admitidos para a CELPE e da atualização da base de cálculo sobre a qual é apurada 
a cobertura das receitas irrecuperáveis. 
 
35. 
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.  
 
36. 
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%
1,0%
23,1%
124,2%

37. 
O efeito tarifário referente as outras receitas nesta revisão tarifária foi de -0,15%. 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 redudores da Parcela B, sendo o efeito de -0,72%, totalizando o valor de                -0,87% apresentado 
na Tabela 2. 
 
Componentes Financeiros 
 
38. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da CELPE: 
 
 
Tabela 3. Componentes Financeiros 
  
 
Fonte: Nota Técnica nº 017/2021-SGT/ANEEL, de 08/02/2021. 
 
39. 
Merece destaque o montante do financeiro de reversão da Conta-Covid, cujos montantes 
somados implicaram em impacto de -8,27% na revisão. Os montantes em questão equivalem a 100% 
totalidade dos valores a serem revertidos pela CELPE da Conta-Covid. 
 
40. 
Ainda quanto aos financeiros, vale destacar que a CELPE pediu diferimento de R$ 186,65 
milhões, com efeito de -3,35% neste processo condicionado a reconhecimento de direito a formação de 
um ativo regulatório que será considerado como componente financeiro no processo tarifário de abril de 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
276.331.450
     
4,96%
CVA em processamento -Transporte
139.684.610
     
2,51%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
174.965
             
0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
13.952.517
        
0,25%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
21.251.008
        
0,38%
Sobrecontratação/exposição de energia
119.828.060
     
2,15%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.580.359
          
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
154.052.615
     
2,76%
Ajuste CUSD
721.370
             
0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC
(66.388)
              
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
383.494
             
0,01%
Conselho de Consumidores
(428.791)
            
-0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(161.201.569)
    
-2,89%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(13.320.529)
      
-0,24%
ICMS não compesando na compra de energia
48.432.727
        
0,87%
Reperfilamento de custos de Transporte
(77.201.608)
      
-1,38%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(14.615.829)
      
-0,26%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(36.504.357)
      
-0,65%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(12.895.159)
      
-0,23%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(181.284.140)
    
-3,25%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(20.439.317)
      
-0,37%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(147.289.269)
    
-2,64%
Reversão Conta Covid - Postergação
(48.254.797)
      
-0,87%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
44.269.663
        
0,79%
Diferimento CELPE (lastreado nos créditos de Pis/COFINS)
(186.650.000)
    
-3,35%
Total
(79.488.914)
      
-1,43%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia 276.331.450 4,96%
CVA em processamento -Transporte 139.684.610 2,51%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 174.965 0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1 3.952.517 0,25%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 2 1.251.008 0,38%
Sobrecontratação/exposição de energia 119.828.060 2,15%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1.580.359 0,03%
Previsão de Risco Hidrológico 154.052.615 2,76%
Ajuste CUSD 721.370 0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC (66.388) 0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 383.494 0,01%
Conselho de Consumidores (428.791) -0,01%
Reversão do Risco Hidrológico (161.201.569) -2,89%  
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) (13.320.529) -0,24%  
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) (13.320.529) -0,24%
ICMS não compesando na compra de energia 4 8.432.727 0,87%
Reperfilamento de custos de Transporte (77.201.608) -1,38%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia (14.615.829) -0,26%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte (36.504.357) -0,65%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais (12.895.159) -0,23%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (181.284.140) -3,25%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A (20.439.317) -0,37%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação (147.289.269) -2,64%
Reversão Conta Covid - Postergação (48.254.797) -0,87%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) 4 4.269.663 0,79%
Diferimento CELPE (lastreado nos créditos de Pis/COFINS) (186.650.000) -3,35%
Total ( 79.488.914) -1,43%

2022. A medida é importante para atenuar o impacto tarifário e tende a não prejudicar a prestação do 
serviço, dado que a distribuidora tem uma probabilidade razoável de iniciar a compensação de créditos 
tributários ao longo do próximo período tarifário. Os créditos decorrem das ações judiciais que retiram o 
ICMS da base de cálculo do PIS/Pasep e da Cofins. Nesse sentido, a redução da receita tarifária pode ser 
compensada pela utilização de tais créditos. Da mesma forma, o futuro reconhecimento do valor diferido, 
no processo tarifário de 2022, pode ser mitigado pelo reconhecimento das devolução para os 
consumidores dos créditos tributários que porventura tenham sido compensados. 
 
41. 
Outro financeiro significativo refere-se ao reperfilamento da remuneração dos ativos não 
depreciados referente a Rede Básica de Sistema Existente (RBSE), com impacto de -1,38%. A Diretoria 
da ANEEL decidiu, na 4ª Reunião Pública Extraordinária, realizada no dia 22 de abril de 2021, pelo 
“reperfilamento” dos pagamentos de que trata a Portaria MME n. 120/2016. Os pagamentos foram 
postergados, assegurado a preservação do valor presente líquido. Os impactos do reperfilamento no ciclo 
2021-22 das receitas das transmissoras foi estimado e considerado como componente financeiro negativo 
no presente processo.  
 
 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
 
42. 
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. 
 
43. 
Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 2 deles definidos na revisão tarifária, o 
que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência 
dos Custos Operacionais – T. 
 
44. 
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 
0,39%. 
 
45. 
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 CELPE é de -0,07%. 
 
46. 
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 2018 e 2019, resultando em 0,43%. 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. Informa-se que este valor é provisório pois as informações de 2020 serão processadas em 
março deste ano, e na versão final deste processo será utilizada a variação dos indicadores entre os anos 
de 2019 e 2020.

47. 
Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CELPE, até a próxima revisão 
tarifária, será de 0,32%, acrescido do Componente Q que deve ser atualizado em cada processo de 
reajuste. 
 
48. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 77.  
 
 
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
 
Gráfico 7. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
49. 
O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos, que variaram 79,9%, abaixo da variações do IGP-M e acima da variação do IPCA no mesmo período, 
respectivamente 119,4% e 73,3%.  
 
 
7 No Gráfico 6, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 7, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS, 
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL. 
Custo de 
Distribuição
30,6%
Custo de 
Energia…
Custo de 
Transmissão
9,6%
PROINFA
1,8%
CDE
6,8%
ESS/EER
1,8%
Outros
1,0%
Encargos     
Setorias
11,5%
Custo de 
Distribuição
22,1%
Custo de 
Energia
34,9%
Custo de 
Transmissão
7,0%
Encargos 
Setoriais
8,3%
ICMS
21,7%
PIS/COFINS
5,9%
Tributos
27,6%

Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 077/2021-SGT/ANEEL, de 23/04/2021. 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
50. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi 
obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 
2014, após a realização da Audiência Pública n. 29, de 2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do 
Módulo 8 do PRODIST8. 
 
51. 
No Gráfico 8 é apresentado o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC 
e FEC para a CELPE. Em relação aos limites globais propostos para o período 2022 a 2025, a redução média 
anual é de 3,04% no DEC e de 4,35% no FEC. 
 
 
8 “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.”  
344,27
361,32
296,20
298,77
350,58
355,65
395,17
441,06
480,36
521,56
549,33
574,34
619,48
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
Revisão
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Revisão
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CELPE. 
Fonte: Nota Técnica nº 036/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CELPE. 
Fonte: Nota Técnica nº 036/2021-SRD/ANEEL. 
 
52. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da CELPE, apresenta-se, nos Gráficos 11 e 12, 
uma comparação com os limites das distribuidoras de grande porte da região Nordeste observa-se que os 
limites de DEC e FEC da CELPE estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 11. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Nordeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 036/2021-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 12. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Nordeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 0063/2020-SRD/ANEEL.

53. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 5 apresenta os valores pagos e o número de 
compensações efetuadas pela CELPE entre 2016 e 2019: 
 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela EBO. 
Ano 
Nº de Compensações 
Compensação (R$) 
2016 
5.030.187 
13.748.558 
2017 
5.589.867 
18.145.601 
2018 
3.937.230 
12.948.600 
2019 
3.800.889 
16.124.597 
2020 
4.289.522 
19.769.054 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
III – DIREITO 
 
54. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.; 
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
e) 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 026/2000. 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
55. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 026/2000, no que constam 
dos Processos n. 48500.004617/2020-41 e n. 48500.006051/2020-92, VOTO: 
 
a) pela aprovação do resultado da quinta revisão tarifária periódica da CELPE, a vigorar a 
partir de 29 de abril de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 8,99%, sendo de 11,89%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 8,01%, em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão; 
 
b) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica 
– TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
 
c) pelo estabelecimento do valor da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        5.030.187      13.748.558  
        5.589.867      18.145.601  
        3.937.230      12.948.600  
        3.800.889      16.124.597  
        4.289.522      19.769.054  

d) pela aprovação do valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – 
CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à CELPE, 
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
e) pela definição dos postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
 
f) pela fixação do componente T e do componente Pd do Fator X em -0,07% e 0,39%, 
respectivamente;  
 
g) pela fixação do referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2021, 
2022, 2023 e 2024, conforme tabela abaixo: 
 
2021 
2022 
2023 
2024 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 
8,9758% 
8,9758% 
8,9758% 
8,9758% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
13,1700% 
13,1700% 
13,1700% 
13,1700% 
 
h) pela aprovação dos limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de 
Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de 
Interrupção por Unidade Consumidora – FEC para o período de 2022 a 2025. 
 
 
Brasília, 27 de abril de 2021 
 
(Assinado digitalmente) 
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 
Diretor
    2021      2022      2023      2024  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  8,9758%      8,9758%      8,9758%      8,9758%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  13,1700%      13,1700%      13,1700%      13,1700%    
  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 2025