VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.004632/2020-90 e 48500.000596/2021-76 (DEC e FEC) 
 
INTERESSADO: URUSSANGA - Empresa Força e Luz Urussanga Ltda 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição – SRD 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da URUSSANGA - Empresa Força e Luz Urussanga 
Ltda., a vigorar a partir de 29/08/2021, 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 
conclusão da fase da Consulta Pública nº 034/2021. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 25/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da URUSSANGA - Empresa Força e Luz 
Urussanga Ltda., estabelece a data de 29/08/2021 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 09 de junho de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública           
n° 034/2021 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, com a Audiência Pública, por videoconferência, 
realizada no dia 01 de julho de 2021. 
 
4. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, após análise das 
contribuições apresentadas na Consulta Pública nº 34/2021, emitiu por meio da Nota Técnica nº 
0100/2021-SRD/ANEEL e da Nota Técnica nº 0104/2021-SRD/ANEEL, proposta para a fixação dos limites 
para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da EFLUL, para o período de 2022 
a 2026. 
 
5. 
Em 02 de agosto de 2021, as informações concernentes a Outras Receitas, Ultrapassagem 
de Demanda e Excedente de Reativos da distribuidora foram prestadas pelo Memorando nº 203/2021-
SFF/ANEEL.
  ., a vigorar a partir de  29/08/2021  , 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      
conclusão da fase da Consulta Pública nº 034/2021.      

6. 
A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, pelo Memorando nº 
230/2021-SFF/ANEEL, de 16 de agosto de 2021, validou os dados para a composição da Base de 
Remuneração da URUSSANGA, conforme Nota Técnica nº 153-SRD/ANEEL, da mesma data.. 
Adicionalmente, informou os valores brutos referentes a Ultrapassagem de Demanda e Excedente de 
Reativos da distribuidora no período pré-DRAC. 
 
7. 
Por intermédio do Memorando nº 202/2021-SRD/ANEEL, de 18/08/2021, a 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD informou o percentual final das perdas 
na distribuição da URUSSANGA, que é o mesmo encaminhado pela Nota Técnica nº 103/2021 – 
SRD/ANEEL, da mesma data. 
 
8. 
Em 19/08/2021, a URUSSANGA protocolou o Ofício EFLUL nº 187/20211 solicitando, em 
decorrência da pandemia do coronavírus e consequente efeitos econômicos, os seguintes itens: i) 
prorrogação do retorno de financeiro negativo no reajuste de 2020, de R$ 400 mil, para o processo de 
2022; ii) inclusão de financeiro negativo de R$ 300 mil com efeitos na Tarifa de Energia, também com 
retorno previsto em 2022 e: iii) inclusão de financeiro de 500 mil, com efeitos na TE, referentes à 
devolução de créditos associados a inclusão do ICMS na base de cálculo do PIS e da COFINS, a serem 
repassados ao consumidor com respaldo no Despacho nº 361/2021. 
 
9. 
Em 20/08/2021, a distribuidora protocolou o Ofício EFLUL nº 191/20212, solicitando que a 
inclusão do aporte de R$ 500.000,00 fosse alocado conforme o procedimento definido pela SGT/ANEEL. 
 
10. 
As contribuições à Consulta Pública nº 34/2021 foram analisadas e respondidas por meio 
da Nota Técnica nº 194/2021-SGT/ANEEL, de 20 de agosto de 2021. 
 
11. 
Em 23 agosto de 2021, a Superintedência de Gestão Tarifária – SGT encaminhou a proposta 
final da revisão tarifária, via e-mail, à URUSSANGA e ao conselho de consumidores. 
 
12. 
A SGT, por intermédio da Nota Técnica nº 200/2021-SGT/ANEEL, de 23 de agosto de 2021, 
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da URUSSANGA. 
 
13. 
É o relatório. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
14. 
A revisão das tarifas da URUSSANGA, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz 
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 5,53%, sendo de 10,06%, em média, para os 
consumidores conectados na alta tensão e de 1,70%, 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 
 
1 Documento SIC nº 48513.022585/2021-00. 
2 Documento SIC nº 48513.026697/2021-00.

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
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. No caso da 
concessionária a nova estrutura tarifária alocou mais custos a serem recuperados pelos consumidores 
conectados em média tensão, e por consequencia menos custos para os consumidores em baixa tensão. 
 
17. 
Considerando que a maioria dos consumidores do grupo A são consumidores que adquirem 
energia no ambiente de contratação livre, eles não percebem as variações nos custos de compra de 
energia. Dessa forma o efeito médio do grupo A depende das variações das componentes da TUSD. Assim, 
a variação na TE, é percebida pelos consumidores de baixa tensão e os cativos do Grupo A. Para esses o 
efeito médio é soma dos efeitos da TUSD e TE. 
 
18. 
Além disso, a diferença de efeitos entre o Grupo A e B, explica-se pela percepção de 
variação apenas da TUSD, para os primeiros, e da soma das variações da TUSD e TE para os consumidores 
de baixa tensão. 
 
19. 
O efeito médio de 5,53% decorre: (i) do reposicionamento econômico (itens de Parcela A e 
B), com efeito tarifário de 3,04%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo 
tarifário, com efeito tarifário de -1,72%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no 
último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o impacto de 4,21%. 
 
20. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio. 
 
Gráfico- 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
10,06%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
1,70%
Efeito Médio AT+BT
5,53%

21. 
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 URUSSANGA 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
22. 
O reposicionamento econômico de 3,04% é derivado das variações de custos da Parcela A 
e da Parcela B.  
 
Parcela A 
 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Requerida (R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
24.326.169
         
25.343.750
          
4,2%
3,20%
77,3%
Encargos Setoriais
6.930.018
            
6.893.928
             
-0,5%
-0,11%
21,0%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
35.262
                  
32.867
                   
-6,8%
-0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
5.811.783
            
5.329.042
             
-8,3%
-1,52%
16,3%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                        
223.864
                
0,0%
0,70%
0,7%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
0
                            
125.480
                
0,39%
0,4%
PROINFA
825.289
               
925.948
                
12,2%
0,32%
2,8%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
257.685
               
256.728
                
-0,4%
-0,00%
0,8%
Custos de Transmissão
8.736.113
            
8.442.261
             
-3,4%
-0,92%
25,8%
Uso do sistema de distribuição
8.736.113
            
8.442.261
             
-3,4%
-0,92%
25,8%
Custos de Aquisição de Energia
8.644.523
            
9.992.872
             
15,6%
4,24%
30,5%
Receitas Irrecuperáveis
15.515
                 
14.688
                  
-5,3%
-0,00%
0,0%
PARCELA B
7.491.778
            
7.441.201
             
-0,7%
-0,16%
22,7%
Custos Operacionais
5.425.597
            
5.445.744
             
0,4%
0,06%
16,6%
Anuidades
555.877
               
624.385
                
12,3%
0,22%
1,9%
Remuneração
1.223.346
            
1.194.812
             
-2,3%
-0,09%
3,6%
Depreciação
586.360
               
687.772
                
17,3%
0,32%
2,1%
Outras Receitas
(265.233)
              
(269.362)
               
1,6%
-0,01%
-0,8%
Ultraprassagem Demanda & Excedentes Reativos
(34.168)
                
(242.150)
               
608,7%
-0,65%
-0,7%
RT considerando a varição tarifária da RTE
31.817.948
         
32.784.950
          
3,04%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(547.117)
               
-1,72%
CVA em processamento - Energia
484.609
                
1,52%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
477.501
                
1,50%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
157.034
                
0,49%
Neutralidade de Parcela A- Energia
33.454
                   
0,11%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
95.106
                   
0,30%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(611.177)
               
-1,92%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(1.356)
                    
0,00%
Reversão de créditos (REN 376 e 414)
(2.353)
                    
-0,01%
Ajuste CUSD
(69.765)
                 
-0,22%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(606.159)
               
-1,91%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
645.431
                
2,03%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(181.638)
               
-0,57%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
164.318
                
0,52%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(82.650)
                 
-0,26%
Reversão Conta Covid - Parcela B
(22.989)
                 
-0,07%
Conselho de Consumidores 
(226.483)
               
-0,71%
Diferimento Urussanga
(300.000)
               
-0,94%
PIS/Cofins a compensar
(500.000)
               
-1,57%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
4,21%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
5,53%

23. 
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 77,3% dos custos da 
concessionária, variou 4,2%, representando um impacto tarifário de 3,20%. 
 
 
24. 
Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em -0,11%. 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 -1,52%. Por outro lado, a 
CDE Conta Covid impactou o processo em 1,09%. 
  
25. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -0,92%. Sobre esse item, 
destaca-se a redução dos custos de uso do sistema de distribuição (CUSD) da Celesc-Dis para a 
URUSSANGA, de acordo com a tarifas homologadas pela REH nº 2.921/2021. 
 
26. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 4,24%. Esse efeito é justificado 
pelo aumento do custo do suprimento, conforme REH nº 2.921/2021, uma vez que a concessionária é 
integralmente suprida pela Celesc-Dis. 
 
27. 
Já as receitas irrecuperáveis variaram -5,3% em relação aos valores tarifários atuais, com 
impacto de -0,00% nas tarifas. 
 
Perdas Regulatórias 
 
28. 
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 3,752% em relação à energia injetada, conforme Nota Ténica nº 103/2021-
SRD/ANEEL. 
 
29. 
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 URUSSANGA, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 1,42% 
sobre o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução. 
 
 
Custos da Parcela B 
 
30. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de 
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos 
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela 
distribuidora. A Parcela B representa 22,7% dos custos da concessionária e variou em -0,7%, o que 
representa um impacto tarifário de -0,16%.

31. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas 
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro 
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. 
 
32. 
A aplicação da metodologia indicou manutenção dos custos regulatórios ao longo do ciclo, 
os quais variaram 0,4%, com impacto de 0,06%. 
 
 
 
 
 
 
 
 Gráfico 2. Efeito da revisão sobre custos operacionais 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
33. 
O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de 
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo 
de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos realizados e visa 
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de 
Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos investimentos de curto período de 
recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos e em toda a infraestrutura de 
edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço. 
 
34. 
A remuneração do capital variou -2,3% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, 
o que representou impacto tarifário de -0,09%. A situação adveio da pequena redução da Base de 
Remuneração Líquida e da taxa média de remuneração em relação à revisão de 2016. O Gráfico 3 
demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital.  
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo Operacional
Custo Operacional
Revisão
100,0%
0,4%
100,4%

Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
35. 
A quota de reintegração regulatória variou 17,3% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,32%. O aumento proveio da Base de 
Remuneração Bruta e da taxa média de depreciação em relação à última revisão tarifária (de 3,95% para 
4,06%). O Gráfico 4 demonstra ambos efeitos. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
36. 
A cobertura para anuidades variou 12,3% em relação aos valores contidos nas tarifas, com 
impacto de 0,22% 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. 
 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
2,8%
14,5%
117,3%

37. 
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.  
 
38. 
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).  
 
39. 
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. 
 
40. 
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 230/2021-SFF/ANEEL e 
proporcionalizados conforme o ciclo tarifário. 
 
41. 
Desse modo, a soma de todas essas receitas (UDEROR) teve uma participação de -0,67% 
nesta revisão, conforme apresentado na Tabela 2. 
 
Componentes Financeiros 
 
42. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da URUSSANGA: 
 
 
Tabela 3. Componentes Financeiros

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
43. 
De acordo com a tabela acima, os componentes financeiros apurados, para compensação 
nos 12 meses subsequentes, contribuíram com o efeito de -1,72% na atual revisão da URUSSANGA. 
 
44. 
Destaca-se os componentes relacionados à CVA Energia e CVA Encargos Setoriais, ambos 
com efeito de 1,5%, em decorrência da diferença entre a cobertura concedida no último processo tarifário 
e custos efetivamente incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA. 
 
45. 
Ressalta-se também os componentes financeiros relativo à Neutralidade dos Encargos 
Setoriais, com impacto de -1,9% e o remanescente do financeiro da Conta Covid, de aproximadamente -
R$ 83.683 (impacto de -0,26%), mas que gerou significativo impacto na estrutura tarifária com a 
realocação entre Tarifa de Energia (TE) e Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) 
 
46. 
Adicionalmente, os diferimentos informados por meio dos Ofícios EFLUL nº 187/2021, de 
19/08/2021 e nº 191/2021, de 20/08/2021, totalizaram um impacto de -3,8% a revisão tarifária: -0,9% 
(diferimento na TE), -1,6% (antecipação dos PIS/COFINS3) e -1,3% (postergação do diferimento do reajuste 
de 2020). Observa-se, porém, que essas diferimentos devem impactar o processo subsequente da 
distribuidora, pois haverá um efeito de saída do componente negativo do processo atual e entrada na 
componente financeira de 2022. 
 
 
 
3 Os créditos de PIS/COFINS estão relacionados ao provimento de ação judicial proposta pela distribuidora questionando a 
constitucionalidade da incidência do ICMS na base de cálculo do PIS/PASEP e COFINS, cuja devolução dos créditos aos 
consumidores ainda está sendo regulamentada pela ANEEL. No entanto, conforme o Despacho nº 361/2021, em situações 
excepcionais, foi autorizado pela Agência o uso antecipado desses recursos para aliviar o efeito nas tarifas. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
484.609
              
1,5%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
477.501
              
1,5%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
157.034
              
0,5%
Neutralidade de Parcela A- Energia
33.454
                
0,1%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
95.106
                
0,3%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(611.177)
            
-1,9%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(1.356)
                 
0,0%
Reversão de créditos (REN 376 e 414)
(2.353)
                 
0,0%
Ajuste CUSD
(69.765)
               
-0,2%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(606.159)
            
-1,9%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
645.431
              
2,0%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(181.638)
            
-0,6%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
164.318
              
0,5%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(82.650)
               
-0,3%
Reversão Conta Covid - Parcela B
(22.989)
               
-0,1%
Conselho de Consumidores 
(226.483)
            
-0,7%
Diferimento Urussanga
(300.000)
            
-0,9%
PIS/Cofins a compensar
(500.000)
            
-1,6%
Total
(547.117)
            
-1,72%

Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
 
47. 
O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O objetivo é 
compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do 
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o 
que contribui para a modicidade tarifária. 
 
48. 
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. 
 
49. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma 
distribuidora em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do número 
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é de 
0,64%. 
 
50. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses 
custos ao longo do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes 
da URUSSANGA é de 0,00%. 
 
51. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à Qualidade 
e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da Concessionária 
entre 2019 e 2020, resultando em -1,01%. 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.  
 
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão  
 
52. 
A tabela a seguir ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada em 
Audiência Pública e o resultado da revisão tarifária. 
 
Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão 
 
 
 Descrição 
 CP
Participação 
na Revisão 
 Final 
Participação 
na Revisão 
 Variação
Total 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
1,59%
3,20%
1,6%
Encargos Setoriais
-0,28%
-0,11%
0,2%
Custos de Transmissão
-3,59%
-0,92%
2,7%
Custo de Aquisição de Energia 
5,46%
4,24%
-1,2%
Receitas Irrecuperáveis
0,00%
0,00%
0,0%
PARCELA B
-0,66%
-0,16%
0,5%
Reposicionamento Tarifário
0,93%
3,04%
2,1%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
2,4%
-1,7%
-4,1%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Ante
5,81%
4,21%
-1,60%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,14%
5,53%
-3,61%

53. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Consulta 
Pública foram: 
 
a) Na Parcela A, destaca-se a variação de 2,7% dos custos de transmissão, dado o aumento 
das tarifas relativas ao uso do sistema de distribuição (CUSD) da Celesc-Dis, homologadas 
pela REH nº 2.921/2021, em relação ao que foi apresentado na abertura da Consulta 
Pública da supridora, além da redução dos custos de energia, de -1,2%, em função da REH 
citada da supridora; 
 
b) Já a Parcela B variou 0,5%, justificada pelo resultado da fiscalização da Aneel sobre os 
ativos de ditribuição apresentados pela distribuidora, realizada no decorrer da fase de 
Consulta Pública, além das receitas de UDEROR; 
 
c) Já os componentes financeiros variaram -4,1% em comparação ao apresentado na CP, 
em decorrência da CVA calculada pela ANEEL, que difere da previsão da empresa, e a 
inserção de valores remanescentes relativos à Conta Covid (-R$ 83,6 mil), com  impacto na 
alocação relativa entre TUSD e TE, além dos diferimentos solicitados pela empresa por 
meio dos Ofício EFLUL nº 187 e 191/2021. 
 
 
 
 
Subvenção CDE e composição das Tarifas 
 
54. 
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 subsequent, é de R$ 484.536, já contemplando o 
ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de agosto/2020 a 
julho/2021. 
 
55. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 64.  
 
 
4 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.

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. 
 
56. 
O Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos, que variaram 83,20%, comparada com o avanço  do IGP-M e do IPCA no mesmo período, de 133,68% 
e 75,21%, respectivamente.  
 
Distribuição
22,7%
Energia
30,5%
Transmissão
25,8%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
PROINFA
2,8%
CDE
17,3%
ESS/EER
0,0%
Outros
0,9%
Impostos
21,0%
Distribuição; 
15,0%
Energia; 
20,1%
Transmissão
; 17,0%
Encargos; 
13,9%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,0%
ICMS; 
26,6%
PIS/COFINS; 
7,4%
Tributos; 
34,0%

Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
19. 
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 PRODIST5. 
 
20. 
Nos Gráficos 8 e 9 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos 
de DEC e FEC para a EFLUL antes e após à Consulta Pública. Em relação aos limites globais propostos para 
o período 2022 a 2026, a redução média anual é de 2,22% no DEC e de 5,71% no FEC. 
 
 
5 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. 
353,00
365,57
299,16
322,59
402,42
481,02
522,63
546,10
540,61
626,23
673,31
648,12
641,69
646,71
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

Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da EFLUL. 
Fonte: Nota Técnica nº 104/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da EFLUL. 
Fonte: Nota Técnica nº 104/2021-SRD/ANEEL. 
 
21. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da EFLUL, apresenta-se, nos Gráficos 10 e 11, 
uma comparação com os limites das distribuidoras da região Sul até 1 milhão. Observa-se que os limites 
de DEC e FEC da EFLUL estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 10. Limites de DEC das distribuidoras da Região Sul até 1 milhão. 
Fonte: Nota Técnica nº 104/2021-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 11. Limites de FEC das distribuidoras da Região Sul até 1 milhão. 
Fonte: Nota Técnica nº 104/2021-SRD/ANEEL.

22. 
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 EFLUL entre 2016 e 2020. 
 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela EFLUL. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2016 
 146  
 4.563,68  
2017 
 162  
 222,36  
2018 
 788  
 1.290,92  
2019 
 709  
 17.101,10  
2020 
 398  
 112,48  
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; 
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 25/1999. 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
58. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 25/1999 e no que constam 
dos Processos nº 48500.004632/2020-90 e  nº 48500.000596/2021-76, voto no sentido de APROVAR o 
resultado da revisão tarifária periódica de 2021 da URUSSANGA - Empresa Força e Luz Urussanga Ltda, na 
forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de: 
 
 
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica da URUSSANGA, a vigorar a 
partir de 29/08/2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores 
de 5,53%, sendo de 10,06%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão 
e de 1,70%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão; 
 
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        146      4.563,68  
        162      222,36  
        788      1.290,92  
        709      17.101,10  
        398      112,48  

c) APROVAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a 
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à 
URUSSANGA, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
d) DEFINIR os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
 
e) FIXAR o componente T do Fator X em 0,00%;  
 
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022 
a 2026 a serem observados pela URUSSANGA; e 
 
g) 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 
3,7529% 
3,7529% 
3,7529% 
3,7529% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
1,4191% 
1,4191% 
1,4191% 
1,4191% 
 
 
 
Brasília, 24 de agosto de 2021 
 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor
    2022      2023      2024      2025  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  3,7529%      3,7529%      3,7529%      3,7529%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  1,4191%      1,4191%      1,4191%      1,4191%