30ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria 
17/08/2021 
 
 
VOTO 
 
PROCESSOS: 48500.004616/2020-05 e 48500.000496/2021-40 
 
INTERESSADO: Celesc Distribuição S.A   
 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência De Regulação Dos 
Serviços de Distribuição – SRD 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Celesc Distribuição S.A, a vigorar a partir de 
22/08/2021, 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, consolidados após a avaliação das 
contribuições trazidas na Consulta Pública nº 026/2021. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 056/2000, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Celesc Distribuição S.A (CELESC-D), 
estabelece a data de 22 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 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº 
885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor elétrico 
para enfrentamento do estado de calamidade pública (Conta-Covid), regulamentou a Medida Provisória 
nº 950, de 8 de abril de 2020 e deu outras providências. 
 
4. 
Em 23 de novembro de 2020, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 46/2020, esse 
processo da revisão tarifária foi distribuído a minha relatoria.  
 
5. 
Entre 26 de maio e 09 de julho de 2021 foi realizada a Consulta Pública nº 026/2021, por 
meio de intercâmbio documental e com reunião virtual em 10 de junho de 2021, para colher subsídios e 
informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica da CELESC-D e definir os 
correspondentes limites de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) e FEC 
(Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora), para os anos de 2022 a 2026.

6. 
Em 23 de julho de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – 
SRD emitiu a Nota Técnica nº 091/2021-SRD/ANEEL1, complementada pelas Notas Técnicas nº 
096/2021-SRD/ANEEL2 de 04/08/2021 e nº 101/2021-SRD/ANEEL3 de 12/08/2021, por meio das quais 
apresenta a análise das contribuições da Consulta Pública nº 026/2021 e estabelece os limites de DEC e 
FEC dos conjuntos da CELESC-D para os anos de 2022 a 2026. 
 
7. 
Em 10 de agosto foi realizada reunião virtual com a CELESC-D e em 13 de agosto com seu 
Conselho de Consumidores para discussão sobre o cálculo da revisão tarifária que foi encaminhado à eles 
em 9 de agosto.  
 
8. 
Em 10 de agosto de 2021, na 29ª Reunião Pública Ordinária, foi deliberado o processo nº 
48500.004452/2014-60, que trata sobre a transferência de Demais Instalações de Transmissão (DIT) da 
CGT Eletrosul para as distribuidoras Energisa Mato Grosso do Sul, RGE Sul Distribuidora de Energia e 
CELESC-D. A decisão referida foi consubstanciada no Despacho nº 2.410, de 10 de agosto de 2021. 
 
9. 
Em 12 de agosto de 2021 a SGT emitiu a Nota Técnica nº 183/2021–SGT/ANEEL4 que que 
apresenta o Relatório de Contribuições da Consulta Pública nº 026/2021. 
 
10. 
Em 13 de agosto de 2021, por meio da Carta s/nº, a CELESC-D solicitou a inclusão de 
reversão dos valores oriundos de créditos decorrentes da exclusão do ICMS da base de cálculo do 
PIS/PASEP e da COFINS já compensados no montante de R$795 milhões, valores a serem repassados ao 
consumidor nos termos de decisão judicial transitada em julgado. 
 
11. 
Na mesma data, em função da correspondência enviada pela concessionária, a proposta 
final de revisão tarifária foi retificada e novamente encaminhada à distribuidora e ao seu Conselho de 
Consumidores. 
 
12. 
Em 13 de agosto de 2021, a SGT emitiu a Nota Técnica nº 184/2021–SGT/ANEEL5 que 
apresenta o resultado da Revisão Tarifária da CELESC-D. 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
13. 
A revisão das tarifas da CELESC-D, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de de consumidores de 5,65%, sendo de  5,34%,  em 
média, para os consumidores conectados na alta tensão e de 5,83%, em média, para os consumidores 
conectados na baixa tensão. 
 
14. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
 
1 Documento SICNET nº 48554.001178/2021-00. 
2 Documento SICNET nº 48554.001178/2021-00. 
3 Documento SICNET nº 48554.001218/2021-00. 
4 Documento SICNET nº 48581.001255/2021-00. 
5 Documento SICNET nº 48581.001263/2021-00.

Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021 
 
15. 
O efeito médio de 5,65% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas 
A e B, com efeito tarifário de 2,90%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
processo tarifário, com efeito tarifário de 1,46%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de 1,29%. 
 
16. 
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 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021. 
 
17. 
O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com 
a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes. 
 
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. 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
5,34%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
5,83%
Efeito Médio AT+BT
5,65%
1,54%
-1,38%
1,80%
0,02%
0,91%
1,46%
1,29%
5,65%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da CELESC-D 
 
 
 
 Descrição 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Requerida (R$) 
 Variação 
 Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
7.379.134.216
   
7.561.709.323
   
2,5%
1,99%
80,1%
Encargos Setoriais
1.733.495.121
   
1.874.585.484
   
8,1%
1,54%
19,9%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
8.353.251
           
7.967.182
           
-4,6%
-0,00%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
1.279.619.140
   
1.222.375.253
   
-4,5%
-0,62%
13,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                        
100.840.334
       
0,0%
1,10%
1,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
0
                           
132.833.327
       
1,45%
1,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
184.716.008
       
121.442.726
       
-34,3%
-0,69%
1,3%
PROINFA
181.902.571
       
210.111.850
       
15,5%
0,31%
2,2%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
78.904.151
         
79.014.813
         
0,1%
0,00%
0,8%
Custos de Transmissão
1.215.801.050
   
1.089.637.572
   
-10,4%
-1,38%
11,5%
Rede Básica
841.683.964
       
754.993.089
       
-10,3%
-0,95%
8,0%
Rede Básica Fronteira
102.061.216
       
106.345.102
       
4,2%
0,05%
1,1%
Rede Básica ONS (A2)
2.713.463
           
3.205.651
           
18,1%
0,01%
0,0%
MUST Itaipu
82.598.971
         
70.848.121
         
-14,2%
-0,13%
0,8%
Transporte de Itaipu
112.282.232
       
68.835.652
         
-38,7%
-0,47%
0,7%
Conexão
69.985.761
         
80.383.141
         
14,9%
0,11%
0,9%
Uso do sistema de distribuição
4.475.443
           
5.026.815
           
12,3%
0,01%
0,1%
Custos de Aquisição de Energia
4.386.747.287
   
4.552.280.235
   
3,8%
1,80%
48,2%
Receitas Irrecuperáveis
43.090.758
         
45.206.033
         
4,9%
0,02%
0,5%
PARCELA B
1.792.481.580
   
1.875.917.737
   
4,7%
0,91%
19,9%
Custos Operacionais
1.068.906.680
   
1.072.420.582
   
0,3%
0,04%
11,4%
Anuidades
115.352.725
       
121.992.637
       
5,8%
0,07%
1,3%
Remuneração
492.613.875
       
551.405.937
       
11,9%
0,64%
5,8%
Depreciação
277.057.966
       
317.982.504
       
14,8%
0,45%
3,4%
Outras Receitas
(126.412.504)
     
(141.784.207)
     
12,2%
-0,17%
-1,5%
Ultraprassagem Demanda & Excedentes Reativos
(35.037.162)
        
(46.099.715)
        
31,6%
-0,12%
-0,5%
RT considerando a varição tarifária da RTE
9.171.615.796
   
9.437.627.060
   
2,90%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
133.827.194
       
1,46%
CVA em processamento - Energia
564.940.594
       
6,16%
CVA em processamento - Transporte
112.916.732
       
1,23%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
175.844.485
       
1,92%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(17.098.152)
        
-0,19%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.428.612
           
0,02%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(1.823.641)
          
-0,02%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(83.992.899)
        
-0,92%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
155.170
               
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
17.574.522
         
0,19%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.409.531
           
0,02%
Previsão de Risco Hidrológico
531.213.585
       
5,79%
Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia
8.260.460
           
0,09%
Ajuste CUSD
63.118
                 
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(2.897.997)
          
-0,03%
Reversão do Risco Hidrológico
(377.569.922)
     
-4,12%
PIS/Cofins a compensar
(795.000.000)
     
-8,67%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
14.257.151
         
0,16%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
1.745.818
           
0,02%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
85.232.228
         
0,93%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(4.746.554)
          
-0,05%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(23.513.917)
        
-0,26%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(73.663.069)
        
-0,80%
Conselho de Consumidores 
(908.661)
             
-0,01%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
1,29%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
5,65%
Receita Receita Participação Participação
Descrição Variação
Verificada (R$) Requerida (R$) na Revisão na Receita
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 7 .379.134.216 7 .561.709.323 2,5% 1,99% 80,1%
Encargos Setoriais 1 .733.495.121 1 .874.585.484 8,1% 1,54% 19,9%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8 .353.251 7 .967.182 -4,6% -0,00% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 1 .279.619.140 1 .222.375.253 -4,5% -0,62% 13,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) - 1 00.840.334 0,0% 1,10% 1,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 0 1 32.833.327 1,45% 1,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 84.716.008 1 21.442.726 -34,3% -0,69% 1,3%
PROINFA 1 81.902.571 2 10.111.850 15,5% 0,31% 2,2%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 7 8.904.151 7 9.014.813 0,1% 0,00% 0,8%
Custos de Transmissão 1 .215.801.050 1 .089.637.572 -10,4% -1,38% 11,5%
Rede Básica 8 41.683.964 7 54.993.089 -10,3% -0,95% 8,0%
Rede Básica Fronteira 1 02.061.216 1 06.345.102 4,2% 0,05% 1,1%
Rede Básica ONS (A2) 2 .713.463 3 .205.651 18,1% 0,01% 0,0%
MUST Itaipu 8 2.598.971 7 0.848.121 -14,2% -0,13% 0,8%
Transporte de Itaipu 1 12.282.232 6 8.835.652 -38,7% -0,47% 0,7%
Conexão 6 9.985.761 8 0.383.141 14,9% 0,11% 0,9%
Uso do sistema de distribuição 4 .475.443 5 .026.815 12,3% 0,01% 0,1%
Custos de Aquisição de Energia 4 .386.747.287 4 .552.280.235 3,8% 1,80% 48,2%
Receitas Irrecuperáveis 4 3.090.758 4 5.206.033 4,9% 0,02% 0,5%
PARCELA B 1.792.481.580 1.875.917.737 4,7% 0,91% 19,9%
Custos Operacionais 1 .068.906.680 1 .072.420.582 0,3% 0,04% 11,4%
Anuidades 1 15.352.725 1 21.992.637 5,8% 0,07% 1,3%
Remuneração 4 92.613.875 5 51.405.937 11,9% 0,64% 5,8%
Depreciação 2 77.057.966 3 17.982.504 14,8% 0,45% 3,4%
Outras Receitas ( 126.412.504) ( 141.784.207) 12,2% -0,17% -1,5%
Ultraprassagem Demanda & Excedentes Reativos ( 35.037.162) ( 46.099.715) 31,6% -0,12% -0,5%
RT considerando a varição tarifária da RTE 9 .171.615.796 9 .437.627.060 2,90% 100%
  5 64.940.594 6,16%    
  1 12.916.732 1,23%    
  1 75.844.485 1,92%    
  ( 17.098.152) -0,19%    
  1 .428.612  0,02%
-0,02%
-0,92%
0,00%  
  ( 1.823.641)    
  ( 83.992.899)    
  1 55.170    
  1 7.574.522 0,19%    
  EAR) 1 .409.531 0,02%    
  5 31.213.585 5,79%    
  nergia 8 .260.460 0,09%    
  6 3.118 0,00%    
  ( 2.897.997) -0,03%    
Reversão do Risco Hidrológico ( 377.569.922) -4,12%      
PIS/Cofins a compensar ( 795.000.000) -8,67%      
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia 1 4.257.151 0,16%      
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte 1 .745.818 0,02%      
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais 8 5.232.228 0,93%      
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 4.746.554) -0,05%      
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 23.513.917) -0,26%      
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 73.663.069) -0,80%      
Conselho de Consumidores ( 908.661) -0,01%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,29%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 5,65%      

Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021. 
19. 
O reposicionamento econômico de 2,90% 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 e às de geração de energia elétrica, 
inclusive a geração própria. A Parcela A representa 80,1% dos custos da concessionária, variou em 2,5%, 
o que representa um impacto tarifário de 1,99%. 
 
21. 
Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 1,54%. A partir de 2021, por 
meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 
10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das 
distribuidoras em 2020. Os efeitos, neste processo, referente a CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid 
TUSD são, respectivamente, de 1,45% e 1,10%. 
 
22. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -1,38%. Destaca-se o 
reflexo do reperfilamento da remuneração dos ativos não depreciados referente a Rede Básica de 
Sistema Existente nas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e as novas Receitas Anuais Permitidas 
(RAP) das concessionárias de transmissão. Explica-se que a Lei nº 12.783/2013, dispôs sobre a prorrogação 
das concessões de transmissão, facultando ao Poder Concedente a definição das diretrizes para o 
reconhecimento tarifário da parcela dos investimentos vinculados aos bens reversíveis dessas 
concessionárias. Para regulamentar e operacionalizar esse pagamento, o Ministério de Minas e Energia 
emitiu a Portaria nº 120/2016. Ato contínuo, a ANEEL publicou a REN nº 762/2017, definindo os 
procedimentos e critérios a serem utilizados no cálculo do custo de capital a ser adicionado à Receita 
Anual Permitida de cada concessionária de transmissão abrangida pela Lei nº 12.783. 
 
23. 
Ressalta-se que os equipamentos relacionados com a decisão constante no Despacho nº 
2.410/2021, na base de dados (lista de módulos) utilizada para levantamento dos encargos de conexão 
devidos pela CELESC-D à CGT Eletrosul (Contrato 057/2001) não devem ser retirados da base da 
transmissora durante o processo tarifário da distribuidora para não contrariar a decisão constante na REH 
nº 2.895/2021, que aprovou as RAP para o ciclo 2021-2022 da transmissão, bem como em virtude da 
transferência descrita naquele ato ainda não estar devidamente materializada em função da não 
celebração de termo de transferência, nos termos da Resolução Normativa nº 916/2021. 
 
24. 
Em contrapartida está sendo descontado no valor de conexão referente ao Contrato 
057/2001 (Parcela A) o mesmo valor incluso na Parcela B para a CELESC-D em função da transferência das 
DIT, a fim de não imputar ao consumidor da distribuidora custos em duplicidade. Após a conclusão do 
processo de incorporação das DIT pela distribuidora, no processo de reajuste de RAP subsequente, será 
apurada a definitiva redução desta receita para a Eletrosul, é a diferença entre o cálculo preciso e o ora 
estimado, será corrigido por meio de Parcela de Ajuste (PA).  
 
25. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 1,80%. Contribuiu 
especialmente para esse efeito o aumento do custo da energia proveniente dos contratos de Energia Nova 
e Alternativa – CCEAR por Disponibilidade, com impacto de 1,80%; por outro lado houve variação negativa 
quanto aos custos de Itaipu em função da redução da sua cota e do dólar que valora seu preço.

26. 
O Gráfico 2 a seguir ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia: 
 
 
Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021. 
 
Perdas Regulatórias 
 
27. 
As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, 
resultando no valor de 5,81% em relação à energia injetada. 
  
28. 
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 CELESC-D, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 6,26% 
sobre o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução. 
 
Transferência de Ativos referentes a Demais Instalações de Transmissão (“DIT”) da Eletrobras CGT 
Eletrosul para a CELESC-D – processo nº 48500.004452/2014-60 
 
29. 
A Resolução Normativa nº 758, de 2017, estabeleceu as condições gerais para a 
incorporação de DIT ao Ativo Imobilizado das concessionárias de distribuição de energia elétrica. Em 
função do processo de consolidação normativa, a REN nº 758, de 2017, foi substituída pela REN nº 916, 
de 2021. 
 
30. 
Na 29ª Reunião Pública Ordinária, foi deliberado o processo nº 48500.004452/2014-60, 
que trata sobre a transferência de DIT da CGT Eletrosul para distribuidoras (incluindo a CELESC-D), sendo 
decidido pela Diretoria da ANEEL: 
 
1,80%
0,81%
0,99%
0,29%
-0,12%
0,24%
-0,39%
-0,03%
0,01%
Total
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Bilateral
 Proinfa

“(i) não conhecer, haja vista que interposto em face de ato normativo, de caráter geral 
e abstrato, do Pedido de Reconsideração interposto pela Companhia de Geração e Transmissão 
de Energia Elétrica do Sul do Brasil - Eletrobras CGT Eletrosul (“Eletrosul”), em face da Resolução 
Normativa (“REN”) nº 916, de 2021, que estabelece as condições gerais para a incorporação 
das Demais Instalações de Transmissão (“DIT”) no Ativo Imobilizado das concessionárias do 
serviço público de distribuição de energia elétrica, e por ser intempestivo; 
 
(ii) determinar a transferência dos ativos listados em anexo à Celesc Distribuição S.A. 
(“Celesc D”), à Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S.A. (“EMS”) e à RGE Sul 
Distribuidora de Energia S.A. (“RGE”) na próxima Revisão Tarifária Periódica de cada 
Distribuidora, observando as disposições da REN nº 916, de 2021, assim como que os 
pagamentos devidos pelas Distribuidoras à Transmissora ficam ajustados para 30 (trinta) dias, 
contados a partir da data de transferência; e  
 
(iii) estabelecer a identificação dos ativos listados em anexo que terão de ser 
transferidos da Transmissora (“Eletrosul”) para a Distribuidora (“Celesc D”), em agosto/2023 
(“Trecho 2”), assim como que os pagamentos devidos pela Distribuidora à Transmissora ficam 
ajustados para 30 (trinta) dias, contados a partir da data de transferência.” 
 
31. 
No caso específico da Celesc-D, a Resolução Normativa nº 916/2021 estabeleceu a 
transferência de 17 instalações pela CGT Eletrosul para a distribuidora, sendo 6 DITs e 11 linhas de 
transmissão (340 km).  
 
32. 
Frisa-se que ao longo deste processo houve contestação entre a Eletrosul e a CELESC-D 
quanto a definição da data em que seriam transferidos os ativos, assim neste interim foram debatidos 3 
trechos conforme ilustração abaixo:  
 
 
Figura 1. Tranches das DIT a serem transferidas – Eletrosul / CELESC_D 
 
33. 
Segundo descrito no voto do Diretor-Relator do Despacho nº 2.410/21: “a transferência do 
“Trecho 1” reflete solicitação da própria Celesc D, de maneira que sua implementação ocorresse ainda no 
processo de RTP de agosto/2021 e, portanto, concatenando-se a necessidade de transferência das DIT

com a incorporação na Base de Remuneração e consequentes reflexos na Parcela “B” das tarifas da 
Distribuidora[...]”, tendo a concordância da Eletrosul quanto à data de transferência. 
 
34. 
O voto relata também a concordância para outro trecho: “para o Trecho 2 também houve 
convergência entre a Transmissora (“Eletrosul”) e a Distribuidora (“Celesc D”) sobre a transferência de 
parte das DIT para agosto/2023, sendo tais ativos deverão ser considerados no laudo de avaliação do 
próximo processo de revisão tarifária da Transmissora para fins de valoração, indenização e cadastro 
destes ativos ao Ativo Imobilizado em Serviço (“AIS”) da Distribuidora.” 
 
35. 
A única divergência que persistiu no processo, refere-se ao Trecho 3, enquanto a Eletrosul 
requeria a transferência das DIT para o mês de agosto/2022, a CELESC_D propunha que à incorporação 
se desse concomitantemente ao Trecho 2, ou seja, ambas em agosto/2023. 
 
36. 
Diante o impasse apresentado para o Trecho 3 foi encaminhada pelo Diretor-Relator a 
seguinte decisão: “Assim, diante da carência probatória e necessidade de aprofundamento sobre as razões 
de divergências entre a Transmissora e a Distribuidora, decide-se pelo encaminhamento de Voto parcial 
desta demanda, ao passo em que se decidirá apenas sobre os ativos a serem transferidos e incorporados 
que são incontroversos (“Trecho 1” e “Trecho 2”). Posteriormente, submeterei proposta de Voto acerca 
dos demais ativos que integram o “Trecho 3”, especialmente se esses têm de ser transferidos, tal qual 
requerido pela Eletrosul (ano de 2022), ou mesmo, da maneira como pleiteada pela Celesc D (ano de 
2023).” 
 
Custos da Parcela B 
 
37. 
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 19,9% dos custos da concessionária e variou em 4,7%, o que 
representa um impacto tarifário de 0,91%. 
 
38. 
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. 
 
39. 
A aplicação da metodologia indicou um aumento dos custos operacionais regulatórios ao 
longo do ciclo, porém o conjunto do índice de produtividade agregado ao mecanismo de incentivo à 
qualidade amenizaram este efeito. O valor final resultou para os custos operacionas uma variação de 0,3% 
quando comparados aqueles existente nas tarifas atuais, com impacto na revisão tarifária de 0,04%.

Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021. 
 
40. 
Quanto à incorporação das DIT descrita no item anterior deste voto, explica-se que a 
metodologia de definição dos Custos Operacionais aplicada às distribuidoras de energia elétrica atualiza 
os custos operacionais eficientes constantes na tarifa vigente pelos seguintes produtos: i) extensão de 
rede; ii) número de consumidores; iii) perdas não-técnicas; iv) consumidor hora-interrompido; e v) 
mercado ponderado. Assim, o único produto de atualização dos custos operacionais das distribuidoras 
que captura a incorporação desses novos ativos de transmissão seria a extensão de rede. 
 
41. 
Cabe ressaltar também que para as variáveis de estudo (insumos e produtos) da 
metodologia de custos operacionais regulatórios que determinam a faixa de eficiência da distribuidora,  
levem em consideração, entre outros: a extensão das redes, número de subestações, número de 
transformadores de subestações e a potência dos transformadores de subestações instalados (MVA), 
além dos custos reais do PMSO (obtido pelo RIT/BMP). Portanto na obtenção do intervalo eficiente de 
custos operacionais calculado para a CELESC-D, nesta revisão, não foram contemplados os ativos a serem 
transferidos e tão pouco os custos de operá-los. 
 
42. 
Assim, caso fosse calculado os custos operacionais nesta revisão apenas acrescentando a 
extensão de rede dos ativos transferidos se poderia obter um valor não aderente aquele necessário para 
operar estas instalações. Este exercício foi feito obtendo-se como resultado um aumento de 
aproximadamente R$ 40 mil para os Custos Operacionais regulatórios (COreg), que equivale 
aproximadamente a 0,05% do valor do Vanor Novo de Reposição (VNR) dos ativos a serem incorporados 
pela CELESC-D. 
 
43. 
Para melhor mensurar os resultados obtidos foi analisado este mesmo percentual 
(COreg/VNR) para os atuais ativos da Eletrosul, conforme calculado por meio da Nota Técnica nº 
108/2020-SGT/ANEEL, que consolidou o resultado da Revisão Periódica da RAP dos Contratos de 
Concessão de Transmissão de Energia Elétrica prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.  
 
 
 
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo
Operacional
Custo Operacional
Revisão
100,0%
0,2%
100,2%

44. 
Observa-se que após a aplicação da metodologia de definição dos custos operacionais 
regulatórios para as transmissoras (Data Envelopment Analysis – DEA, que busca calcular a eficiência da 
empresa) a relação da Eletrosul ficou em aproximadamente 4%, ou seja, 80 vezes (4%/0,05%) maior que 
aquele obtido com aplicação da metodologia para a distribuidora, e que caso fosse aplicado aumentaria 
os custos operacionais em R$ 3,3 milhões. 
 
45. 
Esta diferença ocorre basicamente pelas características do modelo DEA utilizado na 
definição dos custos eficientes para os segmentos de distribuição e transmissão. Por ser uma ferramenta 
não paramétrica, o DEA identifica os pesos dos produtos da forma que trazem a maior produtividade 
possível à empresa. Esses pesos são os ponderadores que cada um dos produtos terá na composição do 
CO eficiente. Assim, dependendo da participação dos ativos a serem transferidos na composição total de 
cada uma das empresas (CGT Eletrosul e CELESC-D) o seu impacto no custo regulatório será distinto. 
 
46. 
 Assim, optou-se por uma metodologia intermediária que pudesse trazer modicidade 
tarifária para os consumidores, porém não penalizasse demasiadamente a distribuidora. A metodologia 
adotada, então, foi a mesma aplicada para os ativos relativos a melhorias e reforços autorizados das 
transmissoras, que utiliza o valor de 2% do VNR para estimar os custos operacionais regulatórios para os 
respectivos reforços.  
 
47. 
Ressalta-se os ativos referentes ao processo de transferência das DIT entre a Eletrosul e a 
CELESC-D foram avaliadas quando da revisão periódica da trasnmissora, resultado homologado por meio 
da Resolução Homologatória nº 2.716, de 2020. Apesar do cálculo da revisão tarifária da Eletrosul ter sido 
realizado em 2020, a referência deste processo é de 2018 e portanto, os valores homologados dos ativos 
estão na data-base de 31 de janeiro de 2018 e referem-se aos valores classificados como RBNI e RBSE. 
 
48. 
Portanto, devido à incerteza quanto aos eventuais investimentos realizados a partir de 
fevereiro/2018 referentes a 1ª tranche das DIT a serem transferidas da Transmissora a Distribuidora nesta 
revisão e das futuras etapas de incorporação (2ª e 3ª tranches), em 2023, ou em 2022 e 2023, fica a parte 
dos custos operacionais referente aos ativos a serem incorporados pela distribuidora provisórios, 
podendo ainda ser reavaliada a metodologia adotada.  
 
49. 
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. 
 
50. 
Frisa-se que a Base de Remuneração Regulatória já contempla os ativos referentes ao 
processo de transferência das DIT entre a Eletrosul e a CELESC-D, conforme disposto no Despacho ANEEL 
nº 2.410.  Informa-se que as DIT foram avaliadas de acordo com critérios estabelecidos no Submódulo 9.1 
do PRORET quando da revisão periódica da trasnmissora, cujo resultado foi homologado pela ANEEL, por 
meio da Resolução Homologatória nº 2.716, de 2020. 
51. 
Nesse sentido, a partir do laudo de avaliação homologado, foi possível destacar os valores 
atinentes ao trecho 1, tranche da DIT a serem incorporadas pela CELESC-D nesta revisão. Apesar do cálculo

da revisão tarifária da Eletrosul ter sido realizado em 2020, a referência deste processo é de 2018 e 
portanto, os valores homologados dos ativos estão na data-base de 31 de janeiro de 2018 e referem-se 
aos valores classificados como RBNI e RBSE. 
 
16. 
Conforme aqui relatado a valoração dos ativos a serem transferidos da Eletrosul para 
CELESC-D encontra-se na data-base de 31 de janeiro de 2018, portanto eventuais investimentos realizados 
após essa data não constam do laudo já aprovado pela ANEEL. Assim conforme entendimento no voto do 
Diretor-Relator do processo nº 48500.004452/2014-60: “Para esse caso, entende-se que sejam acrescidos 
à etapa de transferência das DIT, que ocorrerá em 2023 (Trecho 2, comentário nosso), o que será apurado 
após a elaboração do laudo de avaliação da transmissora para sua revisão periódica, cuja data contratual 
é definida como sendo a data de 1º de julho de 2023.” 
 
17. 
Portanto, devido à incerteza quanto aos eventuais investimentos realizados a partir de 
fevereiro/2018 referentes a 1ª tranche das DIT a serem transferidas da Transmissora a Distribuidora nesta 
revisão e das futuras etapas de incorporação (2ª e 3ª tranches), em 2023, ou em 2022 e 2023, fica a BRR 
da CELESC-D provisória e conforme descrito no voto do Diretor-Relator: “serão definidos tratamentos 
excepcionais para a consideração dessas instalações na receita requerida da distribuidora”.  
 
18. 
Cabe frisar que não existe provisoriedade em relação aos ativos formadores da BRR nesta 
revisão já pertencentes a CELESC-D e que não fazem parte daqueles referentes as DIT a serem transferidas 
da Eletrosul para a distribuidora, portanto para a valoração dos ativos apresentados por meio da Nota 
Técnica n° 142/2021 SFF/ANEEL não caberá discussões futuras.   
 
52. 
A remuneração do capital variou 11,9% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, 
o que representou impacto tarifário de 0,64%. A situação adveio principalmente do aumento da Base de 
Remuneração Líquida, que passou de R$ 5,731 bilhões, a preço de jul/16 (R$ 7,049 bilhões, preço 
atualizado para jul/21) para R$ 8,381 bilhões, a preço de junho/21. A taxa média de remuneração diminuiu 
desta revisão comparadas com a de 2016.  O Gráfico a seguir demonstra os efeitos que explicam a variação 
na remuneração de capital. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021. 
53. 
A quota de reintegração regulatória variou de 14,8%  em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,45%. O aumento proveio da variação da Base 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 10,1%
22,1%
111,9%

de Remuneração Bruta, que passou de R$ 3,007 bilhões, a preço de julho/16 (R$ 3,698 bilhões, preço 
atualizado para julho/21) para R$ 4,835 bilhões, a preço de julho/2021, combinado como aumento na 
taxa média de depreciação em relação a última revisão tarifária (de 3,78% para 3,82%). O gráfico a seguir 
demonstra ambos os efeitos. 
 
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021. 
 
54. 
A cobertura para anuidades variou 5,8% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, 
com impacto de 0,07% 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. 
 
55. 
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.  
 
56. 
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).  
 
57. 
O efeito tarifário referente as outras receitas nesta revisão tarifária foi de -0,17%. 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, sendo o efeito de -0,12%. Ressalta-se que nesta Revisão foram considerados 
os montantes referentes a Excedente Reativo e Ultrapassagem de Demanda anteriores a DRAC - 
dezembro de 2015 a fevereiro de 2017. 
 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
1,1%
13,7%
114,8%

58. 
Nos termos do PRORET 2.1A, define-se como Data Referência de Alteração Contratual – 
DRAC o último dia do mês de assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão, nos termos do 
Despacho nº 2.194/2016, ou o último dia do mês da publicação deste PRORET, o que ocorrer por último. 
Para as empresas que ainda não passaram pela 4ª RTP, será considerado como redutor da base de 
remuneração da correspondente revisão, (i) as receitas de UD e ER registradas como Obrigações Especiais 
até a Data-Base do Laudo de Avaliação dos Ativos, quando a DRAC for posterior à data do laudo, ou (ii) as 
receitas de UD e ER registradas como Obrigações Especiais até DRAC, quando a DRAC for anterior à data 
do laudo. 
 
Componentes Financeiros 
 
59. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da CELESC-D. 
 
Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021. 
 
60. 
  O financeiro que mais impactou o processo, com valores positivos, foi a CVA em 
Processamento – Energia, com efeito de 6,16%, em decorrência, principalmente, da diferença entre o 
câmbio do dólar estimado para a cobertura de Itaipu no processo tarifário de 2020 e o câmbio 
efetivamente realizado (impacto de 1,29%). Contribuiu ainda neste efeito o risco hidrológico de Itaipu, 
CCGF e usinas repactuadas (impacto de 3,77%, já considerado as bandeiras tarifárias); informa-se que a 
previsão de risco hidrológico considerado no processo tarifário de 2020 foi superior ao efetivamente 
realizado (impacto de -4,12%). 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
564.940.594
      
6,2%
CVA em processamento - Transporte
112.916.732
      
1,2%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
175.844.485
      
1,9%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(17.098.152)
       
-0,2%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.428.612
           
0,0%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(1.823.641)
          
0,0%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(83.992.899)
       
-0,9%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
155.170
              
0,0%
Sobrecontratação/exposição de energia
17.574.522
         
0,2%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.409.531
           
0,0%
Previsão de Risco Hidrológico
531.213.585
      
5,8%
Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia
8.260.460
           
0,1%
Ajuste CUSD
63.118
                 
0,0%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(2.897.997)
          
0,0%
Reversão do Risco Hidrológico
(377.569.922)
     
-4,1%
PIS/Cofins a compensar
(795.000.000)
     
-8,7%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
14.257.151
         
0,2%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
1.745.818
           
0,0%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
85.232.228
         
0,9%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(4.746.554)
          
-0,1%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(23.513.917)
       
-0,3%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(73.663.069)
       
-0,8%
Conselho de Consumidores 
(908.661)
             
0,0%
Total
133.827.194
      
1,46%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação    
CVA em processamento - Energia 564.940.594 6,2%
CVA em processamento - Transporte 112.916.732 1,2%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 175.844.485 1,9%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (17.098.152) -0,2%    
Neutralidade de Parcela A- Energia  1.428.612  0,0%
Neutralidade de Parcela A - Transporte ( 1.823.641) 0,0%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (83.992.899) -0,9%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 155.170 0,0%
Sobrecontratação/exposição de energia 1 7.574.522 0,2%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1.409.531 0,0%
Previsão de Risco Hidrológico 531.213.585 5,8%
Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia 8.260.460 0,1%
Ajuste CUSD 6 3.118 0,0%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR ( 2.897.997) 0,0%
Reversão do Risco Hidrológico (377.569.922) -4,1%
PIS/Cofins a compensar (795.000.000) -8,7%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia 1 4.257.151 0,2%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte 1.745.818 0,0%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais 8 5.232.228 0,9%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 4.746.554) -0,1%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A (23.513.917) -0,3%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação (73.663.069) -0,8%
Conselho de Consumidores (908.661) 0,0%    
Total 1 33.827.194 1,46%    
  que mais impactou o processo, com valores positivos, foi a CVA em
Processamento – Energia, com efeito de 6,16%, em decorrência, principalmente, da diferença entre o  
câmbio do dólar estimado para a cobertura de Itaipu no processo tarifário de 2020 e o câmbio  
efetivamente realizado (impacto de 1,29%). Contribuiu ainda neste efeito o risco hidrológico de Itaipu,  
CCGF e usinas repactuadas (impacto de 3,77%, já considerado as bandeiras tarifárias); informa-se que a  
previsão de risco hidrológico considerado no processo tarifário de 2020 foi superior ao efetivamente  
realizado (impacto de -4,12%).  

61. 
Ainda importante mencionar os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais em que 
se questiona a incidência sobre ICMS e serão matéria de regulamentação específica pela ANEEL, no âmbito 
da Consulta Pública nº 005/20216. No entanto, o Despacho nº 3617, de 9 de fevereiro de 2021, autorizou, 
em situações excepcionais, o uso antecipado desses recursos antes da conclusão da consulta pública, 
limitado a 20% do valor total de potencial crédito associado às ações judiciais. Para este processo, a 
SGT/ANEEL estimou que a distribuidora compensaria, até o mês de julho/2021, R$ 795 milhões, valor 
considerado como financeiro negativo no processo, tendo impacto de -8,68%. Ressalta-se que o valor 
considerado foi consensuado com a concessionária, sendo este superior aos 20% dos valores habilitados. 
 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
 
62. 
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. Esse índice é constituído de tres componentes, sendo apenas 
um deles definido na revisão tarifária, o que trata  da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – 
T. 
 
63. 
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 
1,02%.  
 
64. 
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 CELESC-D é de -0,44%.  
 
65. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à Qualidade 
e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da Concessionária 
entre 2019 e 2020, resultando em -0,34%. 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.  
 
66. 
Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CELESC-D, até a próxima 
revisão tarifária, será de -0,44%, acrescido dos Componentes Pd e Q que deverão ser atualizados em cada 
processo de reajuste. 
 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
 
 
6 Disponível em https://www.aneel.gov.br/consultas-publicas. 
7 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp2021361.pdf.

67. 
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 demostrado na tabela seguinte. Esse 
valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no 
período de agosto/2020 a julho/2021. 
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
68. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 78.  
 
 
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021. 
 
 
8 No Gráfico 6, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 7, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS, 
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL. 
Tipo
Ajuste
(R$)
Previsão
(R$)
Repasse CDE 
(R$)
Subsídio Carga Fonte Incentivada
1.769.009
        
18.616.694
     
20.385.703
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
88.482
             
1.864.876
        
1.953.358
        
Subsídio Distribuição
(238.404)
          
20.619.033
     
20.380.629
     
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(6.734)
              
883.854
           
877.120
           
Subsídio Rural
(220.574)
          
5.675.106
        
5.454.532
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
4.678
                
175.015
           
179.694
           
Total
1.396.458
        
47.834.578
     
49.231.036
     
Custo de       
Distribuição
18,7%
Custo de            
Energia
50,0%
Custo de     
Transmissão
10,5%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,5%
PROINFA
2,2%
CDE
15,2%
ESS/EER
1,9%
Outros
1,0%
Tributos
20,3%

Gráfico 7. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021. 
69. 
O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da CELESC-D nos últimos 10 anos 
com variação de 61,4%, índice inferior ao IGPM e IPCA no mesmo período, respectivamente 133,7% e 
75,2%.  
 
 
Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 184/2021-SGT/ANEEL, de 13/08/2021. 
 
 
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, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST9. 
 
9 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. 
Custo de       
Distribuição; 
14,5%
Custo de            
Energia; 
35,2%
Custo de     
Transmissão
; 8,4%
Encargos          
Setoriais; 
14,5%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,3%
ICMS; 
21,6%
PIS/COFINS; 
5,3%
Tributos; 
26,9%
329,74
313,80
255,80
288,68
353,49
428,81
444,36
431,42
426,34
459,85
520,49
469,78
505,99
532,24
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

20. 
Nos Gráficos 8 e 9 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos 
de DEC e FEC para a CELESC-D antes e após à Consulta Pública. Em relação aos limites globais propostos 
para o período 2022 a 2026, a redução média anual é 3,18% no DEC e de 3,74% no FEC. 
 
 
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CELESC-D. 
Fonte: Nota Técnica nº 96/2021-SRD/ANEEL. 
 
 
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.

Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CELESC-D. 
Fonte: Nota Técnica nº 96/2021-SRD/ANEEL. 
 
21. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da CELESC-D, apresenta-se, nos Gráficos 10 e 
11, uma comparação com os limites das distribuidoras da região Sul maior que 1 milhão. Observa-se que 
os limites de DEC e FEC da CELESC-D estão aderentes à realidade da região. 
 
 
Gráfico 10. Limites de DEC das distribuidoras da Região Sul maior que 1 milhão. 
Fonte: Nota Técnica nº 96/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 11. Limites de FEC das distribuidoras da Região Sul maior que 1 milhão. 
Fonte: Nota Técnica nº 96/2021-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 CELESC-D entre 2016 e 2020. 
 
 
 
 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela CELESC-D. 
Ano 
Nº de Compensações 
Compensação (R$) 
2016 
2.546.166 
10.973.294 
2017 
2.631.888 
12.739.095 
2018 
2.687.290 
13.841.149 
2019 
2.804.674 
16.869.352 
2020 
2.420.581  
14.317.118 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
III – DIREITO 
 
23. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos legais e normativos: lei nº 
9.427, de 26 de dezembro de 1996; lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; lei nº 9.074, de 7 de julho de 
1995; Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação 
Tarifária; Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional e 
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 056/1999. 
 
 
IV – DISPOSITIVO
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        2.546.166      10.973.294  
        2.631.888      12.739.095  
        2.687.290      13.841.149  
        2.804.674      16.869.352  
        2.420.581      14.317.118  

70. 
Diante do exposto e do que consta nos processos nº 48500.004616/2020-05  e 
48500.006072/2020-16, voto por aprovar o resultado da 5ª Revisão Tarifária Periódica da CELESC-D 
Distribuição S.A , na forma da Resolução Homologatória anexa, a fim de: 
 
a) homologar o resultado da quinta revisão tarifária periódica da CELESC-D, a vigorar a partir 
de 22 de agosto de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 5,65%, 
sendo de 5,34% em média para os consumidores em alta tensão e de 5,83% em média para os 
consumidores em baixa tensão; 
 
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da CELESC-D; 
 
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas 
como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; 
 
d) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica à CELESC-D, 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 -0,44%;  
 
g) fixar os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022 a 
2025 a serem observados pela CELESC-D; e 
 
h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para o período de 2021 a 2025. 
 
Brasília, 17 de agosto de 2021. 
 
(assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor