VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.004619/2020-31 e 48500.002666/2021-21 (DEC e FEC) 
 
INTERESSADO: CHESP - Companhia Hidroelétrica São Patrício 
 
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 CHESP - Companhia Hidroelétrica São Patrício, a 
vigorar a partir de 22/11/2021, 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 de 
Consulta Pública nº 057/2021. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 044/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CHESP - Companhia Hidroelétrica São 
Patrício, estabelece a data de 22 de novembro 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 31/08/2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública                                  n° 
57/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de 
contribuições se estendeu de 02/09/2021 a 18/10/2021, com a Audiência Pública, por videoconferência, 
realizada no dia 29 de agosto de 2021. 
 
4. 
Em 18/08/2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD 
enviou, por meio do Memorando nº 200/2021-SRD/ANEEL, a apuração das perdas na distribuição da 
concessionária, ressaltando que as informações encaminhadas pela CHESP por meio da Base de Dados 
Geográfica da Distribuidora – BDGD, com data-base de 31/12/2020, não permitiram à SRD proceder ao 
cálculo das perdas por meio da aplicação do método de estudo de fluxo de potência. Sendo assim foram 
utilizados os dados com base no último processo de Revisão Tarifária. A SRD informou por 
correspondência eletrônica que a 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 permanecem os mesmos 
estabelecidos no cálculo para a abertura de Consulta Pública.

5. 
Em 28/10/2021, as informações concernentes à validação de pagamentos da Parcela A, 
Garantias Financeiras, Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos da 
distribuidora foram prestadas através do Memorando nº 320/2021-SFF/ANEEL  de 28/10/2021.  
 
6. 
Em 20/07/2021, a Superintendência de Estudos de Mercado, por meio do Memorando nº 
129/2021-SRM/ANEEL, informou o contrato bilateral vigente de compra e venda de energia celebrados 
pela distribuidora. 
 
7. 
Em 05/11/2021, a SGT realizou reunião com os representantes da Chesp. 
 
8. 
Em 10 de novembro de 2021, a SRD, por meio da Nota Técnica nº 123/2021-SRD/ANEEL,  
que realizou uma análise das contribuições da Consulta Pública nº 57/2021 relativas ao estabelecimento 
dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da  CEEE-D, para os anos de 2022 a 
2026. 
 
9. 
Em 17/08/2021, por meio da Carta C/DP/CHESP/nº 008/20211, a CHESP solicitou a inclusão 
de item financeiro extraordinário, referente à devolução de créditos finais associados à indevida inclusão 
do ICMS na base de cálculo do PIS e da COFINS, valores a serem repassados ao consumidor nos termos de 
decisão judicial transitada em julgado.  
 
10. 
As contribuições à Consulta Pública nº 57/2021 foram analisadas e respondidas por meio 
da Nota Técnica nº 258/2021-SGT/ANEEL, de 10/11/2021. 
 
11. 
Em 11/11/2021, a Superintedência de Gestão Tarifária – SGT encaminhou a proposta final 
da revisão tarifária, via e-mail, à CHESP e ao conselho de consumidores. 
 
12. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica nº 262/2021-
SGT/ANEEL, de 11/11/2021, consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da CHESP.   
 
13. 
É o relatório. 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
14. 
A revisão das tarifas da CHESP, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 8,49%, sendo de 15,82%, em média, para os 
consumidores conectados na alta tensão e de 7,10%, em média, para os consumidores conectados na 
baixa tensão. 
 
15. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
 
1 Documento Sicnet n. 48513.022331/2021-00

Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 262/2021-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. 
 
17. 
O efeito médio de 8,49% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas 
A e B, com efeito tarifário de 3,60%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
processo tarifário, com efeito tarifário de 2,16%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de 2,74%. 
 
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 262/2021-SGT/ANEEL 
 
19. 
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. 
 
20. 
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)
15,82%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
7,10%
Efeito Médio AT+BT
8,49%
3,43%
-0,39%
0,45%
0,01%
0,09%
2,16%
2,74%
8,49%
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 CHESP 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT 
 
21. 
O reposicionamento econômico de 3,60% é derivado das variações de custos da Parcela A 
e da Parcela B.  
 
Parcela A 
 
22. 
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 representou 63,3% dos custos da concessionária, com impacto 
tarifário de 3,51%. 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
43.557.436
          
46.017.288
           
5,6%
3,51%
63,3%
Encargos Setoriais
9.835.990
             
12.245.485
           
24,5%
3,43%
16,8%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
109.283
                
109.226
                 
-0,1%
-0,00%
0,2%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
6.853.764
             
7.245.451
              
5,7%
0,56%
10,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                         
1.551.830
              
0,0%
2,21%
2,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                         
647.469
                 
0,92%
0,9%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
1.326.781
             
884.000
                 
-33,4%
-0,63%
1,2%
PROINFA
925.923
                
1.164.140
              
25,7%
0,34%
1,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
620.240
                
643.370
                 
3,7%
0,03%
0,9%
Custos de Transmissão
7.443.888
             
7.171.659
              
-3,7%
-0,39%
9,9%
Rede Básica
4.591.912
             
3.959.614
              
-13,8%
-0,90%
5,4%
Rede Básica Fronteira
1.562.272
             
2.124.335
              
36,0%
0,80%
2,9%
MUST Itaipu
546.549
                
493.306
                 
-9,7%
-0,08%
0,7%
Transporte de Itaipu
743.155
                
594.404
                 
-20,0%
-0,21%
0,8%
Custos de Aquisição de Energia
26.220.217
          
26.534.160
           
1,2%
0,45%
36,5%
Receitas Irrecuperáveis
57.341
                  
65.983
                   
15,1%
0,01%
0,1%
PARCELA B
26.605.609
          
26.669.127
           
0,2%
0,09%
36,7%
Custos Operacionais
15.976.375
          
16.464.316
           
3,1%
0,70%
22,7%
Anuidades
2.781.232
             
2.919.338
              
5,0%
0,20%
4,0%
Remuneração
5.415.565
             
5.311.251
              
-1,9%
-0,15%
7,3%
Depreciação
2.839.705
             
2.951.884
              
4,0%
0,16%
4,1%
UD+ER+OR
(407.267)
               
(977.664)
                
140%
-0,81%
-1,3%
RT considerando a varição tarifária da RTE
70.163.045
          
72.686.415
           
3,60%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
1.516.014
              
2,16%
CVA em processamento - Energia
7.973.652
              
11,36%
CVA em processamento - Transporte
1.030.094
              
1,47%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.884.024
              
4,11%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(80.967)
                  
-0,12%
Neutralidade de Parcela A
(103.613)
                
-0,15%
Sobrecontratação/exposição de energia
(139.577)
                
-0,20%
Previsão de Risco Hidrológico
2.607.517
              
3,72%
Cálculo extraordinário de Neutralidade -Postergação da Data de Aniversário
(2.549.656)
            
-3,63%
Reversão do Risco Hidrológico
(2.555.946)
            
-3,64%
Reversão Conta-Covid
(509.069)
                
-0,73%
Conselho de Consumidores 
(325.483)
                
-0,46%
Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS
(4.165.305)
            
-5,94%
Financeiro de bandeira escassez hídrica
(2.549.656)
            
-3,63%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
2,74%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,49%

23. 
Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 3,43%, com destaque para o 
pagamento do empréstimo referente à Conta-Covid (destinada a receber os recursos de operação 
financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020), 
a partir de 2021 por meio de CDE específica, que contribuiu para um aumento de 3,13%. 
 
24. 
Os custos de transmissão impactaram a revisão em -0,39%, principalmente decorrente da 
aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as novas Receitas Anuais 
Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão para o ciclo 2021-2022, conforme Resoluções 
Homologatórias nº 2.895 e 2.896/2021. A redução dos custos de transporte se deve principalmente 
devido ao reperfilamento da dívida da RBSE no cálculo das novas tarifas. 
 
25. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a uma 
variação no efeito médio de 0,45%, com destaque para os contratos bilaterais, atualizados pelo IGPM, 
com impacto de 1,6%. 
 
Perdas Regulatórias 
 
26. 
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 9,04% em relação à energia injetada, conforme Memorando nº 0200/2021-
SRD/ANEEL. 
 
27. 
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 CHESP, conforme regra definida no Submódulo 2.6 do PRORET, o ponto de partida foi 
estabelecido em 0,91% sobre o mercado de baixa tensão faturado, sem trajetória de redução. 
 
 
Custos da Parcela B 
 
28. 
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 variou 0,2% em relação ao processo anterior, impactando 0,08% o processo 
tarifário. 
 
29. 
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.

30. 
 A aplicação da metodologia indicou aumento dos custos regulatórios ao longo do ciclo, 
com impacto de 0,70% por estarem abaixo do intervalo eficiente. 
 
31. 
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. 
 
32. 
A remuneração do capital variou -1,9% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, 
o que representou impacto tarifário de -0,15%. A situação adveio da soma dos efeitos do aumento da 
Base de Remuneração Líquida e da taxa média de remuneração  desta revisão comparada com a revisão 
anterior.  O Gráfico 3 demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital. 
 
 
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica nº 262/2021-SGT/ANEEL 
 
33. 
A quota de reintegração regulatória variou 4,0% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto de 0,16%. O aumento proveio da variação da Base de 
Remuneração Bruta, que foi maior do que a taxa de inflação desde a última revisão, descontado o 
crescimento do mercado e a produtividade, além de uma ligeira redução da  taxa média de depreciação 
em relação a última revisão tarifária (de 3,90% para 3,73%). O Gráfico 4 demonstra ambos os efeitos. 
 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
1,04%
- 2,96%
98,1%

Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 262/2021-SGT/ANEEL 
 
34. 
A cobertura para anuidades variou 5,0% 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. 
 
35. 
A outras receitas (OR) se referem as 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).  
 
37. 
O efeito tarifário referente as ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras 
receitas  nesta revisão tarifária foi de -0,82%, já considerando receitas extras de UDER entre a data-base 
do laudo de ativos do 4º CRTP (maio/2016) e a data da DRAC da distribuidora (fev/2017). 
 
 
Componentes Financeiros 
 
38. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão: 
 
 
 
 
 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
- 4,4%
8,4%
104,0%

Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 262/2021-SGT/ANEEL 
 
39. 
Quanto aos componentes financeiros, destacam-se, com impacto positivo nas tarifas, os 
valores da CVA, que totalizam um impacto de 17,00%, sendo 11,4% decorrente da CVA-energia, ambos 
em decorrência da diferença entre a cobertura concedida no último processo tarifário e custos 
efetivamente incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA, que se acentuaram com o 
cenário de escassez hídrica. 
 
40. 
Já os financeiros negativos, destacam-se, conforme à Carta C/DP/CHESP/nº 008/2021, de 
17/08/2021, a devolução de créditos finais associados à indevida inclusão do ICMS na base de cálculo do 
PIS e da COFINS,novalor de R$ 4.165.305, com impacto de -5,9%. Adicionalmente, está sendo incluído o 
financeiro 
referente 
a 
bandeira 
tarifária 
- 
escassez 
hídrica 
no 
montante 
de  
R$ 2.549.656, com impacto de -3,6%. As medidas em conjunto auxiliam na redução do efeito médio em -
9,6%. 
 
41. 
Estas medidas fazem parte de uma série de iniciativas da ANEEL em conjunto com as  
concessionárias, visando mitigar impactos tarifários ainda mais elevados diante do cenário de pandemia 
(Covid-19), com consequentes impactos econômicos na renda e emprego. 
 
 
Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de 
melhoria da qualidade 
 
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. 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
7.973.652
       
11,4%
CVA em processamento - Transporte
1.030.094
       
1,5%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.884.024
       
4,1%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(80.967)
            
-0,1%
Neutralidade de Parcela A
(103.613)
         
-0,1%
Sobrecontratação/exposição de energia
(139.577)
         
-0,2%
Previsão de Risco Hidrológico
2.607.517
       
3,7%
Cálculo extraordinário de Neutralidade -Postergação 
(2.549.656)
      
-3,6%
Reversão do Risco Hidrológico
(2.555.946)
      
-3,6%
Reversão Conta-Covid
(509.069)
         
-0,7%
Conselho de Consumidores 
(325.483)
         
-0,5%
Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS
(4.165.305)
      
-5,9%
Financeiro de bandeira escassez hídrica
(2.549.656)
      
-3,6%
Total
1.516.014
       
2,16%

43. 
O componente de produtividade do Fator X – Pd, calculado de forma ex-post para a 
distribuidora, se denomina índice de ajuste de mercado nesta revisão, considera os ganhos potenciais de 
produtividade no ano anterior à revisão tarifária (período de referência), e o período em que as tarifas 
definidas na revisão estarão vigentes. O Fator de Ajuste de Mercado, calculado para aplicação na atual 
revisão tarifária, é de 0,76%. 
 
44. 
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 CHESP é de -2,43%. 
 
45. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da 
Qualidade busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre 
as concessionárias, ajusta o valor da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos 
indicadores de qualidade técnico e comercial da distribuidora. O Fator de Ajuste de Qualidade, calculado 
para aplicação na atual revisão tarifária, foi definido em 0,44%. 
 
 
Subvenção CDE e composição das Tarifas 
 
46. 
O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de 
novembro/2021 a outubro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$279.996, já contemplando 
o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de novembro/2020 a 
outubro/2021. 
 
47. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 4 e 52. 
 
 
Gráfico 4. Composição da receita sem tributos 
 
2 No Gráfico 4, 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 5, 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
36,7%
Custo de            
Energia
36,5%
Custo de     
Transmissão
9,9%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA 1,6%
CDE
13,0%
ESS/EER 1,2%
Outros 1,0%
Tributos
16,8%

Fonte: Nota Técnica nº 262/2021-SGT/ANEEL 
 
 
Gráfico 5. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 262/2021-SGT/ANEEL 
 
48. 
O Gráfico abaixo ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da concessionária nos últimos 
10 anos, que variaram 54,25%, abaixo das variações do IGP-M no mesmo período, de 134,20% e do IPCA, 
de 79,70%. 
 
 
Gráfico 6. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 262/2021-SGT/ANEEL 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
49. 
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 
Custo de       
Distribuição; 
24,8%
Custo de            
Energia; 
24,7%
Custo de     
Transmissão
6,7%
Encargos          
Setoriais; 
11,4%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
ICMS; 
28,6%
PIS/COFINS; 3,9%
Tributos; 
32,4%
419,39
343,87
377,09
466,74
561,66
581,91
523,87
549,15
517,78
565,55
576,39
573,14
599,53
634,79
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Revisão
2016
Revisão
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Revisão
2021
B1 - Residencial - 54,25%
IGPM - 134,2%
IPCA - 79,70%

2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do 
Módulo 8 do PRODIST3. 
 
50. 
Nos Gráficos 9 e 10 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais de DEC e 
FEC propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2022 a 2026, a 
redução média anual é  de 3,03% no DEC e de 6,06% no FEC. 
 
 
Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CEEE-D. 
Fonte: Nota Técnica nº 123/2021-SRD/ANEEL. 
 
 
 
3 “5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD 
conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades 
consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte 
procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho 
dos conjuntos; e 
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”

Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CEEE-D. 
Fonte: Nota Técnica nº 123/2021-SRD/ANEEL. 
 
 
III – DIREITO 
 
51. 
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 044/1999. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
52. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 044/1999 e no que constam 
dos Processos nº 48500.004619/2020-31 e  nº 48500.002666/2021-21, voto no sentido de APROVAR o 
resultado da revisão tarifária periódica de 2021 da CHESP - Companhia Hidroelétrica São Patrício, na forma 
da minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de:

a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica da CHESP, a vigorar a partir de 
22/11/2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 8,49%, 
sendo de 15,82%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 
7,10%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão; 
 
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
 
c) APROVAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a 
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à CHESP, 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 -2,43%;  
 
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022 
a 2026 a serem observados pela CHESP; 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 
9,043% 
9,043% 
9,043% 
9,043% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
0,91% 
0,91% 
0,91% 
0,91% 
 
 
 
Brasília, 16 de novembro de 2021. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor
    2022      2023      2024      2025  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  9,043%      9,043%      9,043%      9,043%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  0,91%      0,91%      0,91%      0,91%