35ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria 
Brasília, 21/09/2021 
VOTO 
PROCESSOS: 48500.004631/2020-45 e 48500.001022/2021-15 (DEC e FEC). 
INTERESSADA: Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. – ELFSM. 
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa. 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO 
DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD. 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2021 da Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. – 
ELFSM, a vigorar a partir de 22/09/2021, 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 038/2021. 
I. 
R E L A T Ó R I O 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 020/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. 
(“ELFSM” ou “SANTA MARIA”), estabelece a data de 22/09/2021 para a realização da Revisão Tarifária 
Periódica (“RTP”) 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 29 de junho de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública (“CP”) 
nº 038, de 2021, com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de

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contribuições estendeu-se até 13 de agosto de 2021, com a Audiência Pública (“AP”), por 
videoconferência, realizada no dia 15 de julho de 2021. 
4. 
Em 28 de abril de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição 
(“SRD”) emitiu a Nota Técnica nº 108/2021-SRD/ANEEL, oportunidade em que realizou análise das 
contribuições da CP nº 38, de 2021, relativas ao estabelecimento dos limites dos indicadores de 
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (“DEC”) e de Frequência 
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (“FEC”) dos conjuntos da ELFSM para os anos de 
2022 a 2026. 
5. 
Em 27 de agosto de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira 
(“SFF”) prestou, por meio do Memorando nº 245/2021-SFF/ANEEL, as informações concernentes a Outras 
Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos. 
6. 
Em 30 de agosto de 2021, a SFF, por intermédio do Memorando nº 247/2021-SFF/ANEEL, 
validou os dados para a composição da Base de Remuneração da SANTA MARIA. Adicionalmente, 
informou os valores brutos referentes à Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos da 
Distribuidora no período após a RTP de 2016 até a Data Referência de Alteração Contratual (“DRAC”). 
7. 
Em 2 de setembro de 2021, a SRD, nos termos do Memorando nº 210/2021-SRD/ANEEL, 
encaminhou a Nota Técnica nº 110/2021-SRD/ANEL, de mesma data, informando o percentual final das 
perdas na distribuição da SANTA MARIA. 
8. 
Em 3 de setembro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (“SGT”) emitiu a Nota 
Técnica nº 213/2021-SGT/ANEEL, realizando a análise das contribuições apresentadas no âmbito da CP nº 
38, de 2021. 
9. 
Em 8 de setembro de 2021, realizou-se reunião virtual com a participação de minha 
Assessoria, das áreas técnicas da SRD e SGT, bem como da Diretoria da distribuidora para tratar do cálculo 
das perdas técnicas da SANTA MARIA. 
10. 
Em 10 setembro de 2021, a proposta final da RTP foi encaminhada à SANTA MARIA e ao 
seu Conselho de Consumidores.

Pág. 3 de 21 
 
11. 
Em 14 de setembro de 2021, a SGT, por instrumento da Nota Técnica nº 216/2021-
SGT/ANEEL, consolidou o Resultado da Revisão Tarifária Periódica (“RTP”) da ELFSM. 
7. 
É o Relatório. 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
8. 
A revisão das tarifas da ELFSM, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 10,08%, sendo de 0,78%, em média, para os 
consumidores conectados na alta tensão e de 12,08%, em média, para os consumidores conectados na 
baixa tensão. 
9. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1: 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL. 
 
10. 
A diferença de efeitos entres os grupos tarifários deve-se à variação dos itens de custos que 
compõem a tarifa e a nova estrutura tarifária, definida na revisão tarifária. Quanto aos custos, destaca-se 
a redução dos custos de transmissão e distribuição de energia elétrica, assim como a redução do 
orçamento da CDE – USO, que tem impacto mais significativo aos consumidores de alta tensão. Já quanto 
à nova estrutura tarifária, destaca-se a variação da alocação de custos de Parcela B entre os consumidores 
de média e baixa tensão, devido à nova estrutura tarifária e às variações de mercado e dos custos entre 
as revisões tarifárias, conforme devidamente justificado na Nota Técnica nº 219/2021-SGT/ANEEL. 
Ademais, destaque-se a transição dos descontos dos consumidores rurais, que majora em mais de dois 
pontos percentuais o efeito médio do processo tarifário, o que contribuiu significativamente para o 
aumento da diferença de efeito médio entre os grupos de consumo. 
11. 
O efeito médio de 10,08% decorre: (i) do reposicionamento econômico (itens de Parcela A 
e B), com efeito tarifário de 0,44%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
0,78%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
12,08%
Efeito Médio AT+BT
10,08%

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processo tarifário, com efeito tarifário de 6,94%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de 2,71%. 
12. 
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. 
 
13. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores 
atuais e os estabelecidos na revisão, a respectiva variação percentual, a contribuição de cada item para o 
efeito médio calculado, bem como a participação de cada item na composição da receita da 
concessionária. 
 
 
0,92%
-1,07%
-0,42%
0,00%
1,01%
6,94%
2,71%
10,08%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da ELFSM 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
14. 
O reposicionamento econômico de 0,44% é derivado das variações de custos da Parcela A 
e da Parcela B. 
 
 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
228.590.045
        
228.592.991
        
226.794.880
         
-0,8%
-0,57%
71,7%
Encargos Setoriais
47.661.583
          
47.662.197
          
50.557.916
           
6,1%
0,92%
16,0%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
392.734
                
392.739
                
371.603
                 
-5,4%
-0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
34.227.658
          
34.228.099
          
30.061.075
           
-12,2%
-1,32%
9,5%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                         
-
                         
3.468.807
              
0,0%
1,10%
1,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                         
-
                         
5.157.975
              
0,0%
1,64%
1,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
5.681.920
             
5.681.993
             
3.673.144
              
-35,4%
-0,64%
1,2%
PROINFA
4.592.024
             
4.592.083
             
4.827.627
              
5,1%
0,07%
1,5%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
2.767.247
             
2.767.283
             
2.997.685
              
8,3%
0,07%
0,9%
Custos de Transmissão
42.318.291
          
42.318.837
          
38.940.822
           
-8,0%
-1,07%
12,3%
Rede Básica
14.963.291
          
14.963.484
          
11.539.024
           
-22,9%
-1,09%
3,6%
Rede Básica Fronteira
1.414.541
             
1.414.559
             
1.679.694
              
18,7%
0,08%
0,5%
MUST Itaipu
1.968.453
             
1.968.478
             
2.186.059
              
11,1%
0,07%
0,7%
Transporte de Itaipu
2.678.690
             
2.678.724
             
2.122.801
              
-20,8%
-0,18%
0,7%
Conexão
474.709
                
474.715
                
515.055
                 
8,5%
0,01%
0,2%
Uso do sistema de distribuição
20.818.608
          
20.818.876
          
20.898.189
           
0,4%
0,03%
6,6%
Custos de Aquisição de Energia
138.409.384
        
138.411.168
        
137.089.091
         
-1,0%
-0,42%
43,3%
Receitas Irrecuperáveis
200.787
                
200.790
                
207.050
                 
3,1%
0,00%
0,1%
PARCELA B
86.320.045
          
86.320.045
          
89.488.977
           
3,7%
1,01%
28,3%
Custos Operacionais
49.612.201
          
49.612.201
          
49.256.892
           
-0,7%
-0,11%
15,6%
Anuidades
8.308.636
             
8.308.636
             
9.631.217
              
15,9%
0,42%
3,0%
Remuneração
20.784.272
          
20.784.272
          
22.143.439
           
6,5%
0,43%
7,0%
Depreciação
10.962.497
          
10.962.497
          
12.532.842
           
14,3%
0,50%
4,0%
UD+ER+OR
(3.347.561)
           
(3.347.561)
           
(4.075.413)
            
21,7%
-0,23%
-1,3%
RT considerando a varição tarifária da RTE
314.910.090
        
314.913.036
        
316.283.857
         
0,44%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
21.860.132
           
6,94%
CVA em processamento - Energia
16.254.027
           
5,16%
CVA em processamento - Transporte
3.617.376
              
1,15%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
8.150.322
              
2,59%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(1.740.114)
            
-0,55%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.531.055
              
0,49%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(3.053.618)
            
-0,97%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(4.887.781)
            
-1,55%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(5.385)
                    
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(4.816.154)
            
-1,53%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
282.241
                 
0,09%
Previsão de Risco Hidrológico
12.952.353
           
4,11%
Ajuste CUSD
109.898
                 
0,03%
Reversão do Risco Hidrológico
(10.742.538)
          
-3,41%
Reversão de Diferimento de Risco Hidrologico - RTA 2020
10.868.439
           
3,45%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(3.749.429)
            
-1,19%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(892.970)
                
-0,28%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(797.820)
                
-0,25%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
28.184
                   
0,01%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(5.201)
                    
0,00%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(632.560)
                
-0,20%
Conselho de Consumidores 
(462.784)
                
-0,15%
Reversão de créditos de rescisão contratual (§3º Art. 70-A REN 414)
(147.409)
                
-0,05%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
2,71%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
10,08%

Pág. 6 de 21 
 
Parcela A 
15. 
A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais, 
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e de geração de energia elétrica, inclusive 
a geração própria, e às receitas irrecuperáveis. A Parcela A representa 71,7% dos custos da 
Concessionária, variou -0,8%, representando um impacto tarifário de -0,57%. 
16. 
Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 0,92%. Destaca-se, 
principalmente, que o início do recolhimento, a partir dos processos tarifários de 2021, de um novo 
componente do Encargo CDE, aqui denominado CDE - CONTA COVID, relacionado ao pagamento do 
empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350, de 2020. 
17. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -1,07%, em função, 
principalmente, da redução de despesas relacionadas aos custos de transporte, decorrente do 
reperfilamento do pagamento dos financeiros associados à RBSE, conforme Resolução Homologatória 
(“REH”) nº 2.896, de 2021. 
18. 
Os custos de compra de energia considerados para a ELFSM levaram a uma variação no 
efeito médio de -0,94%. Contribuiu especialmente para esse efeito a atualização dos preços dos CCEAR-
Quantidade e das Cotas Lei nº 12.783, de 2013. 
19. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de -0,42%. Contribuiu 
especialmente para essa redução o término do suprimento da energia associada ao 18º Leilão de Energia 
Existente (2019-2020), cujo preço de cobertura considerado no processo tarifário de 2020 foi de R$ 
174,51/MWh, e o concomitante início de suprimento da energia contratada no 25º Leilão de Energia 
Existente (2021-2022), cujo preço de cobertura considerado no atual processo é de R$ 142,00/MWh. 
20. 
Já as receitas irrecuperáveis variaram 3,1% em relação aos valores tarifários atuais, com 
impacto de 0,00% nas tarifas.

Pág. 7 de 21 
 
Perdas Regulatórias 
21. 
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 6,871% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 110/2021-
SRD/ANEEL. 
22. 
Ressalte-se que, em face das informações prestadas pela ELFSM não terem possibilitado a 
obtenção de valor consistente pela SRD, aplicou-se o disposto no item 3.2 da Seção 7.1 do Módulo 7 do 
PRODIST. Assim, afigura-se pertinente envidar os esforços necessários para os fins de se sanarem as 
divergências verificadas na base de dados da Distribuidora, de forma a permitir uma avaliação detalhada, 
precisa e consistente das perdas totais na distribuição. 
23. 
Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada baseia-se 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 (cinco) 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 ELFSM, conforme regra definida no 
PRORET, o ponto de partida foi estabelecido em 3,23% sobre o mercado de baixa tensão faturado, com 
trajetória de redução ao longo do ciclo, de forma que, a meta correspondente ao último ano do ciclo, 
2025, será de 2,02%. 
Custos da Parcela B 
24. 
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 28,3% dos custos da concessionária e 
variou em 3,7%, o que representa um impacto tarifário de 1,01%.

Pág. 8 de 21 
 
25. 
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. 
19. 
A aplicação da metodologia indicou trajetória de aumento do valor dos custos regulatórios 
ao longo do ciclo, porém o conjunto do índice de produtividade agregado ao mecanismo de incentivo à 
qualidade fizeram com que os custos operacionais resultasse em custos operacionais abaixo daqueles 
existentes nas atuais tarifas, com variação de -0,7% e impacto nesta revisão tarifária de -0,11%. O Gráfico 
2 demonstra o efeito que explica a variação dos custos operacionais. 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre custo operacional 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
20. 
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. 
21. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de 6,5% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 0,43%. A situação adveio principalmente do 
aumento da Base de Remuneração Líquida, com impacto estimado de 7,6% sobre a remuneração de 
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo
Operacional
Custo Operacional
Revisão
100,0%
-0,7%
99,3%

Pág. 9 de 21 
 
capital. Por outro lado, a queda da taxa média de remuneração regulatória (“WACC”), quando comparada 
com a definida na revisão de 2016, amenizou a variação da remuneração do capital em -1,1%. O Gráfico 
3 demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital: 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
22. 
A quota de reintegração regulatória variou 14,3% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,50%. A situação adveio principalmente do 
aumento da Base de Remuneração Bruta, com contribuição estimada de 13,5%. O aumento na taxa média 
de depreciação em relação à última revisão tarifária (de 3,69% para 3,72%), contribuiu com aumento em 
0,8%. O Gráfico 4 demonstra ambos efeitos: 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 1,1%
7,6%
106,5%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
0,8%
13,5%
114,3%

Pág. 10 de 21 
 
23. 
A cobertura para anuidades variou 15,9% em relação aos valores contidos nas tarifas, com 
impacto de 0,42% nesta revisão. Esse resultado proveio do aumento das Bases de Remuneração das quais 
o cálculo depende. O Gráfico 5 ilustra o efeito: 
 
 
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre as anuidades 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
24. 
As outras receitas (OR) referem-se 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. 
25. 
A Resolução Normativa (“REN”) nº 414, de 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”). 
26. 
Houve alteração na forma de tratamento das receitas de UD e ER, que, no ciclo tarifário 
anterior, eram contabilizadas como obrigações especiais e, nesta revisão, entram como redutores da 
Parcela B. 
Anuidades
Processo Anterior
Efeito das
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
15,9%
115,9%

Pág. 11 de 21 
 
27. 
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 
247/2021-SFF/ANEEL, 
proporcionalizados conforme o ciclo tarifário. 
28. 
Desse modo, a soma de todas essas receitas (“UDEROR”) teve um impacato de  
-0,23% nesta revisão, conforme apresentado na Tabela 2: 
Tabela 2. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos 
 
 
Componentes Financeiros 
29. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da ELFSM: 
 
 
Descrição
Período de 
Referência
Pré-DRAC
Total
Ultrapassagem de Demanda
364.643
               
72.142
         
436.785
      
Excedente Reativo
1.121.025
           
180.735
      
1.301.760
   
Total
1.485.668
           
252.876
      
1.738.545

Pág. 12 de 21 
 
 
Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
30. 
De acordo com a Tabela acima, os componentes financeiros apurados, para compensação 
nos 12 (doze) meses subsequentes, contribuíram com o efeito de 6,94% na atual revisão da SANTA MARIA. 
31. 
Desse resultado, é destacado pela SGT a CVA Energia, com efeito de 5,16%, impactada 
principalmente pelos custos relacionados aos riscos hidrológicos associados as Usinas Repactuadas, CCGF 
e Itaipu Binacional. 
32. 
Outro item que impactou este processo tarifário com valor positivo foi a CVA de Encargos 
Setoriais, com efeito de 2,59%, em decorrência da diferença entre a cobertura concedida no último 
processo tarifário e custos efetivamente incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA. 
33. 
Com efeito negativo, foi destacado pela SGT a reversão dos recursos da operação financeira 
para alívio do caixa das distribuidoras de energia, denominado Conta-Covid, e transferidos à SANTA 
MARIA. Os montantes em questão equivalem ao remanescente dos valores recebidos pela distribuidora 
da CONTA-COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens previstos no artigo 5º, 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
16.254.027
         
5,16%
CVA em processamento - Transporte
3.617.376
           
1,15%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
8.150.322
           
2,59%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(1.740.114)
          
-0,55%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.531.055
           
0,49%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(3.053.618)
          
-0,97%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(4.887.781)
          
-1,55%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(5.385)
                  
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(4.816.154)
          
-1,53%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
282.241
              
0,09%
Previsão de Risco Hidrológico
12.952.353
         
4,11%
Ajuste CUSD
109.898
              
0,03%
Reversão do Risco Hidrológico
(10.742.538)
       
-3,41%
Reversão de Diferimento de Risco Hidrologico - RTA 2020
10.868.439
         
3,45%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(3.749.429)
          
-1,19%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(892.970)
             
-0,28%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(797.820)
             
-0,25%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
28.184
                 
0,01%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(5.201)
                  
0,00%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(632.560)
             
-0,20%
Conselho de Consumidores 
(462.784)
             
-0,15%
Reversão de créditos de rescisão contratual (§3º Art. 70-A REN 414)
(147.409)
             
-0,05%
Total
21.860.132
         
6,94%

Pág. 13 de 21 
 
§ 2º, da REN nº 885, de 2020, que ainda não tinham sido revertidos em favor da modicidade tarifária no 
processo tarifário de 2020, no valor de R$ 6,05 milhões, contribuindo com uma redução tarifária de 1,92%. 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
34. 
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. 
35. 
Esse índice é constituído de 3 (três) componentes, sendo 1 (um) deles definido na revisão 
tarifária, o que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T. 
36. 
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 
0,56%. 
37. 
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 ELFSM é de -0,20%. 
38. 
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 0,51%. 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. 
39. 
Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da SANTA MARIA, até a próxima 
revisão tarifária, será de -0,20%, a ser acrescido dos Componentes Pd e Q, os quais devem ser atualizados 
a cada reajuste tarifários.

Pág. 14 de 21 
 
40. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 61. 
 
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. 
 
41. 
O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos, que variaram 62,19%, abaixo das variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, respectivamente 
141,02% e 79,95%.  
 
1 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. 
Custo de       
Distribuição
28,3%
Custo de            
Energia
43,3%
Custo de     
Transmissão
12,3%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
1,5%
CDE
12,2%
ESS/EER
1,2%
Outros
1,1%
Impostos
16,0%
Custo de       
Distribuição; 
20,9%
Custo de            
Energia; 
32,0%
Custo de     
Transmissão; 
9,1%
Encargos          
Setoriais; 
11,8%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,0%
ICMS; 
21,7%
PIS/COFINS; 
4,6%
Tributos; 
26,3%

Pág. 15 de 21 
 
42. 
O Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10 
(dez) anos, cuja variação foi de 57,36%, abaixo da variação do IGP-M e do IPCA identificada no mesmo 
período, de 140,44% e 82,35%2, respectivamente: 
 
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão  
43. 
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 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
2 Cabe observar que o reajuste de 2011, homologado pela REH nº 1.105, de 2011, teve vigência a partir de 07/02/2011. Sendo 
assim, a variação do IGP-M e IPCA indicados contempla período superior a 10 anos.  
411,42
401,32
325,19
325,14
418,43
503,33
519,00
466,40
461,23
539,30
615,68
517,96
593,39
647,42
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
 Descrição 
 CP
Participação 
na Revisão
% 
 Final 
Participação 
na Revisão
% 
 Variação
Total 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-0,65%
-0,57%
0,08%
Encargos Setoriais
1,76%
0,92%
-0,85%
Custos de Transmissão
-1,48%
-1,07%
0,41%
Custo de Aquisição de Energia 
-0,94%
-0,42%
0,52%
Receitas Irrecuperáveis
0,00%
0,00%
0,00%
PARCELA B
0,72%
1,01%
0,28%
Reposicionamento Tarifário
0,07%
0,44%
0,37%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
10,56%
6,94%
-3,62%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Ante
2,89%
2,71%
-0,19%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
13,52%
10,08%
-3,44%

Pág. 16 de 21 
 
44. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Consulta 
Pública foram: 
a) 
Na Parcela A, destaca-se a variação dos Encargos Setoriais, devido a redução dos 
Encargos Serviços do Sistema – ESS & Encargos de Energia de Reserva – EER, cujo 
valor anterior era estimado, sendo o atual estabelecido pelo Despacho nº 
2.690/2021, efeito de -0,85%. 
b) 
Já a Parcela B, apresentou uma variação de 0,28%. Esse aumento é justificado 
principalmente pela diferença dos valores de UDEROR em DRA, erroneamente não 
contabilizados no cálculo apresentado em fase de AP; e 
c) 
Quanto aos componentes financeiros, a variação de -3,62%, em comparação com a 
CP, ocorreu em função, da validação da Saldo a Compensar CVA e 
Sobrecontratação/Exposição de energia. 
45. 
O gráfico abaixo ilustra a variação de cada item que compõe o efeito médio, em que as 
barras verdes demonstram os efeitos apresentados para consulta pública e, as em azul, referente ao 
resultado final. 
 
Gráfico 8. Comparação de efeitos entre a CP e o Resultado da RTP 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

Pág. 17 de 21 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
46. 
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, de 2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do 
Módulo 8 do PRODIST3. 
47. 
No Gráfico 9 é apresentado o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC 
e FEC para a ELFSM. Em relação aos limites globais propostos para o período 2022 a 2026, a redução 
média anual é de 1,92% no DEC e de 4,26% no FEC: 
 
Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da ELFSM. 
Fonte: Nota Técnica nº 108/2021-SRD/ANEEL, de 25/08/2021. 
 
 
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.”

Pág. 18 de 21 
 
48. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da ELFSM, apresenta-se comparação com os 
limites das distribuidoras de grande porte da região Sudeste, onde se observa que os limites de DEC e FEC 
da Distribuidora estão aderentes à realidade da região. 
 
Gráfico 10. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Sudeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 108/2021-SRD/ANEEL, de 25/08/2021. 
 
 
Gráfico 11. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Sudeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 108/2021-SRD/ANEEL, de 25/08/2021.

Pág. 19 de 21 
 
49. 
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 ELFSM entre 2016 e 2020: 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela Santa Maria. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2016 
 38.280  
 153.929,16  
2017 
 34.805  
 136.109,79  
2018 
 44.289  
 281.762,17  
2019 
 34.138  
 223.085,16  
2020 
 41.364  
 222.755,73  
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
III. 
D I R E I T O 
50. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
(a) Lei nº 9.427, de 1996; (b) Lei nº 8.987, de 1995; (c) Lei nº 9.074, de 1995;  
(d) Resolução nº 395, de 2009; (e) Módulos 2 e 7 do PRORET; (f) Módulo 8 do PRODIST; e 
(g) Contrato de Concessão nº 020/1999. 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
51. 
Diante do exposto e do que constam dos Processos nºs 48500.004631/2020-45 e 
48500.001022/2021-15 (DEC e FEC), voto por APROVAR o resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2021 
da Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. (“ELFSM”), na forma da minuta de Resolução Homologatória 
anexa, a fim de: 
a) 
HOMOLOGAR provisoriamente o resultado da Revisão Tarifária Periódica da ELFSM, 
a vigorar a partir de 22/09/2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 10,08%, sendo de 0,78%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 12,08%, em média, para os consumidores conectados 
na Baixa Tensão;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        38.280      153.929,16  
        34.805      136.109,79  
        44.289      281.762,17  
        34.138      223.085,16  
        41.364      222.755,73  

Pág. 20 de 21 
 
b) 
FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição (“TUSD”) e de  
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 ELFSM, 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 -0,20%; 
f) 
FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 
2022 a 2026 a serem observados pela ELFSM; 
g) 
SOBRESTAR a conclusão relativa às perdas, por até 60 (sessenta) dias, contados da 
publicação desta Decisão, de forma a permitir uma avaliação detalhada acerca das 
perdas totais na distribuição; 
h) 
FIXAR provisoriamente o referencial regulatório “perdas de energia” para os RTAs de 
2022 a 2025, conforme tabela abaixo; e 
 
2021 
2022 
2023 
2024 
2025 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 
6,8710% 
6,8710% 
6,8710% 
6,8710% 
6,8710% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
2,9882% 
2,7464% 
2,5046% 
2,2628% 
2,0210% 
i) 
DETERMINAR que a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição 
(“SRD”) notifique a ELFSM para apresentar, de maneira precisa e consistente, a base 
completa para o cálculo das perdas, para que a SRD possa estabelecer o valor 
definitivo do referencial regulatório de perdas técnicas e, em seguida, a 
Superintendência de Gestão Tarifária (“SGT”) possa, a partir de tal resultado, calcular 
e submeter à aprovação da Diretoria os resultados definitivos desta Revisão Tarifária 
Periódica, 
devendo,  
para tanto, restituir os autos a esta Relatoria.
    2021      2022      2023      2024      2025  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  6,8710%      6,8710%      6,8710%      6,8710%      6,8710%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  2,9882%      2,7464%      2,5046%      2,2628%      2,0210%    

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Brasília, 21 de setembro de 2021. 
(Assinado digitalmente) 
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 
Diretor