VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.004618/2020-96 e 48500.000595/2021-21 (DEC e FEC) 
 
INTERESSADO: CEMAR - Companhia Energética do Maranhão 
 
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva 
 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
 
ASSUNTO Resultado da 5ª Revisão Tarifária Periódica da CEMAR - Companhia Energética do Maranhão, a 
vigorar a partir de 28/08/2021, 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 2025, após conclusão da fase da 
Consulta Pública nº 029/2021. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 60/2000, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CEMAR - Companhia Energética do 
Maranhão, estabelece a data de 28 de agosto de 2021 para a realização da Quinta Revisão Tarifária 
Periódica da concessionária. 
 
2. 
As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura 
tarifária.  
 
3. 
Em 23 de novembro de 2020, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 46/2020, o 
Processo referente à Quinta Quinta Revisão Tarifária Periódica da CEMAR, foi distribuído, de forma 
antecipada, a minha relatoria. 
 
4. 
Em 1º de junho de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública - CP n° 
029/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de 
contribuições se estendeu de 2 junho de 2021 a 16 de julho de 2021. Além disso, foi realizada  audiência 
pública para apresentar a proposta e ouvir os expositores, de forma virtual, no dia 18 de junho de 2021.  
 
5. 
Dando prosseguimento à consolidação do processo de revisão, em 26 de abril de 2021, a 
Superintendência de Regulação Econômica e Estudo de Mercado – SRM comunicou, por meio do 
Memorando nº 069/2021-SRM/ANEEL1, que a CEMAR não possui contratos bilaterais. 
 
1 Documento SICNET nº 48580.000266/2021-00.

6. 
Por intermédio do Memorando nº 186/2021-SRD/ANEEL2, de 15 de julho de 2021, a 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD informou o percentual final das perdas 
na distribuição para a CEMAR. 
 
7. 
Em 28 de julho de 2021, a SRD apresentou, por meio da Nota Técnica nº 94/2021-
SRD/ANEEL3, os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da 
CEMAR, para o período de 2022 a 2025, após análise das contribuições recebidas na consulta pública. 
 
8. 
Em 2 de agosto de 2021, as informações concernentes a Outras Receitas foram prestadas 
pelo Memorando nº 205/2021-SFF/ANEEL4. 
 
9. 
Em 5 de agosto de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF 
enviou, por meio do Memorando nº 215/2021-SFF/ANEEL5, os valores solicitados para a composição da 
Base de Remuneração, consolidados por meio da Nota Técnica n° 144/2021-SFF/ANEEL6. Adicionalmente, 
a unidade informou os valores brutos referentes a Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos 
da distribuidora. 
 
10. 
Em 18 agosto de 2021, a proposta final da revisão tarifária foi encaminhada à CEMAR e ao 
seu conselho de consumidores. Foram realizadas reuniões virtuais com a concessionária e o conselho de 
consumidores em 11 de agosto e 19 de agosto de 2021, respectivamente, para discussão sobre o cálculo 
da revisão. 
 
11. 
A SGT, por intermédio da Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL7, de 18 de agosto de 2021, 
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da CEMAR. 
 
12. 
É o relatório. 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
13. 
A revisão das tarifas da CEMAR, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 2,79%, sendo de 5,99%, em média, para os 
consumidores conectados na alta tensão e de 2,23%, em média, para os consumidores conectados na 
baixa tensão. 
 
14. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
2 Documento SICNET nº 48554.001146/2021-00. 
3 Documento SICNET nº 48554.001198/2021-00. 
4 Documento SICNET nº 48536.002680/2021-00. 
5 Documento SICNET nº 48536.002753/2021-00. 
6 Documento SICNET nº 48536.002754/2021-00. 
7 Documento SICNET nº 48581.001282/2021-00.

Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021 
 
15. 
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. 
 
16. 
O efeito médio nas tarifas de 2,79% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos 
de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 1,35%, ao se ter como base de comparação os 
custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas; (ii) da inclusão dos componentes financeiros 
apurados no atual processo tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes, com efeito de 0,28%; 
e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram 
até a data da revisão, e tem efeito de 1,17% no atual processo tarifário da CEMAR. 
 
17. 
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 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
18. 
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. 
 
19. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores 
atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para o efeito 
médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária. 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
5,99%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
2,23%
Efeito Médio AT+BT
2,79%
2,96%
-1,23%
1,96%
-2,34%
0,28%
1,17%
2,79%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da CEMAR
 
Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
 Descrição 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Requerida (R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A
2.030.179.228
  
2.167.746.433
  
6,8%
3,69%
57,4%
Encargos Setoriais
250.036.775
     
360.288.056
     
44,1%
2,96%
9,5%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
6.661.821
          
6.185.429
          
-7,2%
-0,01%
0,2%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
101.427.697
     
120.718.646
     
19,0%
0,52%
3,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
-
                      
33.803.934
        
0,0%
0,91%
0,9%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
-
                      
62.246.610
        
0,0%
1,67%
1,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
65.807.098
        
50.243.077
        
-23,7%
-0,42%
1,3%
PROINFA
40.373.842
        
51.741.138
        
28,2%
0,31%
1,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
35.634.681
        
35.200.938
        
-1,2%
-0,01%
0,9%
ONS
131.637
             
148.283
             
12,6%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
354.625.617
     
308.791.292
     
-12,9%
-1,23%
8,2%
Rede Básica
251.516.507
     
210.735.281
     
-16,2%
-1,09%
5,6%
Rede Básica Fronteira
68.760.213
        
63.544.792
        
-7,6%
-0,14%
1,7%
Conexão
22.535.180
        
20.961.324
        
-7,0%
-0,04%
0,6%
Uso do sistema de distribuição
11.813.716
        
13.549.895
        
14,7%
0,05%
0,4%
Custos de Aquisição de Energia
1.425.516.836
  
1.498.667.084
  
5,1%
1,96%
39,7%
PARCELA B
1.696.239.884
  
1.608.994.712
  
-5,1%
-2,34%
42,6%
Custos Operacionais
733.652.393
     
732.818.043
     
-0,1%
-0,02%
19,4%
Anuidades
114.611.763
     
108.982.763
     
-4,9%
-0,15%
2,9%
Remuneração
556.902.088
     
512.068.427
     
-8,1%
-1,20%
13,6%
Depreciação
246.641.565
     
242.256.730
     
-1,8%
-0,12%
6,4%
Receitas Irrecuperáveis
72.121.763
        
77.013.163
        
6,8%
0,13%
2,0%
Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda
(27.689.689)
      
(64.144.413)
      
131,7%
-0,98%
-1,7%
Reposicionamento Tarifário
3.726.419.112
  
3.776.741.144
  
1,35%
100,0%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
10.724.486
        
0,28%
CVA em processamento - Energia
139.603.881
     
3,62%
CVA em processamento -Transporte
44.112.954
        
1,14%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
71.739.126
        
1,86%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
445.315
             
0,01%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(260.241)
            
-0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia
(2.598.241)
         
-0,07%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.764.148
          
0,05%
Previsão de Risco Hidrológico
162.882.572
     
4,22%
Ajuste CUSD
1.274.653
          
0,03%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
215.372
             
0,01%
Conselho de Consumidores
(416.161)
            
-0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(112.356.925)
    
-2,91%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(7.259.795)
         
-0,19%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
15.696.002
        
0,41%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(8.649.219)
         
-0,22%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(52.503.916)
      
-1,36%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(104.072.360)
    
-2,70%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(1.643.537)
         
-0,04%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(7.255.230)
         
-0,19%
Crédito PIS/COFINS
(128.196.976)
    
-3,32%
Demais itens
(1.796.937)
         
0,0%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
1,17%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
2,79%
Receita Receita Participação Participação
Descrição Variação
Verificada (R$) Requerida (R$) na Revisão na Receita    
PARCELA A 2 .030.179.228 2 .167.746.433 6,8% 3,69% 57,4%    
Encargos Setoriais 2 50.036.775 3 60.288.056 44,1% 2,96% 9,5%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 6 .661.821 6 .185.429 -7,2% -0,01% 0,2%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 1 01.427.697 1 20.718.646 19,0% 0,52% 3,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) - 3 3.803.934 0,0% 0,91% 0,9%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) - 6 2.246.610 0,0% 1,67% 1,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 6 5.807.098 5 0.243.077 -23,7% -0,42% 1,3%
PROINFA 4 0.373.842 5 1.741.138 28,2% 0,31% 1,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 3 5.634.681 3 5.200.938 -1,2% -0,01% 0,9%
ONS 1 31.637 1 48.283 12,6% 0,00% 0,0%    
Custos de Transmissão 3 54.625.617 3 08.791.292 -12,9% -1,23% 8,2%    
Rede Básica 2 51.516.507 2 10.735.281 -16,2% -1,09% 5,6%
Rede Básica Fronteira 6 8.760.213 6 3.544.792 -7,6% -0,14% 1,7%
Conexão 2 2.535.180 2 0.961.324 -7,0% -0,04% 0,6%
Uso do sistema de distribuição 1 1.813.716 1 3.549.895 14,7% 0,05% 0,4%    
Custos de Aquisição de Energia 1 .425.516.836 1 .498.667.084 5,1% 1,96% 39,7%    
PARCELA B 1.696.239.884 1.608.994.712 -5,1% -2,34% 42,6%    
Custos Operacionais 7 33.652.393
Anuidades 1 14.611.763
Remuneração 5 56.902.088
Depreciação 2 46.641.565
Receitas Irrecuperáveis 7 2.121.763
Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda ( 27.689.689)  732.818.043
108.982.763
512.068.427
242.256.730
7 7.013.163
(64.144.413)  -0,1% -0,02% 19,4%
-4,9% -0,15% 2,9%
-8,1% -1,20% 13,6%
-1,8% -0,12% 6,4%
6,8% 0,13% 2,0%
131,7% -0,98% -1,7%
Reposicionamento Tarifário 3 .726.419.112 3 .776.741.144 1,35% 100,0%    
    
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 1 0.724.486 0,28%    
CVA em processamento - Energia
CVA em processamento -Transporte
CVA em processamento - Encargos Setoriais
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
Sobrecontratação/exposição de energia
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
Previsão de Risco Hidrológico
Ajuste CUSD
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
Conselho de Consumidores
Reversão do Risco Hidrológico
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
Crédito PIS/COFINS
Demais itens  139.603.881
4 4.112.954
7 1.739.126
445.315
(260.241)
( 2.598.241)
1.764.148
162.882.572
1.274.653
215.372
(416.161)
(112.356.925)
( 7.259.795)
1 5.696.002
( 8.649.219)
(52.503.916)
(104.072.360)
( 1.643.537)
( 7.255.230)
(128.196.976)
( 1.796.937)  3,62%
1,14%
1,86%
0,01%
-0,01%
-0,07%
0,05%
4,22%
0,03%
0,01%
-0,01%
-2,91%
-0,19%
0,41%
-0,22%
-1,36%
-2,70%
-0,04%
-0,19%
-3,32%
0,0%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,17%    
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 2,79%    

20. 
O reposicionamento econômico de 1,35% é derivado das variações de custos da Parcela A 
e da Parcela B.  
 
Parcela A 
 
21. 
A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais, 
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, 
inclusive a geração própria. A Parcela A representa 57,4% dos custos da concessionária e variou em 6,8%, 
o que representa um impacto tarifário de 3,69%. 
 
22. 
Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 2,96%. Destaca-se, 
principalmente, o início do recolhimento da CDE Conta-Covid destinada ao pagamento do empréstimo 
referente à Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020. O encargo em questão impactou 
o processo em 2,58%, dividido em dois componentes, CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid TUSD com 
impactos de 1,67% e 0,91%, respectivamente, conforme indicado na Tabela 2. Por sua vez, o aumento da 
CDE USO contribuiu para aumento adicional de 0,52%. 
 
23. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -1,23%. Sobre esse item, 
destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.895 e 2.896, ambas de julho de 2021, as 
quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de 
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão. 
 
24. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão em 1,96%. Contribuíram para esse 
efeito, principalmente, as variações de montante e custos associados aos CCEAR Energia Nova e 
Alternativa, modalidade Disponibilidade, que impactaram a revisão em 1,32%. 
 
25. 
O Gráfico 2 abaixo ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia: 
 
 
Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
Perdas Regulatórias 
1,96%
-0,26%
0,04%
1,32%
0,41%
0,24%
-0,13%
0,37%
-0,04%
Total
CCEAR
Existente
DSP
CCEAR
Existente
QTD
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
 Proinfa

26. 
As perdas técnicas na distribuição foram calculadas a partir das características do sistema 
de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, resultando no valor de 10,81% em 
relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 093/2021-SRD/ANEEL. 
 
27. 
Para o caso das 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 CEMAR, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 9,51% 
sobre o mercado de baixa tensão faturado, porém 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 representa 42,6% dos custos da concessionária e variou em -5,1%, o que 
representa um impacto tarifário de  -2,34%. 
 
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 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 -
0,1% quando comparados aqueles existente nas tarifas atuais, com impacto na revisão tarifária de -0,02%.

Gráfico 3. Efeito da revisão sobre custo operacional 
Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021 
 
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 reduziu -8,1% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, 
o que representou um impacto de -1,20%. A situação adveio principalmente da redução da taxa de 
remuneração regulatória, que diminuiu em relação à considerada na revisão tarifária de 2017 da 
distribuidora, com efeito em -9,65%. Por sua vez, o efeito da variação da Base Líquida foi de 1,60%. O 
Gráfico abaixo demonstra ambos os efeitos. 
 
 
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo
Operacional
Custo Operacional
Revisão
100%
- 0,1%
99,9%

Gráfico 4. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
33. 
A quota de reintegração regulatória variou -1,8% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto no efeito médio de -0,12%. Este aumento se dá principalmente 
em função da variação da taxa média de depreciação, que contribuiu com aproximadamente -1,8%, 
enquanto a base bruta se manteve estável, com variação de 0,0%. O Gráfico abaixo demonstra ambos os 
efeitos. 
 
 
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021 
 
34. 
A cobertura para anuidades variou -4,9% quando comparada aos valores hoje contidos nas 
tarifas, com impacto de -0,15% no efeito médio. Esse resultado proveio da atualização da base de 
remuneração regulatória, conforme a regulamentação vigente, da qual o cálculo das anuidades depende. 
 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100%
- 9,6%
1,6%
91,9%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100%
1,8%
0,0%
98,2%

35. 
As receitas irrecuperáveis variaram 6,8% em relação aos valores tarifários atuais, com 
impacto de 0,13% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios de 
inadimplência que são admitidos para a CEMAR e da atualização da base de cálculo sobre a qual é apurada 
a cobertura das receitas irrecuperáveis. 
 
36. 
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.  
 
37. 
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).  
 
38. 
Os valores arrecadados de Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER), 
passam a ser subtraídos da Parcela B. Os valores em questão foram computados juntamente com Outras 
Receitas (OR), o que justifica o impacto nas tarifas de -0,98%, apresentado na Tabela 2. 
 
Componentes Financeiros 
 
39. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da CEMAR: 
 
 
Tabela 3. Componentes Financeiros

Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
40. 
Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes, 
contribuíram com o efeito de 0,28% na atual revisão da CEMAR. 
 
41. 
Como valores positivos destacam-se principalmente os itens associados à CVA Energia, com 
impacto de 3,62%, decorente da diferença dos custos de energia incorridos pela concessionária em 
relação à cobertura concedida no processo tarifário de 2020. Destaca-se também o financeiro de previsão 
do risco hidrológico, com impacto no efeito de 4,22%, decorrente do cenário desfavorável de produção 
de energia hidrelétrica para o próximo ano. 
 
42. 
Com valores negativos cabe citar os itens excepcionais considerados para mitigação do 
efeito tarifário, descritos a seguir. 
 
Modicidade Tarifária (Conta Covid): 
 
43.  
 
Os montantes do financeiro negativo relacionados à Conta-Covid, implicaram a revisão em 
-4,11%. Os montantes em questão correspondem aos valores repassados à concessionária de distribuição 
pela Conta Covid, associados aos itens previstos no §2º do Art. 5º da REN 885/2020, e que não foram 
revertidos em favor da modicidade tarifária no processo tarifário de 2020. 
 
Modicidade Tarifária (Reversão de Receitas associadas às ReHs nº 414/2010 e 376/2009): 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
139.603.881
     
3,62%
CVA em processamento -Transporte
44.112.954
        
1,14%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
71.739.126
        
1,86%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
445.315
             
0,01%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(260.241)
            
-0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia
(2.598.241)
         
-0,07%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.764.148
          
0,05%
Previsão de Risco Hidrológico
162.882.572
     
4,22%
Ajuste CUSD
1.274.653
          
0,03%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
215.372
             
0,01%
Conselho de Consumidores
(416.161)
            
-0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(112.356.925)
    
-2,91%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(7.259.795)
         
-0,19%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
15.696.002
        
0,41%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(8.649.219)
         
-0,22%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(52.503.916)
      
-1,36%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(104.072.360)
    
-2,70%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(1.643.537)
         
-0,04%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(7.255.230)
         
-0,19%
Crédito PIS/COFINS
(128.196.976)
    
-3,32%
Demais itens
(1.796.937)
         
-0,05%
Total
10.724.486
        
0,28%

44.  
 
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à 
modicidade tarifária, associados ReHs nº 414/2010 e 376/2009. Trata-se de recursos recebidos pela 
distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus 
consumidores, previstas no §3º Art. 70-A da REN nº414/2010; (ii) aos créditos que não puderam ser 
devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do Art. 88 da REN nº 414/2010; e 
(iii) às multas aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, do 
Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER, conforme Art. 9 da REN 376/2009. 
 
45. 
 
Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício Circular nº 08/20218, 
a concessionária informou que o volume contabilizado até dezembro/2020 equivale a R$ 7.259.794,519, 
contribuindo para redução do efeito em -0,19%. 
 
Modicidade Tarifária (Créditos de Pis/Cofins): 
 
46.  
Destaca-se ainda o financeiro negativo solicitado pela CEMAR no valor de R$ 128.196.976 
associado aos créditos junto à Receita Federal em face da ação transitada em julgado, que tratou do 
questionamento da incidência do PIS e da COFINS sobre o ICMS. Esse componente financeiro, que não foi 
considerado em fase de Consulta Pública, teve um impacto no efeito médio de -3,32%. 
 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
 
47.  
O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O objetivo é 
compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do 
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o 
que contribui para a modicidade tarifária. 
 
48.  
Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 2 deles definidos na revisão tarifária, o 
que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência 
dos Custos Operacionais – T. 
 
49.  
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma 
distribuidora em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do número 
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é de 
0,72%. 
 
50.  
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses 
custos ao longo do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes 
da CEMAR é de -0,279%. 
 
 
8 Documento SICNET nº 48500.000515/2021-00. 
9 Os valores informados foram corrigidos pela SELIC até a data de aniversário prevista em contrato. Cumpre ressaltar que estes 
valores, informados pela concessionária, passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos 
processos tarifários.

51.  
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à Qualidade 
e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da Concessionária 
entre 2019 e 2020, resultando em 0,01%. Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na 
prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas 
praticadas. 
 
52.  
Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CEMAR, até a próxima revisão 
tarifária, será de 0,44%, acrescido do Componente Q que deve ser atualizado em cada processo de 
reajuste. 
 
53.  
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 710. 
 
 
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
 
Gráfico 7. Composição da receita com tributos 
 
10 No Gráfico 6, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 7, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS, 
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL. 
Custo de 
Distribuição
42,6%
Custo de 
Energia
39,7%
Custo de 
Transmissão
8,2%
PROINFA
1,4%
CDE
5,7%
ESS/EER
1,3%
Outros
1,1%
Encargos     
Setorias
9,5%
Custo de 
Distribuição
32,0%
Custo de 
Energia
29,8%
Custo de 
Transmissão
6,1%
Encargos 
Setoriais
7,2%
ICMS
20,6%
PIS/COFINS
4,3%
Tributos
24,9%

Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
54.  
O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos, que variaram 44,73%, abaixo das variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, respectivamente 
133,68% e 75,21%. 
 
 
Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021. 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
55.  
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi 
obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 
2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do 
Módulo 8 do PRODIST11. 
 
56.  
No Gráfico 9 e 10 são apresentados os históricos de apuração e os limites globais propostos 
de DEC e FEC para a CEMAR, respectivamente. Em relação aos limites globais propostos para o período 
2022 a 2025, a redução média anual é de 3,57% no DEC e de 4,76% no FEC. 
 
 
11 “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.”  
443,64
446,49
366,06
343,57
419,41
431,04
464,35
501,50
496,41
560,91
656,02
630,18
628,21 642,07
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Revisão
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Revisão
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CEMAR. 
Fonte: Nota Técnica nº 094/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CEMAR. 
Fonte: Nota Técnica nº 094/2021-SRD/ANEEL. 
 
57.  
Para avaliar a consistência dos limites globais da CEMAR, apresenta-se, nos Gráficos 10 e 
11, uma comparação com os limites das distribuidoras de grande porte da região Nordeste. Observa-se 
que os limites de DEC e FEC da CEMAR estão aderentes à realidade da região.   
 
 
Gráfico 11. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Nordeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 0094/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 12. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Nordeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 0094/2021-SRD/ANEEL. 
 
58.  
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 04 apresenta os valores pagos e o número 
de compensações efetuadas pela CEMAR entre 2017 e 2020: 
 
Tabela 4. Compensações efetuadas pela CEMAR. 
Ano 
Nº de Compensações 
Compensação (R$) 
2017 
2.288.491  
5.682.569 
2018 
2.663.870  
8.000.555 
2019 
2.573.866  
11.407.478 
2020 
2.748.971  
11.351.371 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
59.  
É o voto.  
 
III – DIREITO 
 
60. 
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;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        2.288.491      5.682.569  
        2.663.870      8.000.555  
        2.573.866      11.407.478  
        2.748.971      11.351.371  

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 60/2000. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
61. 
Com base no exposto e no que constam dos Processos nº 48500.004618/2020-96 e  nº 
48500.000595/2021-21, voto: 
 
a) pela aprovação do resultado da quinta revisão tarifária periódica da CEMAR, a vigorar a 
partir de 28 de agosto de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 2,79%, sendo de 5,99%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 2,23%, em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão; 
 
b) por fixar os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 
2022 a 2025 a serem observados pela Cemar; 
 
c) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e de Energia Elétrica 
– TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
 
d) pelo estabelecimento do valor da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo; 
 
e) pela aprovação do valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – 
CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à 
CEMAR, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
f) pela definição dos postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
 
g) pela fixação do componente T e do componente Pd do Fator X em -0,279% e 0,72%, 
respectivamente;  
 
h) pela fixação do referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2021, 
2022, 2023 e 2024, conforme tabela abaixo: 
 
2021 
2022 
2023 
2024 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 
10,814% 
10,814% 
10,814% 
10,814% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
9,511% 
9,511% 
9,511% 
9,511% 
 
 
 
Brasília, 24 de agosto de 2021 
 
 
ELISA BASTOS SILVA 
Diretora
    2021      2022      2023      2024  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  10,814%      10,814%      10,814%      10,814%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  9,511%      9,511%      9,511%      9,511%