VOTO  
 
PROCESSO: 48500.005034/2020-38 
 
INTERESSADOS: ESE - Energisa Sergipe - Distribuidora de Energia S.A. 
 
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da ESE - Energisa Sergipe - Distribuidora de Energia S.A., a 
vigorar a partir de 22 de abril de 2021. 
I. RELATÓRIO 
 
A Energisa Sergipe –  ESE é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia 
elétrica sediada na cidade de Aracaju/SE e atende cerca de 813 mil unidades consumidoras, cujo consumo 
de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 1,2 bilhão. 
2. 
Em 20 de abril de 2020, foi aprovado o reajuste tarifário anual da ESE, no qual as tarifas 
foram, em média, reajustadas em 1,20%. No entanto, como parte de ações para atenuação dos efeitos da 
pandemia de Covid-19, aquelas tarifas tiveram sua vigência iniciada apenas a partir de 1º de julho de 2020, 
conforme previsto no artigo 13 da Resolução Homologatória – REH nº 2.678/2020. 
3. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº 
885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor elétrico 
para enfrentamento do estado de calamidade pública (CONTA-COVID) reconhecido pelo Decreto 
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; 
e dispôs sobre outras providências. 
4. 
Em 14 de setembro de 2020, a SGT solicitou informações em relação ao processo de 
reajuste tarifário da distribuidora à Superintendência de Regulação de Mercado – SRM2. 
 
 
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 007/1997-ANEEL. 
2 Memorando nº 199/2020-SGT/ANEEL (SIC 48581.001523/2020-00).

5. 
Em 10 de março de 2021, a SGT realizou reunião com os representantes da ESE, prestando 
os esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os 
prazos a serem observados para entrega de informações e documentos. 
6. 
O Memorando nº 46/2021-SRM/ANEEL3, de 24 de março de 2021, informou os respectivos 
montantes e preços de repasse dos contratos bilaterais de compra e venda de energia que a 
concessionária possui, inclusive os de geração distribuída decorrentes de desverticalização. 
7. 
Em 29 de março de 2021, a SFF emitiu o Memorando nº 73/2021-SFF/ANEEL 4 com a 
validação dos itens da Parcela A da ESE. 
8. 
Por intermédio do Ofício Circular nº 08/2021-SGT/SRD/SFF/ANEEL5, de 31 de março de 
2021, foi solicitado à ESE informações acerca das receitas previstas nas Resoluções Normativas nº 
414/2010 (Alterada pela REN 714/2016) e nº 376/2009, a serem destinadas à modicidade tarifária. 
9. 
Pelo Ofício Circular nº 09/2021-SGT/SFF/ANEEL6, de 06 de abril de 2021, foi solicitado à 
distribuidora os valores faturados de Ultrapassagem de Demanda – UD e Excedente de Reativos – ER 
visando a antecipação de sua reversão para as tarifas no presente reajuste tarifário. 
10. 
Em 12 de abril de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores versões finais 
das planilhas de cálculo relativos a esse reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução Normativa 
- REN nº 652, de 17 de março de 2015. 
11. 
A ESE encaminhou, em 15 de abril de 2021, a carta ENERGISASE/DREG-ANEEL/N°003/2021 
em que solicitou a inclusão dos componentes financeiros referentes a: (i) antecipação de valores 
 
 
3 Documento SIC nº 48580.000180/2021-00. 
4 Documento SIC nº 48536.001194/2021-00. 
5 Documento SIC nº 48581.000515/2021-00. 
6 Documento SIC nº 48581.000531/2021-00.

referentes a UDER, em resposta ao Ofício Circular n° 09/2021; (ii) reperfilamento dos pagamentos de 
RBSE; e (iii) diferimento de Parcela B.   
12. 
No dia 20 de abril de 2021, a ESE enviou a correspondência ENERGISASE/DREG-
ANEEL/N°004/2021, em que solicitou o diferimento de parte do valor referente a previsão de risco 
hidrológico, de modo a ampliar a redução do efeito médio ao consumidor. 
13. 
Em 20 de abril de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota 
Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
14. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ESE conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 8,90%, sendo de 9,43%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 8,66%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
15. 
O efeito médio de 8,90% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 18,41% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a uma redução de -4,03%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -5,48%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,43%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,66%
Efeito Médio AT+BT
8,90%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
16. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
1,97%
2,52%
3,62%
10,30%
-4,03%
-5,48%
8,90%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
17. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 60,2% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 8,11% na composição do índice de reajuste 
tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos: 
a) Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio 
de 1,97%. Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE, iniciou o pagamento do empréstimo 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
779.067.037
     
879.209.774
     
12,9%
8,11%
60,2%
Encargos Setoriais
108.021.034
     
132.338.223
     
22,5%
1,97%
9,1%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
1.889.925
          
2.460.180
          
30,2%
0,05%
0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
48.115.742
        
47.877.914
        
-0,5%
-0,02%
3,3%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
-
                      
9.360.611
          
0,0%
0,76%
0,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
0
                          
9.468.630
          
0,0%
0,77%
0,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
27.716.182
        
27.032.704
        
-2,5%
-0,06%
1,8%
PROINFA
17.880.321
        
22.727.452
        
27,1%
0,39%
1,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
12.360.634
        
13.337.955
        
7,9%
0,08%
0,9%
ONS
58.230
                
72.777
                
25,0%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
74.998.202
        
106.148.982
     
41,5%
2,52%
7,3%
Rede Básica
51.638.995
        
79.578.575
        
54,1%
2,26%
5,4%
Rede Básica Fronteira
14.865.710
        
17.435.585
        
17,3%
0,21%
1,2%
Conexão
8.493.498
          
9.134.822
          
7,6%
0,05%
0,6%
Custos de Aquisição de Energia
596.047.801
     
640.722.569
     
7,5%
3,62%
43,8%
PARCELA B
455.214.395
     
582.360.670
     
27,9%
10,30%
39,8%
IRT
1.234.281.432
  
1.461.570.444
  
18,41%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
49.742.921
-        
-4,03%
CVA em processamento - Energia
52.571.966
        
4,26%
CVA em processamento -Transporte
24.692.189
        
2,00%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(2.959.151)
         
-0,24%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
2.379.933
          
0,19%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
4.742.497
          
0,38%
Sobrecontratação/exposição de energia
12.301.647
        
1,00%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
635.000
             
0,05%
Previsão de Risco Hidrológico
34.658.005
        
2,81%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
170.307
             
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(39.033.121)
      
-3,16%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(38.810.682)
      
-3,14%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(1.265.291)
         
-0,10%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(4.697.658)
         
-0,38%
Reversão Conta Covid - Postergação
(2.891.751)
         
-0,23%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
2.085.844
          
0,17%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB
(13.302.588)
      
-1,08%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exced
(22.297.663)
      
-1,81%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (RE
(848.872)
            
-0,07%
Diferimento de Parcela B
(44.673.532)
      
-3,62%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,48%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,90%
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 779.067.037 879.209.774 12,9% 8,11% 60,2%      
Encargos Setoriais 108.021.034 132.338.223 22,5% 1,97% 9,1%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 .889.925 2 .460.180 30,2% 0,05% 0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 4 8.115.742 4 7.877.914 -0,5% -0,02% 3,3%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) - 9 .360.611 0,0% 0,76% 0,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) 0 9 .468.630 0,0% 0,77% 0,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 2 7.716.182 2 7.032.704 -2,5% -0,06% 1,8%
PROINFA 1 7.880.321 2 2.727.452 27,1% 0,39% 1,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 2.360.634 1 3.337.955 7,9% 0,08% 0,9%
ONS 5 8.230 7 2.777 25,0% 0,00% 0,0%      
Custos de Transmissão 7 4.998.202 1 06.148.982 41,5% 2,52% 7,3%      
Rede Básica 5 1.638.995 7 9.578.575 54,1% 2,26% 5,4%
Rede Básica Fronteira 1 4.865.710 1 7.435.585 17,3% 0,21% 1,2%
Conexão 8 .493.498 9 .134.822 7,6% 0,05% 0,6%      
Custos de Aquisição de Energia 5 96.047.801 6 40.722.569 7,5% 3,62% 43,8%      
PARCELA B 455.214.395 582.360.670 27,9% 10,30% 39,8%      
IRT 1.234.281.432 1.461.570.444 18,41% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual - 4 9.742.921 -4,03%      
CVA em processamento - Energia    5 2.571.966 4,26%  
CVA em processamento -Transporte 2 4.692.189 2,00%
CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 2.959.151) -0,24%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 2 .379.933 0,19%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 4 .742.497 0,38%
Sobrecontratação/exposição de energia 1 2.301.647 1,00%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 6 35.000 0,05%
Previsão de Risco Hidrológico 3 4.658.005 2,81%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 1 70.307 0,01%
Reversão do Risco Hidrológico ( 39.033.121) -3,16%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 38.810.682) -3,14%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 1.265.291) -0,10%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 4.697.658) -0,38%
Reversão Conta Covid - Postergação ( 2.891.751) -0,23%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) 2 .085.844 0,17%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB ( 13.302.588) -1,08%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excede n t e( 2d2e. 2R9e7a.t6iv6o3s) -1,81%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 3 7 6 e( 844184.)872) -0,07%
Diferimento de Parcela B ( 44.673.532) -3,62%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,48%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,90%      

destinado a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 
2020, denominado CDE - CONTA COVID, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020. Com isso, 
os efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na TE e na TUSD, 
são, respectivamente, de 0,77% e 0,76%. 
b) Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio de 2,52%. Sobre esse 
item, destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de 
2020, as quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas das 
concessionárias de transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão. 
c) Custos de aquisição de energia – já os custos de compra de energia representaram uma variação 
tarifária de 3,62%. Contribuíram para essa variação: i) o aumento do custo da energia proveniente 
dos CCEARs por disponibilidade (impacto de 1,66%); e ii) os custos decorrentes do CCGF (impacto 
de 0,77%), em função da redução da quantidade considerada e do aumento da tarifa de repasse. 
As contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser observadas no gráfico 
abaixo: 
 
 
3,62%
0,53%
0,06%
1,13%
0,54%
0,28%
-0,20%
0,77%
0,51%
-0,01%
Total
CCEAR
Existente
DSP
CCEAR
Existente
QTD
CCEAR
Nova/Altern.
DSP
CCEAR
Nova/Altern.
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Bilateral
 Proinfa

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
18. 
Em relação aos custos da Parcela B, estes representam 39,8% dos custos da Concessionária. 
O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 10,30% do total do efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores. 
19. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2020 e 
março de 2021 do IGP-M (de 31,10%), subtraída do Fator X (de 3,17%), o que totaliza 27,93%. 
20. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem7 e com tributos8), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia 
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, 
além do pagamento dos encargos setoriais. 
 
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
7 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
8 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,8% para o ICMS e de 4,2% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 25,1% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 33,5% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de 
cálculo. 
Custo de 
Distribuição
39,8%
Custo de 
Energia
43,8%
Custo de 
Transmissão
7,3%
PROINFA
1,6%
CDE
4,6%
ESS/EER
1,8%
Outros
1,1%
Encargos     
Setorias
9,1%

Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
21. 
Quanto aos componentes financeiros9 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -4,03% no atual reajuste da ESE, conforme indicado na Tabela 2. 
22. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em Processamento 
– Energia, com efeito de 4,26%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último 
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no 
período de apuração da CVA. 
23. 
A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
 
 
9 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de 
Distribuição
29,9%
Custo de 
Energia
32,8%
Custo de 
Transmissão
5,4%
Encargos 
Setoriais
6,8%
ICMS
20,8%
PIS/COFINS
4,2%
Tributos
25,1%

Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
24. 
Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente 
da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários 
atingindo patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliada a condições 
desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram 
desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e, 
em diálogo com as empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se 
observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por 
consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. 
25. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo. 
Maiores detalhes a respeito constam da Nota Técnica 74/2021-SGT/ANEEL. 
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid. Trata-se da reversão dos valores transferidos 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
52.571.966
        
4,26%
CVA em processamento -Transporte
24.692.189
        
2,00%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(2.959.151)
         
-0,24%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
2.379.933
          
0,19%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
4.742.497
          
0,38%
Sobrecontratação/exposição de energia
12.301.647
        
1,00%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
635.000
             
0,05%
Previsão de Risco Hidrológico
34.658.005
        
2,81%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
170.307
             
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(39.033.121)
      
-3,16%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(38.810.682)
      
-3,14%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(1.265.291)
         
-0,10%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(4.697.658)
         
-0,38%
Reversão Conta Covid - Postergação
(2.891.751)
         
-0,23%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
2.085.844
          
0,17%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB
(13.302.588)
      
-1,08%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Ex
(22.297.663)
      
-1,81%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores 
(848.872)
            
-0,07%
Diferimento de Parcela B
(44.673.532)
      
-3,62%
Diferimento de Previsão de Risco Hidrológico
(13.200.000)
      
-1,07%
Total
(49.742.921)
      
-4,03%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia 5 2.571.966 4,26%
CVA em processamento -Transporte 2 4.692.189 2,00%
CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 2.959.151) -0,24%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 2.379.933 0,19%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 4.742.497 0,38%
Sobrecontratação/exposição de energia 1 2.301.647 1,00%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 635.000 0,05%
Previsão de Risco Hidrológico 3 4.658.005 2,81%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 170.307 0,01%
Reversão do Risco Hidrológico (39.033.121) -3,16%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (38.810.682) -3,14%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 1.265.291) -0,10%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 4.697.658) -0,38%
Reversão Conta Covid - Postergação ( 2.891.751) -0,23%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) 2.085.844 0,17%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB (13.302.588) -1,08%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exc e d e (n2t2e. 2d9e7 R.6ea6t3i)vos -1,81%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (R E N 3 7 (68 4e8 4.81742)) -0,07%
Diferimento de Parcela B (44.673.532) -3,62%
Diferimento de Previsão de Risco Hidrológico (13.200.000) -1,07%  
Total ( 49.742.921) -4,03%  

para a ESE de recursos da CONTA-COVID. Os montantes em questão equivalem a totalidade dos valores 
recebidos pela ESE da CONTA-COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens 
previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, totalizando um impacto de -3,86%. 
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE. Trata-se de 
componente financeiro associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, 
relacionado a remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de 
2017, que, segundo parecer da douta procuradoria da Aneel, deve ser atualizada pela taxa referente ao 
custo de capital próprio até 1º de julho de 2020 e incorporada à RAP das transmissoras a partir do ciclo 
2020-2021, pelo prazo de oito anos. Segundo noticiado pela SGT, “considerando que durante os ciclos de 
2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos associados não continham a remuneração nos termos da Portaria 
nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi calculado o saldo devedor desse componente, constituído 
pelo custo de capital remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento 
(01/07/2020), descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de 
constituição da dívida”. Dessa forma, para este processo tarifário, foi calculado um componente 
financeiro negativo para a ESE, no valor de R$ 13,3 milhões, equivalente ao montante de redução dos 
custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao patamar de custos de transmissão vigentes 
que, por força do Contrato de Concessão, compõem a cobertura econômica nos processos tarifários de 
distribuição. Esse componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 1,08%. 
c) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos – UDER. Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores 
de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não 
assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela B, a 
partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3CRTP. No entanto, como parte das soluções 
desenvolvidas com o intuito de mitigar a pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste 
processo de reajuste tarifário, está sendo considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos 
faturados entre a última revisão tarifária da concessionária e competência mais recente disponível, 
conforme valores declarados pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, 
de 06 de abril de 2021. Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$

22,3 milhões, contribuindo com uma redução tarifária de 1,81%. Cumpre destacar que na próxima revisão 
tarifária da concessionária, momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro 
de contas e o acerto entre os valores de UD e ER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 
2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um 
spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante antecipado. 
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e nº 376/2009). 
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade 
tarifária, associados às RENs nº 414/2010 e nº 376/2009. Cuida-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 nº414º2010; (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, cujo volume 
informado e contabilizado pela distribuidora até dezembro/2020 representa R$ 0,85 milhão, contribuindo 
para redução do efeito em 0,07%. Vale ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão 
por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários. 
e) Diferimento de Parcela B. Adicionalmente, a fim de amenizar um pouco mais o efeito 
nas tarifas, a ESE propôs diferimento de R$ 44,6 milhões de parcela B, cujo impacto representa um redutor 
de 3,62% nas tarifas. Tal valor será revertido à distribuidora no processo tarifário subsequente, 
devidamente atualizado pelo IPCA. 
f) Diferimento de Previsão de Risco Hidrológico. Por fim, ainda com o intuito de amenizar 
um pouco mais o efeito nas tarifas, a ESE propôs também um diferimento de R$ 13,2 milhões de previsão 
de risco hidrológico, cujo impacto representa -1,07%. Tal valor será revertido à distribuidora no processo 
tarifário subsequente, devidamente atualizado pela Selic. 
26. 
Outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 74/2021-SGT/ANEEL, é a 
evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (71,8%) e as variações do IGP-

M (119,4%) e do IPCA (73,3%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
27. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de abril/2021 a março/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor 
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de 
abril/2020 a março/2021.  
 
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
337,93 
353,69 
290,03 
308,29 
344,79 
369,77 
409,35 
432,33 
467,59 
514,30 
530,72 
535,51 
580,44 
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
RTE 2013 Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
Reajuste
2017
RTE 2018 Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
213.425
           
1.619.117
        
1.832.542
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
(3.760)
              
313.089
           
309.329
           
Subsídio Distribuição
(167.416)
          
-
                    
(167.416)
          
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(96.919)
            
465.060
           
368.142
           
Subsídio Rural
(21.027)
            
412.710
           
391.683
           
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(39.030)
            
460.416
           
421.386
           
Total
(114.727)
          
3.270.392
        
3.155.665
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 2 13.425 1 .619.117 1 .832.542
Subsídio Geração Fonte Incentivada ( 3.760) 3 13.089 3 09.329
Subsídio Distribuição ( 167.416) - ( 167.416)
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 96.919) 4 65.060 3 68.142
Subsídio Rural ( 21.027) 4 12.710 3 91.683
Subsídio Irrigante/Aquicultor ( 39.030) 4 60.416 4 21.386  
Total ( 114.727) 3 .270.392 3 .155.665  

IV. DIREITO 
28. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei nº 
9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; iv) Decreto nº 
7.246, de 28/7/2010; v) Decreto nº 7.945, de 7/3/2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público 
de Distribuição de Energia Elétrica nº 026/2000-ANEEL. 
V. DISPOSITIVO 
29. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005034/2020-38, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ESE - Energisa Sergipe - 
Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 22 de abril de 2021, que conduz ao 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 8,90%, sendo 9,43% para os 
consumidores em alta tensão e 8,66% para os consumidores em baixa tensão; 
b) Estabelecer que o diferimento de Parcela B seja revertido à distribuidora no processo 
tarifário subsequente, devidamente atualizado pelo IPCA. 
c) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da ESE; 
d) Estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como DIT de uso exclusivo; e 
e) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à ESE, de 
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
 
Brasília, 22 de abril de 2021. 
 
(Assinado digitalmente) 
ELISA BASTOS SILVA 
Diretor