REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 9679/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Autoriza a revisão da configuração dos conjuntos de unidades consumidoras e estabelece os limites para os indicadores de continuidade da distribuição de energia elétrica nos seus aspectos de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC, para a Energisa Borborema Distribuidora de Energia S.A - EBO, para o período de 2022 a 2025.
Assunto: Autorização
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-02-04
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: Erro! Fonte de referência não encontrada. e 48500.004778/2020-35
INTERESSADO: Erro! Fonte de referência não encontrada.
RELATORA: Diretor Sandoval de Araujo Feitosa Neto
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Erro! Fonte de referência não encontrada.,
a vigorar a partir de 04 de fevereiro de 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.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº Erro! Fonte de referência não
encontrada., que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na
área de concessão da Erro! Fonte de referência não encontrada., estabelece a data de 04 de
fevereiro de 2021 para a realização da Revisão Tarifária Periódica da concessionária.
2. As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão
tarifária e da estrutura tarifária.
3. Em 10 de novembro de 2020, na 42ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da
ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública nº 65/2020 com o objetivo de discutir com a sociedade
a proposta de revisão tarifária. O período de contribuições se estendeu de 11/11 a 28/12/2020.
4. Em 03 de dezembro de 2020, foi realizada Audiência Pública virtual para discussão
da proposta da revisão tarifária da Erro! Fonte de referência não encontrada., conforme ata

juntada ao processo1. As contribuições, bem como a análise de seu conteúdo, estão em relatório
próprio juntado a este processo.
132 143,
5. Em 13 de janeiro de 2021, a SFF encaminhou os Memorandos nºs e de
mesma data, com informações relativas à Base de Remuneração Distribuidora e a Validação dos
Pagamentos de itens da Parcela A, respectivamente.
6. Em 27 de janeiro de 2021 foi realizada reunião virtual com o Conselho de
Consumidores.
7. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, por meio da
Nota Técnica n° 4/2021-SRD/ANEEL, de 15 de janeiro de 2021, apresentou proposta para a fixação
dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da EBO, para
o período de 2022 a 2025.
8. A SGT, por intermédio da Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26 de janeiro de
2021, consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da EBO.
9. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
10. A revisão das tarifas da Erro! Fonte de referência não encontrada., segundo a
proposta encaminhada pela SGT, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
Erro! Fonte de referência não encontrada., sendo de Erro! Fonte de referência não encontrada.,
em média, para os consumidores conectados na alta tensão e de Erro! Fonte de referência não
encontrada., em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
11. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1.
Tabela 1. Efeito médio para consumidor
Erro! Fonte de referência não encontrada.
1 SIC 48542.000016/2021-00.
2 SIC 48536.000160/2021-00.
3 SIC 48536.000164/2021-00.

Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021
12. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de
custos que compõem a tarifa, em especial: (i) o forte aumento nos custos de Fio A que impacta
mais a Alta Tensão (especialmente A3 que só possui consumidor livre), devido a alteração na
estrutura tarifária; e (ii) bem como a nova estrutura tarifária que nas revisões tarifárias é
modificada com a atualização das curvas de carga e transformações e do fluxo de potência entre
os níveis de tensão.
13. O efeito médio de Erro! Fonte de referência não encontrada. decorre:
a) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas A e B, com efeito tarifário
de Erro! Fonte de referência não encontrada.;
b) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário,
com efeito tarifário de Erro! Fonte de referência não encontrada.; e
c) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo
tarifário, realizado em -fevereiro de 2020, que vigoraram até a presente revisão,
que representam o impacto de Erro! Fonte de referência não encontrada..
14. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito
médio.
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico- 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021
15. 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.
16. 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.

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da Erro! Fonte de referência não encontrada.
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021
17. O reposicionamento econômico de Erro! Fonte de referência não encontrada. é
derivado das variações de custos da Parcela A e da Parcela B.
Parcela A
18. 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 68,58% dos custos da
concessionária, variou em 12,93%, o que representa um impacto tarifário Erro! Fonte de
referência não encontrada..
19. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em Erro! Fonte de
referência não encontrada.. Destaca-se a participação da CDE Uso, previsto nesta proposta com
valores levados a Consulta Pública nº 72/2020, que contribuiu para o aumento do efeito médio
em Erro! Fonte de referência não encontrada., bem como a inclusão do Encargo CDE Conta COVID,
previsto na REN 885/2020 e no Despacho 181/2021, com impacto de 1,74%.
20. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de Erro! Fonte de
referência não encontrada.. Destaca-se a aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de
Transmissão e as novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão, conforme
Resoluções Homologatórias nº 2.724 e nº 2.726, ambas de julho de 2020.
21. O aumento dos custos de transporte decorre: (i) das cassações das liminares
associadas às ações movidas contra a Portaria MME nº 120, de 2016; (ii) do processamento de
revisões da RAP de parcela significativa de transmissoras, até então represadas devido à ausência
de definição de metodologia empregada; (iii) do aumento de custos referentes a novas instalações
de transmissão; e (iv) da aplicação das novas tarifas da Energisa Paraíba, com quem a EBO tem
celebrado contrato de uso de sistema de distribuição (CUSD).
22. Os custos com compra de energia impactaram a revisão em Erro! Fonte de
referência não encontrada.. As principais alterações decorrem do aumento das tarifas do Contrato

Bilateral com a UTE Juiz de Fora, cuja atualização considera, entre outros, a variação do
combustível e do dólar, e da energia proveniente do regime de Cotas estabelecidas pela Lei
12.783/2013.
23. O Gráfico a seguir ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de
energia:
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 3. Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021
Perdas Regulatórias
24. 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 Erro! Fonte de referência não encontrada. em relação à energia injetada,
conforme Nota Técnica nº 43/2020-SRD/ANEEL, confirmada pela SRD por meio do Memorando nº
04/2021, de 28 de janeiro de 2021.
25. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da
trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo
anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de
chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que
atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas,
e que tenham desempenho melhores.
26. No caso da Erro! Fonte de referência não encontrada., conforme regra definida no
Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 1,69% sobre o mercado de baixa tensão faturado,
sem trajetória de redução.
Custos da Parcela B
27. 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 31,42% dos custos da
concessionária e variou em Erro! Fonte de referência não encontrada., o que representa um
impacto tarifário de Erro! Fonte de referência não encontrada..
28. 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.
29. Os custos operacionais definidos nessa revisão quando comparados com os valores
presentes na tarifa diminuíram -0,83%, contribuindo em Erro! Fonte de referência não
encontrada. no efeito tarifário. A aplicação da metodologia indicou que a cobertura de custos
operacionais atualmente presente nas tarifas encontra-se dentro da faixa de eficiência, no
entanto, quando comparado esses custos com a média de custos reais da empresa, tem-se a razão
de 136,74%, de forma que o que ultrapassa 120%, de acordo com a metodologia, é revertido para
modicidade tarifária.
30. 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.
31. A respeito da remuneração do capital, houve variação de Erro! Fonte de referência
não encontrada. em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto
tarifário de Erro! Fonte de referência não encontrada.. A situação adveio principalmente do

aumento da Base de Remuneração Líquida, que passou de R$ 117 milhões para R$ 161 milhões. A
remuneração sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais contribuiu
para a redução da remuneração do capital. O Gráfico 4 demonstra os efeitos que explicam a
variação na remuneração de capital.
Erro!
Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021
32. A quota de reintegração regulatória variou Erro! Fonte de referência não
encontrada. em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas
tarifas de Erro! Fonte de referência não encontrada.. O aumento proveio da variação da Base de
Remuneração Bruta, que passou de 168 milhões para R$ 226 milhões. Houve aumento na taxa
média de depreciação em relação a última revisão tarifária (de 3,89% para 3,92%). O Gráfico 5
demonstra ambos os efeitos.

Erro!
Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021
33. A cobertura para anuidades variou 7,26% em relação aos valores hoje contidos nas
tarifas, com impacto de 0,20% na revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros
regulatórios adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de
remuneração regulatória, da qual o cálculo das anuidades depende.
34. As receitas irrecuperáveis variaram Erro! Fonte de referência não encontrada. em
relação aos valores tarifários atuais, com impacto de Erro! Fonte de referência não encontrada.
nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios de inadimplência que
são admitidos para a Erro! Fonte de referência não encontrada. e da atualização da base de
cálculo sobre a qual é apurada a cobertura das receitas irrecuperáveis.
35. Quanto às outras receitas, 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.

36. Além disso, a Resolução Normativa 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", 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". Uma parte da variação observada de
110,51% no valor das outras receitas, com impacto de -0,79% nas tarifas, reflete a mudança na
forma de repasse das receitas de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, que no ciclo
tarifário anterior eram contabilizadas como obrigações especiais.
Componentes Financeiros
37. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos na revisão tarifária da Erro!
Fonte de referência não encontrada.:
Tabela 3. Componentes Financeiros
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021
38. Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses
subsequentes, contribuíram com o efeito de 0,37% na atual revisão da concessionária.
39. Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à (i) CONTACOVID, cujos montantes somados implicaram em impacto de -5,04% no reajuste4; (ii) reversão do
risco hidrológico concedido no ano anterior com impacto de -2,87%.
40. Quanto aos valores positivos, os maiores impactos foram os referentes à
sobrecontratação, com impacto de 3,89%, e com relação a previsão do risco hidrológico, com
3,26%.
41. Ainda, dentre os componentes financeiros apurados, aqueles relacionados aos itens
de custos cobertos pela receita das Bandeiras Tarifárias podem ser visualizados na tabela abaixo,
juntamente com a respectiva receita de Bandeiras obtida no período e a Previsão do Risco
4 Os montantes em questão equivalem a 100% totalidade dos valores recebidos pela EBO da CONTA-COVID até o mês
de dezembro de 2020 e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020.

Hidrológico concedida no processo anterior. Ressaltamos que os valores positivos indicam
despesas e os negativos apontam receitas na Conta.
Tabela 4. Componentes financeiros relacionados a Bandeira Tarifária

| Descrição | Valor (mil R$) | Impacto |
| --- | --- | --- |
| CVA Energia - Efeito CCEAR-D | (3.169,52) | -1,21% |
| CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas repactuadas | 4.611,01 | 1,75% |
| CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas cotistas | 4.296,06 | 1,63% |
| CVA ESS/EER (sem bandeiras) | (4.381,26) | -1,67% |
| Resultado do Mercado de Curto Prazo* (sem bandeiras) | 12.990,13 | 4,94% |
| Custo total - Itens observados nas Bandeiras Tarifárias | 14.346,43 | 5,46% |
| Receita das Bandeiras Tarifárias (Energia, ESS e MCP) | (4.145,82) | -1,58% |
| Reversão da Previsão do Risco Hidrológico | (7.542,34) | -2,87% |
| Custo não coberto antecipadamente | 2.658,27 | 1,01% |

Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021
42. Pela tabela, pode-se observar que a distribuidora teria de suportar o custo de
aproximadamente R$ 14,3 milhões, caso não tivessem sido adotadas: a) as bandeiras tarifárias
(receita de R$ 4,1 milhões) e b) a incorporação na tarifa, no processo de 2020, da previsão dos
riscos hidrológicos, conforme metodologia descrita no Submódulo 4.4/4.4A do PRORET (receita de
R$ 7,5 milhões). Com a adoção das duas medidas, pode-se afirmar que, no período avaliado, houve
déficit da distribuidora relativo aos custos cobertos pelas Bandeiras Tarifárias (R$ 2,6 milhões), os
quais contribuíram com o efeito de 1,01% no presente processo tarifário. Frisa-se, portanto, que
as bandeiras tarifárias contribuíram com -1,58% de redução no efeito final.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
43. 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.
44. 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.

45. 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 Erro! Fonte de referência não encontrada..
46. 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 Erro! Fonte de referência não encontrada. é de Erro!
Fonte de referência não encontrada..
47. 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 2018 e 2019, resultando em Erro! Fonte de referência não encontrada..
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.
48. Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da Erro! Fonte de
referência não encontrada., até a próxima revisão tarifária, será de 1,31%, acrescido do
Componente Q que deve ser atualizado em cada processo de reajuste.
Subvenção CDE – Descontos Tarifários
49. O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de
competência de fevereiro/2021 até janeiro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$
350.792,34. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos
e os realizados no período de fevereiro/2020 até janeiro/2021.
50. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora, com e sem tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 75.
5 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

Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 7. Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021
51. O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos
últimos 10 anos, que variaram 60,14%, abaixo das variações do IGP-M e do IPCA no mesmo
período, respectivamente 98,56% e 62,85%.
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
52. O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da
Concessionária foi obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela
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.

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 PRODIST6.
53. Nos Gráficos 9 e 10 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais
propostos de DEC e FEC para a EBO antes e após à Consulta Pública. Em relação aos limites globais
propostos para o período 2022 a 2025, a redução média anual é 3,25% no DEC e de 5,57% no FEC.
Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da EBO.
Fonte: Nota Técnica nº 04/2021-SRD/ANEEL.
6 5.10 Limites de continuidade do serviço.
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD
conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades
consumidoras.
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte
procedimento:
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho
dos conjuntos; e
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.

Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da EBO.
04/2021-SRD/ANEEL.
Fonte: Nota Técnica nº
54. Para avaliar a consistência dos limites globais da EBO, apresenta-se, nos Gráficos 11
e 12, uma comparação com os limites das distribuidoras da região Nordeste. Observa-se que os
limites de DEC e FEC da EBO estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 11. Limites de DEC das distribuidoras da Região Nordeste.
04/2021-SRD/ANEEL.
Fonte: Nota Técnica nº
Gráfico 12. Limites de FEC das distribuidoras da Região Nordeste.
Fonte: Nota Técnica nº 04/2021-SRD/ANEEL.

55. 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 EBO entre 2017 e 2019.
Tabela 5. Compensações efetuadas pela EBO.

| Ano | Nº de Compensações | Compensação (R$) |
| --- | --- | --- |
| 2017 | 37.013 | 36.634,33 |
| 2018 | 67.884 | 97.747,81 |
| 2019 | 40.852 | 50.695,92 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
56. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.;
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.;
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009;
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret;
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional – Prodist;
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº Erro! Fonte de
referência não encontrada..
IV – DISPOSITIVO
57. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº Erro! Fonte de
referência não encontrada., no que constam dos Processos nº Erro! Fonte de referência não
encontrada. e nº 48500.004778/2020-35, e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinase:

a) pela aprovação do resultado da quinta revisão tarifária periódica da Erro! Fonte
de referência não encontrada., a vigorar a partir de 04 de fevereiro de 2021, que
conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de Erro! Fonte de
referência não encontrada., sendo de Erro! Fonte de referência não
encontrada., em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
Erro! Fonte de referência não encontrada., em média, para os consumidores
conectados na Baixa Tensão;
b) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;
c) pelo estabelecimento do valor da receita anual referente às instalações de
transmissão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso
exclusivo;
d) 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 Erro! Fonte de referência não encontrada., de modo a custear
os descontos retirados da estrutura tarifária;
e) pela definição dos postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
f) pela fixação do componente T e do componente Pd do Fator X em Erro! Fonte
de referência não encontrada. e 0,32%, respectivamente;
g) pela fixação do referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de
2021, 2022, 2023 e 2024, conforme tabela abaixo:

2021 2022 2023 2024
5,1814% 5,1814% 5,1814% 5,1814%
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada
1,6949%

Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 1,6949% 1,6949% 1,6949%
h) pela fixação dos limites de DEC e FEC dos conjuntos da EBO para o período de
2022 a 2025, conforme valores estabelecidos na Nota Técnica nº 004/2021SRD/ANEEL, e seguindo os valores globais apresentados a seguir:

2022 2023 2024 2025
12,57 11,98 11,58 11,18
DEC Global
8,36

FEC Global 7,63 7,36 6,62
Brasília, 02 de fevereiro de 2021
SANDOVAL DE ARAUJO FEITOSA NETO
Diretor