REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2832/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A - EBO.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-02-04
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004623/2020-07 e 48500.004778/2020-35
INTERESSADO: EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A.
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 EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de
Energia S.A., 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 CC 08/2000, que regula a exploração dos
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da EBO - Energisa Borborema –
Distribuidora de Energia S.A., 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
processo1.
proposta da revisão tarifária da EBO, conforme ata juntada ao As contribuições, bem como a
análise de seu conteúdo, estão em relatório próprio juntado a este processo.
5. Em 13 de janeiro de 2021, a SFF encaminhou os Memorandos nºs 132 e 143, 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 EBO, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 5,21%, sendo de 8,61%, em média, para os consumidores
conectados na alta tensão e de 4,06%, 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
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 8,61%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 4,06%
Efeito Médio AT+BT 5,21%
1 SIC 48542.000016/2021-00.
2 SIC 48536.000160/2021-00.
3 SIC 48536.000164/2021-00.

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 5,21% decorre:
a) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas A e B, com efeito tarifário de
8,55%;
b) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, com
efeito tarifário de 0,37%; 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 -3,71%.
14. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
5,21%
3,68%
2,78%
2,28%
0,37%
-0,18%
-3,71%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico- 1. Efeito para o Consumidor por Componente

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 EBO

Receita Verificada Receita Participação Participação
Variação

| (R$) | Requerida (R$) | na Revisão na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 170.938.779 | 193.041.942 | 12,93% | 8,74% | 68,58% |
| Encargos Setoriais | 23.936.977 | 31.156.407 | 30,16% | 2,78% | 11,07% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 396.535 | 371.751 | -6,25% | -0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 11.240.537 | 12.905.260 | 14,81% | 0,64% | 4,6% |
| CDE Conta COVID | - | 4.520.223 | 0,00% | 1,74% | 1,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 5.301.151 | 5.084.424 | -4,09% | -0,08% | 1,8% |
| PROINFA | 4.407.417 | 5.615.144 | 27,40% | 0,47% | 2,0% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 2.562.616 | 2.629.586 | 2,61% | 0,03% | 0,9% |
| ONS | 28.721 | 30.021 | 4,52% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 27.162.914 | 36.143.227 | 33,06% | 3,68% | 12,84% |
| Rede Básica | 10.559.789 | 15.653.762 | 48,2% | 2,05% | 5,6% |
| Rede Básica Fronteira | 4.113.366 | 5.428.557 | 32,0% | 0,54% | 1,9% |
| Conexão | 329.932 | 469.717 | 42,4% | 0,06% | 0,2% |
| Uso do sistema de distribuição | 12.159.827 | 14.591.191 | 20,0% | 1,03% | 5,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 119.838.888 | 125.742.308 | 4,93% | 2,28% | 44,67% |
| PARCELA B | 88.912.065 | 88.433.715 | -0,54% | -0,18% | 31,42% |
| Custos Operacionais | 56.482.168 | 56.014.122 | -0,83% | -0,18% | 19,9% |
| Anuidades | 7.087.177 | 7.602.047 | 7,26% | 0,20% | 2,7% |
| Remuneração | 19.157.386 | 19.471.789 | 1,64% | 0,12% | 6,9% |
| Depreciação | 7.752.146 | 8.938.871 | 15,31% | 0,46% | 3,2% |
| Receitas Irrecuperáveis | 291.058 | 317.885 | 9,22% | 0,01% | 0,1% |
| Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda | (1.857.869) | (3.910.999) 110,51% | -0,79% | -1,4% |  |
| Reposicionamento Tarifário | 259.850.844 | 281.475.657 | 8,55% | 100,0% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 971.767 | 0,37% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 4.373.708 | 1,66% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 3.879.769 | 1,48% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (7.040.202) | -2,68% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 107.879 | 0,04% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 300.282 | 0,11% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 10.228.559 | 3,89% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 494.614 | 0,19% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 8.581.648 | 3,26% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 1.039.627 | 0,40% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 34.906 | 0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (7.542.339) | -2,87% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (228.945) | -0,09% |  |  |  |
| CONTA COVID | (13.257.740) | -5,04% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,71%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 5,21%

17. O reposicionamento econômico de 8,55% 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 8,74%.
19. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 2,78%. 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 0,64%, 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 3,68%. 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 2,28%. 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:

2,28%
2,05%
0,69%
0,20%
0,15%

-0,04% -0,24% -0,01%
-0,52%

Total Quantidade Nova/Alternativa Nova/Alternativa Monte II 12.783/2013 Bilateral
Existente Disponibilidade e Proinfa
CCEAR Quantidade Madeira e
Cota I

CCEAR CCEAR Angra Cotas
Belo
Lei
Gráfico 3. Efeito por modalidade de aquisição de energia
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 5,18% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 43/2020SRD/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 EBO, 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 -0,54%, o que
representa um impacto tarifário de -0,18%.
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 -0,18% 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 1,64% em relação aos valores
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 0,12%. 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.
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
32. A quota de reintegração regulatória variou 15,31% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,46%. 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.

Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
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 9,22% em relação aos valores tarifários atuais, com
impacto de 0,01% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios de
inadimplência que são admitidos para a EBO 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 EBO:
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componente Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 4.373.707,73 | 1,66% |
| CVA em processamento -Transporte | 3.879.768,95 | 1,48% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (7.040.201,78) | -2,68% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 107.878,99 | 0,04% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 300.281,84 | 0,11% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 10.228.559,30 | 3,89% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 494.613,60 | 0,19% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 8.581.648,27 | 3,26% |
| Ajuste CUSD | 1.039.627,13 | 0,40% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 34.906,47 | 0,01% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (7.542.339,11) | -2,87% |
| Conselho de Consumidores | (228.944,76) | -0,09% |
| CONTA COVID | (13.257.739,60) | -5,04% |
| Total | 971.767,04 | 0,37% |

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) CONTA-COVID,
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 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
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.

| 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% |

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
0,32%.

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 EBO é de 0,99%.
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 -1,03%. 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 EBO, 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
75.
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 6 e
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 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
Custo de Transmissão
Energia 12,8%
PROINFA 2,0%
44,7%
Encargos
CDE 6,2%
Setorias
11,1%
ESS/EER 1,8%
Outros 1,1%
Custo de
Distribuição
31,4%
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos
Custo de Encargos
Setoriais
Transmissão
9,0% 7,7%
Custo de
Energia ICMS

31,2% Tributos 25,0%
30,3%
PIS/COFINS
Custo de 5,2%
Distribuição
21,9%
Gráfico 7. Composição da receita com tributos
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%.

Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
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 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.
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 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da EBO.
Fonte: Nota Técnica nº 04/2021-SRD/ANEEL.
Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da EBO.
Fonte: Nota Técnica nº 04/2021-SRD/ANEEL.

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 CC 08/2000.
IV – DISPOSITIVO
57. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº CC 08/2000, no que constam
dos Processos nº 48500.004623/2020-07 e nº 48500.004778/2020-35, e nas informações contidas nesta
Nota Técnica, opina-se:
a) pela aprovação do resultado da quinta revisão tarifária periódica da EBO, a vigorar a
partir de 04 de fevereiro de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 5,21%, sendo de 8,61%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 4,06%, 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 EBO,
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 0,99% 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 004/2021-SRD/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