AAP - AVISO DE AUDIÊNCIA PÚBLICA 007
Tipo de documento: voto
Ementa: Comunica aos interessados que foi aberta a Audiência Pública, no dia 12 de maio de 2022, no formato de reunião virtual, com o objetivo de obter subsídios para o aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Periódica da Nova Palma Energia Ltda, a vigorar a partir de 22 de julho de 2022, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC, para o período de 2023 a 2027.
Assunto: Aviso
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-04-20
Autor: SMA/ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.003573/2021-13 e 48500.001559/2022-66
INTERESSADO: Nova Palma Energia Ltda.
RELATOR: Hélvio Neves Guerra
ÁREAS RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de
Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
ASSUNTO Proposta de abertura de Consulta Pública para colher subsídios e informações para
aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Nova Palma Energia Ltda.,
a vigorar a partir de 22/07/2022, e definir os 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 2023 a
2027.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 107/2001, que regula a exploração dos
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Nova Palma Energia
Ltda., estabelece a data de 22 de julho de 2022 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 8 de novembro de 2021, na 44ª Sessão de Sorteio Público Ordinária, o processo
nº 48500.003573/2021-13, referente a revisão tarifária, foi distribuído a minha relatoria.
4. As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas
pela Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio do Ofício nº 14/20221, de 28 de janeiro
de 2022, sendo que os dados foram encaminhados pela concessionária por meio da Ofício nº
013/2022-DAF/NPE2, de 31 de janeiro de 2022.
1 Documento SIC nº 48500.003573/2021-13
2 Documento SIC nº 48513.002451/2022

5. Em 15 março de 2022, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição
– SRD emitiu a Nota Técnica nº 13/20223, apresentando os procedimentos e a metodologia utilizada
para a proposta de estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos
conjuntos de unidades consumidoras da Nova Palma, para os anos de 2023 a 2027.
6. Em 21 de março de 2022, por intermédio do Memorando nº 34/20224, a
Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM prestou as informações
concernentes ao contrato bilateral que a distribuidora possui com a Copel Geração.
7. Em 21 de março de 2022, a SRD, por meio do Memorando nº 0060/20225, enviou
informação acerca das perdas técnicas na distribuição da concessionária.
8. Em 21 de março de 2022, na 11ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, o processo nº
48500.001559/2022-66, referente ao estabelecimento dos limites para os indicadores de
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de
Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC da Nova Palma Energia
Ltda. – Uhenpal, para os anos de 2023 a 2027 foi distribuido, por conexão, a minha relatoria.
9. Em 29 de março de 2022, por meio do Memorando nº 89-SFF/ANEEL6, a
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF informou os valores para a
composição da Base de Remuneração da Nova Palma, os valores brutos concernentes a Outras
Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER).
10. Em 6 de abril de 2022, a SGT realizou reunião técnica com representares da Nova
Palma7 para discussão da proposta de Revisão Tarifária Periódica.
11. No dia 7 de abril de 2022 seria realizada reunião com o conselho de consumidores
SGT8.
Nova Palma, contudo não houve resposta à convocação encaminhada pela
3 Documento SIC nº 48554.000621/2022
4
Documento SIC nº 48580.000352/2022
5 Documento SIC nº 48554.000674/2022
6 Documento SIC nº 48536.001085/2022
7 Documento SIC nº 48581.001136/2022
8 Documento SIC nº 48581.001144/2022

12. No dia 8 de abril de 2022, a proposta da revisão tarifária, para fins de abertura de
consulta pública, foi encaminhada por e-mail à Nova Palma e ao Conselho de Consumidores9.
13. Por fim, no dia 10 de abril de 2022, a proposta da revisão tarifária, para fins de
abertura de consulta pública, foi retificada e reencaminhada à Nova Palma e ao Conselho de
Consumidores10.
14. Por intermédio da Nota Técnica n° 43/2022–SGT/ANEEL11, de 12 de abril de 2022, a
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT apresentou a proposta de cálculo a ser submetida à
Consulta Pública da Revisão Tarifária Periódica da Nova Palma.
II – FUNDAMENTAÇÃO
15. A revisão das tarifas da Nova Palma, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 15,08%, sendo de 14,57%, em média, para os consumidores conectados na alta
tensão e de 15,22%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
16. Importante ressaltar que as tarifas constantes desse processo, bem como a
comparação de tarifas, e por consequência os efeitos percebidos, não consideram o definido na Lei
nº 14.299, de 5 de janeiro de 2022, que institui subvenção para as concessionárias de distribuição
de energia elétrica com mercado anual menor que 350 GWh, nem a aplicação desse comando legal
pela Resolução Homologatória nº 3.009, de 1º de fevereiro de 2022. Conforme consta no Voto de
aprovação da REH nº 3.009/2022, a citada Lei terá instrução complementar para regular o disposto
na referida Lei.
17. 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) 14,57%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 15,22%
Efeito Médio AT+BT 15,08%
9 Documento SIC nº 48581.001143/2022
10
Documento SIC nº 48581.003573/2022
11 Documento SIC nº 48581.003573/2022

18. O efeito médio de 15,08% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 7,67%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados
no atual processo tarifário, com efeito tarifário de -1,66%; e (iii) da retirada dos componentes
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão,
representando 9,07% de efeito.
19. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuíram para o efeito
médio.
15,08%
9,07%
4,02%
3,23%
0,63%
-0,20% -0,01%
-1,66%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente
20. 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.
21. 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 Nova Palma
22. O reposicionamento econômico de 7,67% é derivado das variações de custos das
Parcelas A e B.
Parcela A
23. 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 72,3% dos custos da concessionária,
cuja variação identificada foi de 9,9%, representando um impacto tarifário 7,04%.
24. Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma
participação de 3,23%. Destacam-se o aumento a previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para
a distribuidora, cujo impacto foi de 1,60%, o aumento dos ESS e EER, com impacto de 1,29%, e do
Proinfa, com impacto de 0,49%.
25. Os custos de transmissão deverão impactar a revisão em 4,02%12, cujo valor depende
dos montantes contratados no período de referência e das tarifas de uso do sistema de distribuição
previstos.
26. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de -0,20%. Destaca-se a
redução de custo da energia de Itaipu que é vinculada à cotação do dolar e ao preço da tarifa de
repasse da potência contratada (REH 3007/2021), que contribuiu com impacto de -2,22% no efeito
médio. Por outro lado, destaca-se com impacto positivo, o contrato de suprimento com a Copel
Geração Ltda, vinculado à variação do IPCA, contribuiu para o efeito médio foi de 1,28%.
Perdas Regulatórias
27. 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 8,49% em relação à energia injetada, conforme informado pela SRD/ANEEL.
28. 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
12
Cabe destacar que em função de adequações na rede elétrica e alteração do Contrato de Uso de Sistema de
Distribuição (CUSD), a partir de dez/2021 a concessionária, até então atendida predominantemente em nível de A4,
passou a ser atendida em nível de tensão A3. Apesar de, no presente processo tarifário, mediante aplicação da regra
vigente, não ser capturada redução de custos econômicos, observa-se significativa redução de componentes
financeiros. De fato, considerando-se as variações observadas na neutralidade, -12,42%, e ajuste CUSD, +7,38%, tem-se
contribuição negativa para o efeito médio dos financeiros de -5,04%, o que, a despeito do aumento das tarifas projetado
para a RGE Sul, supera o impacto econômico indicado, +4,02.

atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e
que tenham desempenho melhores.
29. No caso da Nova Palma, conforme regra definida no Submódulo 2.6 do Proret,
observado o aprimoramento da metodologia aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião
Pública Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021, o ponto de partida para o ano de 2022 foi
estabelecido em 0,56% sobre o mercado de baixa tensão faturado, ficando estabelecida como meta
o percentual de 0,52% ao final do ciclo.
Receitas Irrecuperáveis
30. A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa
que tem baixa expectativa de arrecadação em função da inadimplência por parte dos consumidores,
conforme previsto no regulamento.
31. Na presente revisão, as receitas irrecuperáveis variaram -9,9% em relação aos valores
hoje contidos nas tarifas, com impacto de -0,01% nas tarifas. Ressalta-se que o cálculo já observou
o aprimoramento do Submódulo 2.6A, aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião Pública
Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021.
Custos da Parcela B
32. 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.
33. A Parcela B representa 27,7% dos custos da concessionária e apresentou uma
variação de 2,2%, o que representa um impacto tarifário de 0,63%.
34. 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.
35. No caso da Nova Palma, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está
dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo o que não ensejaria a
aplicação de trajetória de redução ou aumento ao longo do ciclo. Contudo, observando-se a razão
entre os Custos Operacionais regulatóris e os Custos Operacionais reais medidos13, foi aplicada regra
de compartilhamento de eficiência, de modo que o componente T do fator X foi definido em .
36. 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.
37. A respeito da remuneração do capital, houve variação de 21,1% em relação aos
valores hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 1,07%. Essa redução
deveu-se principalmente pelo aumento da base líquida. O Gráfico 2 demonstra os efeitos na
remuneração de capital.
13 Tendo em vista ainda não estar disponíveis dados referentes ao ano civil de 2021, o resultado foi obtido com base
nos custos contabilizados nos anos civis de 2019 e 2020. Na fase final do processo, deverão ser levados em conta os
anos civis de 2020 e 2021.

-0,8%
21,8%
121,1%
100,0%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
38. A quota de reintegração regulatória variou de 24,1% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 0,62% nas tarifas. Este aumento se dá
principalmente em função do aumento da Base de Remuneração bruta. O Gráfico 3 demonstra os
efeitos.
1,7%
22,4%
124,1%
100,0%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
39. A cobertura para anuidades variou 5,3% em relação aos valores hoje contidos nas
tarifas, com impacto de 0,18% na revisão. Esse resultado proveio do aumento das bases de
remuneração das quais o cálculo das anuidades depende.

5,3%
105,3%
100,0%

Anuidades Efeito das Anuidades
Processo Anterior Anuidades Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades
40. 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.
41. 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), sendo que ambas as receitas são
contabilizadas como redutoras da Parcela B.
42. Assim, o efeito tarifário referente a outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e
Excedente de Reativos nesta revisão tarifária foi no total de -0,51%.
Componentes Financeiros
43. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da Nova
Palma.

Tabela 3. Componentes Financeiros
44. Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se os valores da CVA, estimado
pela concessionária, que totalizam um impacto de 3,57%, sendo 1,00% associado aos custos de
energia e 2,40% aos custos de energia. Ressalta-se que os financeiros estimados pela distribuidora
nessa Consulta Pública serão fiscalizados e recalculados pela ANEEL até a versão final deste processo
45. Já com efeito negativo, destacam-se:
a) Empréstimo Setorial assossiado à Conta Escassez Hídrica.
46. De acordo com as regras previstas pela Aneel, no âmbito da CP 02/2022, nos
processos tarifários homologados entre a publicação da correspondente REN e a efetiva
transferência dos valores previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada antecipação da
reversão dos valores a serem recebidos do empréstimo, na forma de um componente financeiro
negativo.

47. A contratação da operação financeira, em uma ou mais tranches, abrangerá os
seguintes itens: (i) Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias
para a competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo
de Energia Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da Creg; (iii) Importação
de energia referente às competências de julho e agosto de 2021 e (iv) Diferimentos de que trata o §
1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos aplicados no processo tarifário
anterior à liberação dos recursos da operação financeira).
48. O Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica de
que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da Creg, vigorou de setembro a dezembro de
2021, em razão do período crítico para os reservatórios das hidrelétricas brasileiras. O objetivo do
programa foi incentivar os consumidores a reduzirem o seu consumo de energia em meio ao cenário
de escassez hídrica.
49. O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em
contrapartida da redução média verificada do consumo de energia elétrica14.
50. Diante do estabelecido no Inciso I do § 1º do Art. 1º do Decreto nº 10.939/2022, as
despesas referentes ao Programa poderão ser cobertas com recursos da Conta de Escassez Hídrica.
Já o Art. 9º da Resolução n° 2/2021 da Creg estabeleceu que deve ser mantido o equilíbrio
econômico-financeiro dos contratos de concessão e permissão de distribuição de energia elétrica,
cabendo à ANEEL avaliar eventuais solicitações de recomposição, fundamentadas pelo interessado,
na forma do respectivo contrato de concessão ou permissão e da legislação aplicável, decorrente
do Programa.
51. Na 247ª Reunião Ordinária do CMSE, de 5 de maio de 2021, o Comitê autorizou o
ONS a despachar geração termelétrica fora da ordem de mérito e importação sem substituição a
partir da Argentina ou do Uruguai, sem limitação nos montantes e preços associados, desde que
alocável na carga e respeitadas as restrições operativas, e de forma a minimizar o custo operacional
total do sistema elétrico.
14
Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

52. Na 1ª Reunião da CREG, de 1º de julho de 2021, o ONS apresentou as estratégias
operativas ora em curso para enfrentamento da situação, visando a manutenção da governabilidade
do Sistema Interligado Nacional, dentre elas, a importação de energia.
53. Os custos de cada distribuidora com importação de energia para as competências dos
meses de julho e agosto de 2021 foram contabilizados e informados pela CCEE, totalizando valor da
ordem de R$ 790 milhões.
54. Por fim, tanto a Medida Provisória n° 1.078/2021 como o Decreto n° 10.939/2022
possibilitaram a inclusão dos diferimentos tarifários aplicados no processo tarifário anterior à
liberação dos recursos da operação financeira. Destaca-se que, com base no cronograma estimado
de conclusão da operação e no cronograma dos processos tarifários, a data limite para a inclusão
de novos diferimentos seria referente aos processos tarifários até 8 de abril de 2022.
55. Para a fase de consulta pública está sendo considerado reversão em favor da
modicidade de todo o financiamento da Conta Escassez Hídrica previsto para a Nova Palma, com
parcelas associadas: ao diferimento realizado em 2021 no valor de -R$ 1,77 milhão; ao Programa
de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo no valor de -R$ 476,0 mil, e à Importação de energia
entre julho-agosto/2021 no valor de 150,1 mil, as quais representam redução de efeitos de -3,31%,
0,89% e -0,28%, respectivamente.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
56. 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.
57. Esse índice é constituído de três componentes, sendo apenas um deles definido na
revisão tarifária, o que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T.
58. 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
fase da Revisão foi de 1,81%.
59. 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. Tendo em vista que a razão entre os custos regulatórios e
os reais observados nos anos de 2019 e 202015 e os cusos operacionais reais mostrou-se superior à
120%, foi aplicada regra de compartilhamento de eficiência, de forma que o componente T a ser
aplicado nos reajustes subsequentes da Nova Palma foi de 0,26%.
60. 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 1,67%. 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.
61. Assim, o valor do Fator X calculado nessa fase da Revião foi de 3,48%.
62. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora,
com e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 616.
15 Tendo em vista ainda não estar disponíveis dados referentes ao ano civil de 2021, o resultado foi obtido com base
os
nos custos contabilizados nos anos civis de 2019 e 2020. Na fase final do processo, deverão ser levados em conta
anos civis de 2020 e 2021.
16
No Gráfico 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico
6, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas
as alíquotas médias do ICMS, do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de
Mercado da ANEEL.

Custo de
Transmissão Receitas
24,2% Irrecuperáveis
0,0% PROINFA
Custo de 1,8%
Energia
30,9%
CDE
12,1%
Impostos
17,2%
ESS/EER
2,2%
Custo de
Outros
Distribuição
1,0%
27,7%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Encargos Receitas
Custo de
Setoriais;
Irrecuperáveis
Transmissão
12,0% ; 0,0%
; 16,9%
ICMS;
23,8%
Tributos;
30,1%
Custo de
Energia; PIS/COFINS;
Custo de 6,3%
21,6%
Distribuição;
19,4%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
63. Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (48,27%) e as variações do IGP-M (149,53%) e do IPCA (85,48%)
no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 7.

B1 - Residencial
IGPM
IPCA
683,20
605,55
572,41 589,08 583,40 577,38 572,49 571,71
545,31
460,79 467,07
423,41
341,25 347,06
Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Revisão

2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
64. 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
PRODIST17.
no item 210 da Seção 8.2 do Módulo 8 do
65. No Gráfico 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais de DEC e
FEC propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2023 a 2027, a
redução média anual é de 1,33% no DEC e de 4,00% no FEC.
17 "210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser
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 semelhantes; e
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e
FEC."

Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC UHENPAL
30,00
25,00
20,00
17,00 17,00

16,00 16,00 16,00 16,00
15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00
15,00 14,00
14,00
13,00 13,00 24,39

12,00 12,00 12,00
10,00 11,00 11,00
18,00 18,03
10,00 10,00
9,00 9,00 9,00
14,49 15,07

12,70 12,77 12,70 8,00
11,95

5,00 10,27 10,21
9,60
8,19 7,80
6,49 7,15
0,00

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite DEC Limite Proposto FEC Limite Proposto
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Nova Palma.
Fonte: Nota Técnica nº 13/2022-SRD/ANEEL.
66. Para avaliar a consistência dos limites globais da Nova Palma, apresenta-se, nos
Gráficos 9 e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Observa-se que os limites de DEC e FEC da Nova Palma estão aderentes à realidade da região.
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul com nuc < 1 milhão
18,00
16,00
14,00
UHENPAL
12,00 COCEL
COOPERALIANÇA
(horas) DCELT
10,00
DEMEI
Limite
EFLJC
8,00 EFLUL
DEC
ELETROCAR
6,00 FORCEL
HIDROPAN
4,00 MUXENERGIA
2,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 13/2022-SRD/ANEEL.

Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul com nuc < 1 milhão
16,00
14,00
12,00
UHENPAL
COCEL
(interrupções) 10,00 COOPERALIANÇA
DCELT
DEMEI
8,00
EFLJC
Limite
EFLUL
ELETROCAR
FEC 6,00
FORCEL
HIDROPAN
4,00 MUXENERGIA
2,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 13/2022-SRD/ANEEL.
67. A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 4 apresenta os valores pagos e o
número de compensações efetuadas pela Nova Palma entre 2017 e 2021:
Tabela 4. Compensações efetuadas pela Nova Palma.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2017 | 18.000 | 59.335,21 |
| --- | --- | --- |
| 2018 | 21.536 | 49.327,62 |
| 2019 | 34.053 | 448.035,19 |
| 2020 | 14.634 | 47.678,85 |
| 2021 | 5.994 | 102.049,82 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
68. 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 107/2001.
IV – DISPOSITIVO
69. Considerando o que consta dos Processos nº 48500.003573/2021-13 e
48500.001559/2022-66, voto por instaurar consulta pública, entre 20 de abril de 2022 e 3 de junho
de 2022, com reunião virtual em 12 de maio de 2022, para colher subsídios e informações para
aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Nova Palma Energia Ltda.,
a vigorar a partir de 22 de julho de 2022, e definir os 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 2023 a 2027.
Brasília, 19 de abril de 2022
(assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor