REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 11347/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Autoriza a revisão da configuração dos conjuntos de unidades consumidoras e estabelece os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da Light Serviços de Eletricidade S.A - Light para os anos de 2023 a 2027.
Assunto: Autorização
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-03-16
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.003571/2021-24 e 48500.004727/2021-94
INTERESSADO: LIGHT - Light Serviços de Eletricidade S/A.
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da LIGHT - Light Serviços de Eletricidade
S/A., a vigorar a partir de 15/03/2022, 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 2023 a
2027, após conclusão da fase da Consulta Pública nº 077/2021.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 01/1996, que regula a exploração dos
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da LIGHT - Light Serviços
de Eletricidade S/A., estabelece a data de 15 de março 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 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória nº 1.078 dispôs sobre medidas
destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de
escassez hídrica, autorizando-se a contratação de operação financeira para fazer face aos impactos
financeiros decorrentes da implementação de medidas de enfrentamento da crise hidroenergética
e dos diferimentos aplicados nos processos tarifários anteriores à liberação dos recursos da
operação financeira.
4. Nessa mesma data, o Decreto nº 10.939 regulamentou a MP nº 1.078/2021, sobre
medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da
situação de escassez hídrica.
5. Já em 14 de dezembro de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta
Pública n° 77/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária da
distribuidora. O período de contribuições ocorreu entre 15/12/2021 e 28/01/2022, com a Audiência
Pública, por videoconferência, realizada em 19/01/2021.

6. Em 21 de fevereiro de 2022, as informações concernentes à validação de pagamentos
da Parcela A, Garantias Financeiras, Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de
Reativos da distribuidora foram prestadas pelo Memorando nº 41/2022-SFF/ANEEL1.
7. Em 23 de fevereiro de 2022, a Superintendência de Regulação dos Serviços de
Distribuição – SRD enviou Nota Técnica n° 04/2022-SRD/ANEEL2 a respeito da apuração das perdas
na distribuição da concessionária.
8. Em 25 de fevereiro e 03 de março de 2022, a SGT se reuniu com os representantes
da distribuidora e do Conselho de Consumidores, respectivamente, para tratar do cálculo final da
revisão da distribuidora.
9. Pela Nota Técnica nº 0005/2022-SRD/ANEEL3, de 22 de fevereiro de 2022, a SRD
apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para o estabelecimento dos limites dos
indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da LIGHT, para os
anos de 2023 a 2027.
10. A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por intermédio do
Memorando nº 53/2022-SFF/ANEEL4, de 09 de março de 2022, informou a validação dos dados para
a composição da Base de Remuneração da distribuidora, incluídos os ativos provenientes da
transferência das DITs de Furnas.
11. As contribuições à Consulta Pública nº 77/2021 foram analisadas e respondidas pela
Nota Técnica nº 23/2022-SGT/ANEEL5, de 11 de março de 2022.
12. Em 10 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica Nota Técnica nº 22/2022–
SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL, que versa sobre medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, e que regulamenta a
Medida Provisória nº 1.078, de 13 de dezembro de 2021, após análise das contribuições recebidas
na Consulta Pública nº 02/2022.
13. Em 11 de março de 2022, uma proposta proviória do cálculo da revisão tarifária foi
encaminhada, via e-mail, à LIGHT e ao conselho de consumidores.
14. Por fim, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica nº
27/2022-SGT/ANEEL6,
de 14 de março de 2022, consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica
da LIGHT.
15. É o relatório.
1 48536.003841/2021-00.
2
48554.000438/2022-00.
3 48554.000439/2022-00.
4 48536.000701/2022-00.
5 48581.000729/2022-00.
6 48581.000783/2022-00.

II – FUNDAMENTAÇÃO
16. A revisão das tarifas da LIGHT, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 14,68%, sendo de 12,89%, em média, para os
consumidores conectados na alta tensão e de 15,53%, em média, para os consumidores conectados
na baixa tensão.
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) 12,89%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 15,53%
Efeito Médio AT+BT 14,68%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
18. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de
custos que compõem a tarifa e as novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões tarifárias.
19. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de
custos que compõem a tarifa e as novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões tarifárias.
Quanto aos custos, a diferença pode ser explicada pelo aumento das despesas relacionadas à
aquisição de energia, que têm impacto mais expressivo sobre os consumidores cativos, os quais são
formados, em sua grande maioria, pelos consumidores do grupo de baixa tensão (BT). No que tange
às novas TRs, destaca-se que houve um maior aumento nos custos médios dos ativos utilizados para
atender os consumidores do subgrupo BT e AS, provocando um maior efeito para esses
consumidores.
20. O efeito médio de 14,68% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 13,32%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros
apurados no atual processo tarifário, com efeito tarifário de -1,61%; e (iii) da retirada dos
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente
revisão, que representam o impacto de 2,96%.
21. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito
médio.

14,68%
6,78%
5,13%
3,82%
2,96%
0,04%
-1,61%
-2,45%

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
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
22. 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.
23. 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

Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação

Verificada (R$) (R$) na Receita
na Revisão

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 9.618.275.692 10.798.401.034 12,27% | 9,51% | 76,76% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 2.101.433.585 | 2.943.471.401 40,07% | 6,78% | 20,92% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 10.431.196 | 11.553.118 10,76% | 0,01% | 0,08% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 1.120.183.212 | 1.647.451.687 47,07% | 4,25% | 11,71% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 204.432.485 | 234.475.906 14,70% | 0,24% | 1,67% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 239.122.064 | 289.311.532 20,99% | 0,40% | 2,06% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 220.834.882 | 336.337.820 52,30% | 0,93% | 2,39% |  |
| PROINFA | 203.047.373 | 309.813.987 52,58% | 0,86% | 2,20% |  |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 103.382.374 | 114.527.351 10,78% | 0,09% | 0,81% |  |
| Custos de Transmissão | 1.490.699.575 | 1.186.526.163 -20,40% | -2,45% | 8,43% |  |
| Rede Básica | 987.607.399 | 764.060.971 -22,64% | -1,80% | 5,43% |  |
| Rede Básica Fronteira | 173.662.487 | 133.847.129 -22,93% | -0,32% | 0,95% |  |
| Rede Básica ONS (A2) | 12.272.877 | 7.170.123 -41,58% | -0,04% | 0,05% |  |
| MUST Itaipu | 94.617.448 | 85.831.998 -9,29% | -0,07% | 0,61% |  |
| Transporte de Itaipu | 128.054.681 | 103.339.566 -19,30% | -0,20% | 0,73% |  |
| Conexão | 94.484.683 | 92.276.376 -2,34% | -0,02% | 0,66% |  |
| Custos de Aquisição de Energia | 5.768.743.073 | 6.406.021.894 11,05% | 5,13% | 45,54% |  |
| Receitas Irrecuperáveis | 257.399.458 | 262.381.576 | 1,94% | 0,04% | 1,87% |
| PARCELA B | 2.794.996.124 | 3.268.613.560 16,95% | 3,82% | 23,24% |  |
| Custos Operacionais | 1.037.210.951 | 1.080.324.832 | 4,16% | 0,35% | 7,68% |
| Anuidades | 193.699.348 | 266.408.019 37,54% | 0,59% | 1,89% |  |
| Remuneração | 1.052.289.710 | 1.150.358.644 | 9,32% | 0,79% | 8,18% |
| Depreciação | 604.223.181 | 871.351.455 44,21% | 2,15% | 6,19% |  |
| UD+ER+OR | (92.427.066) | (99.829.392) 8,01% | -0,06% | -0,71% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 12.413.271.817 14.067.014.594 | 13,32% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (199.404.478) | -1,61% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 1.176.419.733 | 9,48% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 54.688.666 | 0,44% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 909.470.826 | 7,33% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 52.006.533 | 0,42% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (96.018.776) | -0,77% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (55.709.543) | -0,45% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 43.943.336 | 0,35% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 35.006.074 | 0,28% |  |  |  |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | (3.831.084) | -0,03% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (363.359.589) | -2,93% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 372.770.927 | 3,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (358.836.380) | -2,89% |  |  |  |
| Ressarcimento de Créditos de PIS/COFINS | (1.050.000.000) | -8,46% |  |  |  |
| Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 37 | (34.399.079) | -0,28% |  |  |  |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | (763.670.798) | -6,15% |  |  |  |
| Importação JUL-AGO/2021 | (45.683.009) | -0,37% |  |  |  |
| Bônus - Red. Volunt. | (128.169.335) | -1,03% |  |  |  |
| Outros | 55.967.018 | 0,45% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 2,96%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 14,68%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT
24. O reposicionamento econômico de 13,32% é derivado das variações de custos da
Parcela A e da Parcela B.

Parcela A
25. 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 representou 76,76% dos custos da concessionária,
com impacto tarifário de 9,51%.
26. Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 6,78%, com destaque
para a previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para a distribuidora, cujo efeito foi de 4,25%.
27. Os custos de transmissão impactaram a revisão em -2,45%, principalmente em
decorrência da aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as novas
Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão para o ciclo 2021-2021,
conforme Resoluções Homologatórias nº 2.895 e 2.896/2021. A redução dos custos de transporte
se deve principalmente ao reperfilamento da dívida da RBSE no cálculo das novas tarifas.
28. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a
uma variação no efeito médio de 5,13%, com destaque para: i) o contrato bilateral firmado com a
UTE Norte Fluminense (impacto de 2,86%); ii) os contratos de energia nova e alternativa (1,46%); e
iii) as usinas no regime de cotas da Lei 12.783/2013 (0,96%). Por outro lado, o custo da energia de
Itaipu, o qual é indexado no dólar, cuja cotação apresentou uma pequena redução quando
comparado ao processo anterior, apresentou uma redução dessas despesas na ordem de 1,26%.
Perdas Regulatórias
29. 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 6,86% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 04/2022SRD/ANEEL.
30. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis.
31. Em sua Nota Técnica, a SGT explica que Submódulo 2.6A do Proret indica espaço
regulatório para a ponderação no ponto de partida e na meta para empresas em Área com Severas
Restrições Operativas – ASRO. Para o ponto de partida, a ponderação máxima entre as perdas
médias é de 50%. No caso da meta, o percentual máximo da média ponderada dos benchmarks é
de 80%.
32. A Área técnica acrescenta ainda que, embora o regulamento tenha flexibilizado o
intervalo de ponderação para as distribuidoras com ASRO, foi omisso quanto à dosimetria. Em vista
disso, a SGT elaborou uma metodologia interna para aplicação do intervalo de ponderação para as
concessionárias nessa situação.
33. Esse método parte da ponderação de 12,5% para o ponto de partida e de 70% para a
meta, considerando a restrição de entregas dos correios de 10%, e aumenta respectivamente cerca
de 3,41% e 0,91% para cada 1% adicional de restrição de entrega. O valor máximo da ponderação
da média, de 50% para o ponto de partida e 80% para a meta, é atingido com a restrição de entregas
de 21%. O gráfico abaixo demonstra as curvas descritas, conforme a metodologia definida.

Gráfico 02. Metodologia interna para ponderação em ASRO
34. Como a restrição de entregas de mercadorias pelos correios na área de concessão da
Light resultou em 18,88%, conforme Nota Técnica nº 21/2022-SRM/ANEEL, de 11/02/2022, a
ponderação da perda média resultou em 42,77% para o ponto de partida e meta de 78,07%.
35. No caso da LIGHT, o ponto de partida foi estabelecido em 40,93% sobre o mercado
de baixa tensão faturado, com trajetória de redução, ficando estabelecida a meta de 37,40% ao final
do ciclo.
Custos da Parcela B
36. 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 variou 16,95% em relação ao processo anterior,
impactando em 3,82% o processo tarifário.
37. A área técnica destacou que nessa análise estão contemplados os efeitos da
transferência compulsória dos ativos referentes às DITs entre Furnas e LIGHT, após processo de
validação efetuado pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF.
38. 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.
39. A aplicação da metodologia indicou aumento dos custos regulatórios ao longo do
ciclo, com impacto de 0,35%, por estarem abaixo do intervalo eficiente.
40. 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.
41. A remuneração do capital variou 9,32% em relação aos valores hoje existentes nas
tarifas, o que representou impacto tarifário de 0,79%. A situação adveio da soma dos efeitos do
aumento da Base de Remuneração Líquida e da redução da taxa média de remuneração desta
revisão comparada com a revisão anterior. O Gráfico 2 demonstra os efeitos que explicam a
variação na remuneração de capital.
10,60%
- 1,28%
109,32%
100,0%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
42. A quota de reintegração regulatória variou 44,21% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 2,15%. O aumento proveio da variação da
Base de Remuneração Bruta e do aumento da taxa média de depreciação, em relação a última
revisão tarifária (de 3,83% para 4,02%). O Gráfico 3 demonstra ambos os efeitos.
39,44%
4,77%
144,21%
100,0%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária

43. A cobertura para anuidades variou 37,54% em relação aos valores hoje contidos nas
tarifas, com impacto de 0,59% 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.
41,36%
141,36%
100,0%

Anuidades Efeito das Anuidades
Processo Anterior Anuidades Revisão
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre as anuidades
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
44. A outras receitas (OR) se referem as 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.
45. 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).
46. O efeito tarifário referente a ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras
receitas nesta revisão tarifária foi de -0,06%, já considerando receitas extras de UDER entre a database do laudo de ativos do 4º CRTP (julho/2016) e a data da DRAC da distribuidora (mar/2017).
Componentes Financeiros
47. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão:

Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 1.176.419.733 | 9,48% |
| CVA em processamento - Transporte | 54.688.666 | 0,44% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 909.470.826 | 7,33% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 52.006.533 | 0,42% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (96.018.776) | -0,77% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (55.709.543) | -0,45% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 43.943.336 | 0,35% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 35.006.074 | 0,28% |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | (3.831.084) | -0,03% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (363.359.589) | -2,93% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 372.770.927 | 3,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (358.836.380) | -2,89% |
| Ressarcimento de Créditos de PIS/COFINS | (1.050.000.000) | -8,46% |
| Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) | (34.399.079) | -0,28% |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | (763.670.798) | -6,15% |
| Importação JUL-AGO/2021 | (45.683.009) | -0,37% |
| Bônus - Red. Volunt. | (128.169.335) | -1,03% |
| Outros | 55.967.018 | 0,45% |
| Total | (199.404.478) | -1,61% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
48. Os componentes financeiros relacionados à CVA em Processamento foram validados
pela SFF, por meio do Memorando nº 23/2022-SFF/ANEEL, de 1º de fevereiro de 2022.
49. Destacam-se, com impacto positivo nas tarifas, os valores da CVA Energia, com efeito
de 9,48%, e a CVA Encargos Setoriais, com 7,33%, ambos em decorrência da diferença entre a
cobertura concedida no último processo tarifário e custos efetivamente incorridos pela
concessionária no período de apuração da CVA, que se acentuaram com o cenário de escassez
hídrica.
50. Já os financeiros negativos, foram destacados pela SGT:
a) Antecipação dos créditos de PIS/COFINS. Como destacado antes, a distribuidora
solicitou a consideração do valor de R$ 780 milhões de antecipação dos créditos de
PIS/COFINS para reversão aos consumidores. Todavia, segundo informações obtidas
por esta Agência, a distribuidora já compensou, até 31/01/2022, R$ 2,237 bilhões
desses créditos. Em que pese a concessionária ter informado a capacidade mensal de
compensação dos créditos de R$ 600 milhões nos próximos 12 meses, observa-se
uma realização muito maior, praticamente o dobro da estimativa inicial. Vale
destacar que Despacho nº 361/2021 permitiu, em situações excepcionais, de
aumento tarifário expressivo, como o caso em tela, a utilização provisória,
antecipadamente à conclusão da CP 05/2021, de parte dos créditos tributários de
PIS/COFINS das distribuidoras, de até 20% do total envolvido nas ações judiciais (no
caso da Light esse valor totaliza R$ 1,295 bilhões). Desse modo, recomendo a
reversão de R$ 1,050 bilhão, cujo efeito foi de -8,46% neste processo tarifário.
b) Financeiro relacionado à Bandeira Escassez Hídrica, no valor de R$ 763,7 milhões,
com efeito de -6,15%.

É oportuno mencionar que a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o
déficit acumulado pelas distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit
acumulado não seja transferido para as tarifas, mas que seja recuperado durante o
ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos tarifários e
concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a
concessionária tem direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada
período tarifário e são acrescentados ou subtraídos dos processos tarifários
ordinários.
Neste processo, conforme estabelecido no PRORET, a CVA foi calculada considerando
as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a
referência de fevereiro/2022. Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas
e o efeito financeiro da CVA será positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada. Ocorre
que, parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela
distribuidora na conta bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira
escassez hídrica, que contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit
existente à época.
Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e
CVA) e neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira
Escassez Hídrica, propõe-se um tratamento excepcional nos processos tarifários de
outubro/21 a junho/22, a fim de expurgar dos processos tarifários os custos que
serão arcados pela bandeira escassez hídrica.
Desse modo, o tratamento proposto deve observar o seguinte procedimento: no
processo tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo,
para expurgar o efeito dos custos não cobertos pelas Bandeiras e que serão
recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez; já no processo tarifário
subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic.
Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da
Bandeira Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.
c) Empréstimo referente à Conta Escassez, de R$ 173,8 milhões.
De acordo com as regras aprovadas pela Aneel, através da REN n° 1008/2022, nos
processos tarifários homologados entre a publicação da 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 como
componente financeiro negativo.
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);
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.
O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em
elétrica7.
contrapartida da redução média verificada do consumo de energia
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.
No caso específico da LIGHT, a empresa concordou com a reversão antecipada, para
os consumidores, da parcela do empréstimo referente ao Programa de Incentivo à
Redução Voluntária do Consumo, de modo que houve a inclusão de componente
financeiro equivalente a R$ 128 milhões, com impacto no processo tarifário
equivalente a -1,03%.
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.
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.
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.
Para a LIGHT, foi incluído componente financeiro referente à importação equivalente
a R$ 45,7 milhões, com impacto de -0,37% na atual revisão.
7 Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

51. Todas as medidas de mitigação fazem parte de uma série de iniciativas da ANEEL em
conjunto com as concessionárias, visando mitigar impactos tarifários ainda mais elevados diante do
cenário de pandemia (Covid-19), com consequentes impactos econômicos na renda e emprego.
Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de
melhoria da qualidade
52. 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.
53. O componente de produtividade do Fator X – Pd, calculado de forma ex-post para a
distribuidora, se denomina índice de ajuste de mercado nesta revisão, considera os ganhos
potenciais de produtividade no ano anterior à revisão tarifária (período de referência), e o período
em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes. O Fator de Ajuste de Mercado, calculado
para aplicação na atual revisão tarifária, é de -0,89%.
54. 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 LIGHT-D é de -0,67%.
55. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da
Qualidade busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho
entre as concessionárias, ajusta o valor da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o
comportamento dos indicadores de qualidade técnico e comercial da distribuidora. O Fator de
Ajuste de Qualidade, calculado para aplicação na atual revisão tarifária, foi definido em -1,03%.
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão
56. A tabela a seguir ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada
em Audiência Pública e o resultado da revisão tarifária.

Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão
CP Final
Participação na Participação Variação
Descrição

Revisão na Revisão Total
% %

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 5,15% | 9,51% | 4,36% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 6,26% | 6,78% | 0,53% |
| Custos de Transmissão | -3,24% | -2,45% | 0,79% |
| Custo de Aquisição de Energia | 2,26% | 5,13% | 2,88% |
| Receitas Irrecuperáveis | -0,12% | 0,04% | 0,16% |
| PARCELA B | 4,50% | 3,82% | -0,69% |
| Reposicionamento Tarifário | 9,65% | 13,32% | 3,67% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 2,90% | -1,61% | -4,51% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | 2,58% | 2,96% | 0,39% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 15,13% | 14,68% | -0,45% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
57. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à
Consulta Pública foram:
a) Na Parcela A, destaca-se a variação de 2,88% dos custos de compra de energia,
decorrente da atualização dos valores dos contratos por disponibilidade de energia
nova/alternativa e do regime de cotas da Lei 12.783/2013;
b) Já a Parcela B variou apenas -0,69%, justificada pelo resultado da fiscalização da
Aneel sobre os ativos de ditribuição apresentados pela distribuidora, realizada no
decorrer da fase de Consulta Pública, além da validação dos valores de UDEROR; e
c) Já os componentes financeiros variaram -4,51%, em comparação ao apresentado
na CP, principalmente em decorrência do volume de crédito de PIS/COFINS
considerado neste resultado.
Subvenção CDE e composição das Tarifas
58. O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência
de março/2022 a fevereiro/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$ 20.707.584,43, já
contemplando o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período
de março/2021 a fevereiro/2022.
59. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora,
com e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 68.
8
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.

Receitas
Irrecuperáveis
Custo de
Transmissão 1,87%
PROINFA 2,20%
8,43%
Custo de
Energia
Encargos CDE

45,54% Setoriais 15,43%
20,92%
Custo de
Distribuição
ESS/EER 2,39%
23,24% Outros
0,90%
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
Custo de Receitas
Irrecuperáveis
Transmissão
1,22%
5,52%
Encargos
Setoriais
13,68%
ICMS

Custo de Tributos 31,04%
Energia 34,62%
29,78%
Custo de
Distribuição
PIS/COFINS
15,19%
3,57%
Gráfico 7. Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
60. O Gráfico abaixo ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da concessionária nos
últimos 10 anos, em comparação com as variações do IGP-M (111,96%) e do IPCA (65,02%) no
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 8.

802,20
B1 - Residencial
IGPM
694,05
IPCA 663,11
641,30
625,65
574,98
543,46 543,85
525,82 526,65
468,58 478,63
387,08
328,74
Revisão Reajuste RTE Reajuste RTE Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Reajuste Revisão

2013 2014 2015 2015 2016 2016 2017 2017 2018 2019 2019 2020 2021 2022
Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
61. 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 PRODIST9. Adicionalmente, foi aplicada para os conjuntos
com Áreas de Severa Restrição à Operação – ASRO a mesma métrica adotada no processo específico
de definição dos limites da ENEL RJ realizado no ano de 2020.
62. Nos Gráficos 9 e 10 são apresentados o histórico de apuração de DEC e FEC, os limites
globais propostos pela ANEEL na CP nº 077/2021, a contraproposta da Distribuidora e os limites
propostos após a análise das contribuições enviadas. Em relação aos limites globais propostos para
os anos de 2023 a 2027, a redução anual é de 3,05% no DEC e de 4,63% no FEC.
9 "Limites dos indicadores de continuidade do serviço
209. Para o estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC, as distribuidoras
devem enviar à ANEEL suas BDGD, conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físicoelétricos de seus conjuntos de unidades consumidoras.
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, para a definição dos limites para os indicadores DEC e
FEC."

Histórico de Apuração e Propostas de Limites de DEC - LIGHT
14,00
12,00
10,00
8,80 8,71
8,57 8,38
8,23
7,91
8,00 7,55

7,42 7,41 7,36 7,20 7,17
6,95
7,18 6,80

13,74 13,97 7,07
6,81 6,77

12,97 7,05 6,90 6,43
6,00 6,63 6,59
6,21
10,21
8,90
8,87
4,00
7,15
6,43
2,00
0,00

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
DEC Apurado DEC Limite DEC Limite Proposto - CP DEC Limite - Contraproposta DEC Limite Proposto - Pós CP
Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da LIGHT.
Fonte: Nota Técnica nº 0005/2022-SRD/ANEEL.
Histórico de Apuração e Propostas de Limites de FEC - LIGHT
8,00
7,00 6,70
6,50
6,32
5,97 5,93
6,00 5,67
5,37
5,24
4,88
5,00 4,81 4,76
4,86 4,55
4,75 4,51
4,81
4,49 4,47 4,16
4,62

4,00 4,36 4,34 4,06
7,35
7,15 7,19 3,87
3,00
5,89
5,07 4,99
4,75
2,00
3,80
1,00
0,00

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
FEC Apurado FEC Limite FEC Limite Proposto - CP FEC Limite - Contraproposta FEC Limite Proposto - Pós CP
Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da LIGHT.
Fonte: Nota Técnica nº 0005/2021-SRD/ANEEL.

63. Para avaliar a consistência dos limites globais da LIGHT, apresenta-se, nos Gráficos 11
e 12, uma comparação com os limites das distribuidoras de grande porte da região Sudeste.
Observa-se que os limites de DEC e FEC da LIGHT estão aderentes à realidade da região.
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região SE com NUC > 1 mi
14,00
12,00
10,00
LIGHT
CEMIG-D
(horas) CPFL- PIRATININGA
8,00
CPFL-PAULISTA
Limite
EDP ES
DEC 6,00 EDP SP
ELEKTRO
ELETROPAULO
4,00 ENEL RJ
2,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Gráfico 11. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Sudeste.
Fonte: Nota Técnica nº 0005/2022-SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região SE com NUC > 1 mi
12,00
10,00
LIGHT
8,00
(interrupções) CEMIG-D
CPFL- PIRATININGA
CPFL-PAULISTA
6,00
EDP ES
Limite
EDP SP
FEC ELEKTRO
ELETROPAULO
4,00
ENEL RJ
2,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Gráfico 12. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Sudeste.

Fonte: Nota Técnica nº 0005/2022-SRD/ANEEL.
64. 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 LIGHT entre 2016 e 2020:
Tabela 5. Compensações efetuadas pela LIGHT.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2016 | 5.954.865 | 42.975.128,90 |
| --- | --- | --- |
| 2017 | 4.619.815 | 26.980.083,79 |
| 2018 | 3.805.999 | 29.374.180,70 |
| 2019 | 3.980.274 | 37.071.753,40 |
| 2020 | 3.137.330 | 25.164.305,57 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
65. 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 01/1996.
IV – DISPOSITIVO
66. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 01/1996 e no que
constam dos Processos nº 48500.003571/2021-24 e nº 48500.004727/2021-94, voto no sentido de
APROVAR o resultado da revisão tarifária periódica de 2022 da LIGHT - Light Serviços de Eletricidade
S/A.,
na forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica, a vigorar a partir de
15/03/2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
14,68%, sendo 12,89%, em média, para os consumidores conectados na Alta
Tensão e de 15,53%, em média, para os consumidores conectados na Baixa
Tensão;
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica
– TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;

c) APROVAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético –
CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à
LIGHT, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
d) DEFINIR os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
e) FIXAR o componente T do Fator X em -0,67%;
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de
2023 a 2027 a serem observados pela LIGHT; e
g) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2023 a
2026, conforme tabela abaixo:

2023 2024 2025 2026
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 6,86% 6,86% 6,86% 6,86%
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 40,04% 39,16% 38,28% 37,40%
Brasília, 15 de março de 2022
(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor