REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3091/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da revisão tarifária periódica, as tarifas de energia e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à EDP Espírito Santo Distribuição de Energia S.A – EDP ES.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-08-05
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.003568/2021-19 e 48500.003672/2022-86.
INTERESSADO: EDP Espírito Santo Distribuição de Energia (EDP ES).
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 da EDP Espírito Santo Distribuição de Energia, a
vigorar a partir de 7 de agosto 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 2025, consolidados
após a avaliação das contribuições trazidas na Consulta Pública nº 19/2022 e na Audiência Pública nº
9/2022.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 001/19951, que regula a exploração dos
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da EDP Espírito Santo
Distribuição de Energia (EDP ES), estabelece a data de 7 de agosto de 2022 para a realização da Revisão
Tarifária Periódica da concessionária.
2. As metodologias e os procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostos nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos
Proret2,
de Regulação Tarifária – que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da
estrutura tarifária.
3. Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 44/2021, realizada em 8 de novembro de 2021,
o presente processo foi distribuído a minha relatoria.
1 Disponível em https://antigo.aneel.gov.br/contratos-de-distribuicao >> Contrato nº 019/2021 >> Primeiro Termo Aditivo.
2 Disponível em https://antigo.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret.

4. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD) apurou3 as perdas na
apresentou4
distribuição da EDP ES e proposta para a fixação dos limites dos indicadores de continuidade
coletivos DEC5 e FEC6 dos conjuntos de unidades consumidoras, para o período de 2023 a 2025.
5. Em 15 de março de 2022, a Diretoria Colegiada decidiu, na 8ª Reunião Pública Ordinária da
Diretoria de 2022, sobre o resultado da Consulta Pública nº 2/2022, aprovando a Resolução Normativa nº
1.008/2022, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo
tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.
6. Em 27 de abril de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) emitiu a Nota Técnica
nº 63/2022–SGT/ANEEL7 com a proposta da 9ª Revisão Tarifária Periódica da EDP ES a ser submetida à
Consulta Pública.
7. Em 3 de maio de 2022, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública (CP) nº
019/2022 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária, com período de
contribuições de 4 de maio de 2022 a 20 de junho de 2022, com relização de Audiência Pública em 25 de
maio de 2022.
8. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás indicada na Lei nº
14.182, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021, de 31 de agosto de 2021, e
a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia acerca do aporte inicial associado ao processo
Eletrobrás8,
de capitalização da esta Diretoria Colegiada decidiu anuir com a proposta preliminar de
regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás disposta na Nota
Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL.
9. Em 27 de junho de 2022, a Lei 14.385 disciplinou a devolução dos valores relacionados à
retirada do ICMS da base do PIS/COFINS.
3
Nota Técnica nº 18/2022-SRD/ANEEL, SicNet nº 48554.000698/2022-00.
4 Nota Técnica nº 24/2022-SRD/ANEEL, SicNet nº 48554.000871/2022-00.
5 Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora.
6 Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora.
7 Documento SicNet nº 48581.001363/2022-00.
8
Documento SIC nº 48513.014192/2022-00

10. Com o fechamento da CP nº 19/2022, a SRD consolidou9 a apuração das perdas na
recomendou10
distribuição e os valores finais dos limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC.
11. Em 27 de julho de 2022, a SGT emitiu11 o Relatório de Contribuições da Consulta Pública nº
019/2022.
12. Em 26 de julho de 2022, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF),
por sua vez, consolidou os valores necessários para a composição da Base de Remuneração, por meio da
Nota Técnica nº 129/2022-SFF/ANEEL12.
147/2022-SGT/ANEEL13,

13. A SGT, mediante a Nota Técnica nº de 28 de julho de 2022,
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da EDP ES.
14. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
15. Trata-se da revisão das tarifas da EDP ES, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 11,50%, sendo de 12,46%, em média, para os consumidores conectados na alta tensão
e de 11,10%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
16. 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) 12,46%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 11,10%
Efeito Médio AT+BT 11,50%
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL.
17. O efeito médio de 11,50% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas
A e B, com efeito tarifário de 12,64%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de -2,72%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
9 Nota Técnica nº 48/2022-SRD/ANEEL, SicNet nº 48554.001452/2022-00.
10 Nota Técnica nº 49/2022-SRD/ANEEL, SicNet nº 48554.001464/2022-00.
11 Nota Técnica nº 145/2022-SGT/ANEEL, SicNet nº 48581.001995/2022-00.
12 Documento SicNet nº 48536.002685/2022-00.
13 Documento SicNet nº 48581.002011/2022-00.

estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de 1,58%.
18. No Gráfico 1 constam os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
11,50%
8,42%
4,56%
1,41%
1,58%
-1,76%
-2,72%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL.
19. 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.
20. Na Tabela 2 constam 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 EDP ES.

Receita Receita Participação Participação
Descrição Variação
Verificada (R$) Requerida (R$) na Revisão na Receita

| PARCELA A | 2.765.589.959 3.377.380.511 | 22,1% | 14,40% | 70,6% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 581.865.339 | 939.872.807 | 61,5% | 8,42% | 19,6% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 6.291.703 | 5.806.280 | -7,7% | -0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 328.371.516 | 638.753.564 | 94,5% | 7,30% | 13,3% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 45.952.298 | 53.515.524 | 16,5% | 0,18% | 1,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 41.115.888 | 34.400.323 | -16,3% | -0,16% | 0,7% |
| CDE Modicidade Eletrobrás | - | (100.201.930) | 0,0% | -2,36% | -2,1% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 50.745.842 | 153.886.865 203,3% | 2,43% | 3,2% |  |
| PROINFA | 71.887.369 | 114.928.787 | 59,9% | 1,01% | 2,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 37.349.068 | 38.631.861 | 3,4% | 0,03% | 0,8% |
| ONS | 151.655 | 151.533 | -0,1% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 497.036.386 | 557.163.236 | 12,1% | 1,41% | 11,6% |
| Rede Básica | 340.599.305 | 383.727.357 | 12,7% | 1,01% | 8,0% |
| Rede Básica Fronteira | 83.470.413 | 86.768.717 | 4,0% | 0,08% | 1,8% |
| Rede Básica ONS (A2) | 2.120.608 | 2.098.054 | -1,1% | 0,00% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 25.177.804 | 27.112.752 | 7,7% | 0,05% | 0,6% |
| Transporte de Itaipu | 32.820.347 | 39.390.151 | 20,0% | 0,15% | 0,8% |
| Conexão | 12.847.908 | 18.066.206 | 40,6% | 0,12% | 0,4% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1.686.688.234 1.880.344.469 | 11,5% | 4,56% | 39,3% |  |
| PARCELA B | 1.483.871.194 1.409.055.289 | -5,0% | -1,76% | 29,4% |  |
| Custos Operacionais | 669.054.576 | 653.607.945 | -2,3% | -0,36% | 13,7% |
| Anuidades | 113.479.463 | 100.083.600 | -11,8% | -0,32% | 2,1% |
| Remuneração | 478.249.796 | 428.484.249 | -10,4% | -1,17% | 9,0% |
| Depreciação | 238.972.254 | 224.969.631 | -5,9% | -0,33% | 4,7% |
| Receitas Irrecuperáveis | 54.062.874 | 71.248.915 | 31,8% | 0,40% | 1,5% |
| Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda | (69.947.769) | (69.339.051) | -0,9% | 0,01% | -1,4% |
| Reposicionamento Tarifário | 4.249.461.153 4.786.435.801 | 12,64% | 100,0% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (119.117.033) | -2,72% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 76.930.281 | 1,76% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 35.584.105 | 0,81% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 273.947.535 | 6,26% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 18.332.909 | 0,42% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (2.367.091) | -0,05% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (57.298.184) | -1,31% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.080.322 | 0,02% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 139.824.186 | 3,19% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 83.876 | 0,00% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (634.146) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (163.498.422) | -3,74% |  |  |  |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (154) | 0,00% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula | (964.609) | -0,02% |  |  |  |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (463.358.208) | -10,59% |  |  |  |
| Reversão da antecipação da reversão Ultrap. Demanda e Exced. Reativos | 73.987.201 | 1,69% |  |  |  |

Empréstimo Escassez H. - Importação julho- agosto/2021 - RTA 2022 - Energia d (15.418.127) -0,35%

Empréstimo Escassez H. - Bônus Redução Voluntária (35.348.506) -0,81%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,58%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 11,50%
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL.

21. O reposicionamento econômico de 12,64% é derivado das variações de custos da Parcela
A e da Parcela B.
22. Dessa forma, passo a descrever cada uma das parcelas.
Custos da Parcela A
23. A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais,
definidos em legislação específica, e às atividades de transmissão e de geração de energia elétrica. Essa
Parcela representa 70,6% dos custos da concessionária, variou em 22,1%, o que representa um impacto
tarifário 14,40%.
24. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 8,42%. Destacam-se o
aumento a previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para a distribuidora, cujo impacto foi de 7,30%, o
aumento dos ESS e EER, com impacto de 2,43% e do Proinfa, com impacto de 1,01%.
25. A Medida Provisória n° 1.031/2021 dispôs sobre a desestatização da Eletrobras. Após
tramitação no Congresso Nacional, tal MP foi convertida na Lei nº 14.182, de 12 julho de 2021.
26. O inciso I da Lei 14.182/2021 dispôs que a Eletrobras aportará na CDE, para fins de
modicidade tarifária, o valor correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor adicionado à concessão
pelos novos contratos, nos termos abaixo:
[...]
Art. 4º São condições para as novas outorgas de concessão de geração de energia
elétrica de que trata o art. 2º desta Lei:
I - o pagamento pela Eletrobras ou por suas subsidiárias, na forma definida pelo
Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), à Conta de Desenvolvimento Energético
(CDE), de que trata a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, correspondente a 50%
(cinquenta por cento) do valor adicionado à concessão pelos novos contratos;
[...]
§ 2º O disposto no art. 7º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, não se aplica aos
novos contratos de concessão de geração de energia elétrica de que trata este artigo, e a
quota de que trata o inciso I do caput deste artigo será creditada integralmente em favor
das concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica, para fins de
modicidade tarifária no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), distribuída de forma
proporcional aos montantes descontratados em decorrência da alteração do regime de
exploração para produção independente de que trata o inciso III do caput deste artigo.

[...]
27. Em 31 de agosto de 2021, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a
Resolução CNPE nº 151, que estabelece o valor adicionado pelos novos contratos de concessão de geração
de energia elétrica nos termos da Lei nº 14.182/2021. Posteriormente, o texto e parâmetros da Resolução
CNPE nº 15 foi atualizado pela Resolução CNPE no 30, de 21 de dezembro de 2021.
28. Para 2022, a Resolução CNPE nº 15/2021 estabeleceu o valor de R$ 5 bilhões a ser aportado
na CDE trinta dias após assinatura dos novos contratos de concessão, conforme Anexo V da citada
Resolução.
29. Nesse contexto, para fins de consideração da modicidade tarifária nos processos tarifários,
propõe-se a criação de um componente específico, denominado CDE MODICIDADE ELETROBRAS, cujo
valor corresponde à parcela da Distribuidora do montante destinado à modicidade, utilizando o fator de
garantia física como parâmetro de rateio.
30. Frise-se, que no processo tarifário subsequente, já está sendo considerado o valor proposto
pela Agência, conforme o Despacho nº 1.959, de 21 de julho de 2022.
31. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 1,41%. Destaca-se a
aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e das novas Receitas Anuais Permitidas
das concessionárias de transmissão, conforme Resoluções Homologatórias nº 3.066/2022 e
nº 3.067/2022., ambas de julho de 2022.
32. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 4,56%. Contribuiu para esse
efeito principalmente as variações de montante e custos associados aos CCEAR Nova e Alternativa, que
impactaram a revisão em 2,54%. Por outro lado, amenizou o efeito médio a redução custo da energia
proveniente de Itaipu, cuja tarifa, estabelecida por meio da REH 3007/2021, USD 24,73 /MWh, é inferior
à vigente para o ano de 2021, USD 28,07/MWh.
33. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia.

4,56%
1,80%
1,27%
0,73%
0,58%
0,46%
0,25%
0,03%
-0,57%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Bilateral Proinfa
Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD
Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL.
Perdas Regulatórias
34. As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist,
resultando no valor de 7,1840% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica n° 048/2022SRD/ANEEL que manteve os valores da Nota Técnica n° 018/2022-SRD/ANEEL14.
35. Já as perdas não técnicas, 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 3 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. No caso da
EDP ES, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 11,8032% sobre o
mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução.
Custos da Parcela B
14 Documento SicNet nº 48554.000698/2022-00.

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 representa 29,4% dos custos da concessionária e variou em -5,0%, o que
representa um impacto tarifário de -1,76%
37. 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.
38. Os custos operacionais variaram em -2,3% contribuindo para uma redução tarifária de -
0,36%, a aplicação da metodologia indicou redução dos custos regulatórios ao longo do ciclo. Assim,
considerando-se também o índice de produtividade, agregado ao mecanismo de incentivo à qualidade e
o desconto das Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos fizeram com que
os custos operacionais ficassem menores daquele existente nas tarifas atuais.
- 2,3%
100% 97,7%

Custo Operacional Efeito Custo Custo Operacional
Processo Anterior Operacional Revisão
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração.
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL.

39. 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.
40. A remuneração do capital sofreu variação de -10,4% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto de -1,17%. Ocorre que o aumento da base liquida, em
decorrência dos investimentos realizados pela EDP ES desde sua última revisão tarifária, se mostrou
inferior à variação da Parcela B presente nas tarifas, a qual, conforme previsto em contrato, tem sido
atualizada pelo IGP-M, indicador inflacionário que apresentou forte variação nos últimos anos. Já as taxas
de remuneração diminuíram quando comparadas com as taxas previstas na revisão tarifária de 2019 da
distribuidora. O Gráfico abaixo demonstra ambos os efeitos.
- 0,5%
-9,9%
100%
89,6%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre remuneração do capital.
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL.

41. A quota de reintegração regulatória variou -5,9% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de -0,33%. apesar dos investimentos incrementais
realizados pela empresa ao longo do ciclo, a redução da remuneração de capital se deve principalmente
em função da diferença entre o índice utilizado na correção da Parcela B presente nas tarifas, IGP-M, que
sofreu forte variação nos últimos anos, e a correção de ativos da base, feita pelo IPCA.
4,9%
-10,8%
100%
94,1%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL.
42. A cobertura para anuidades variou -11,8% em relação à cobertura para Anuidades quando
comparada aos valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de -0,32% no efeito médio. Esse resultado
proveio da atualização da base de remuneração regulatória, conforme a regulamentação vigente, da qual
o cálculo das anuidades depende.
43. As receitas irrecuperáveis variaram 31,8% em relação aos valores tarifários atuais, com
impacto de 0,40% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios de
inadimplência que são admitidos para a EDP ES e da atualização da base de cálculo sobre a qual é apurada
a cobertura das receitas irrecuperáveis.
44. 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.
45. 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" (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. Os valores arrecadados de Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e
Excedente de Reativos (ER), são subtraídos da Parcela B, implicando em impacto nas tarifas de 0,01%.
Componentes Financeiros
47. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da EDP ES.
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 76.930.281 | 1,76% |
| CVA em processamento -Transporte | 35.584.105 | 0,81% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 273.947.535 | 6,26% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 18.332.909 | 0,42% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (2.367.091) | -0,05% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (57.298.184) | -1,31% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.080.322 | 0,02% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 139.824.186 | 3,19% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 83.876 | 0,00% |
| Conselho de Consumidores | (634.146) | -0,01% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (163.498.422) | -3,74% |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (154) | 0,00% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | (964.609) | -0,02% |

Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins (463.358.208) -10,59%

| Reversão da antecipação da reversão Ultrap. Demanda e Exced. Reativos | 73.987.201 | 1,69% |
| --- | --- | --- |
| Empréstimo Escassez H. - Importação julho- agosto/2021 - RTA 2022 - Energia de Revenda | (15.418.127) | -0,35% |
| Empréstimo Escassez H. - Bônus Redução Voluntária | (35.348.506) | -0,81% |
| Total | (119.117.033) | -2,72% |

Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL.
48. Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes,
contribuíram com o efeito de -2,72% na atual revisão da EDP ES.

49. Com valores positivos destacam-se os itens associados à CVA Encargos Setoriais que
totalizam um impacto de 6,26%, especialmente por causa da CVA de ESS decorrente do despacho de
geração térmica fora da ordem de mérito ao longo de 2021. Destaca-se também o financeiro de previsão
do risco hidrológico, com impacto no efeito de 3,19%.
50. Quanto os financeiros negativos, destacam-se: i) os créditos de PIS/COFINS e ii) o
empréstimo setorial referente à Escassez Hídrica.
51. Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência sobre
ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em Consulta Pública
nº 05/2021. No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações excepcionais autoriza o uso antecipado à
conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total de potencial crédito associado à
respectiva ação judicial.
52. Porém, em 27/06/2022, foi sancionada a Lei n. 14.385/2022, que disciplina devolução aos
consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais que versam sobre a retirada
do ICMS da base do PIS/COFINS. A Lei, estabelece os critérios para devolução da integralidade dos valores
requeridos a Receita Federal (RFB) até o próximo processo tarifário.
53. No caso específico da EDP ES, a ação imposta está habilitada com trânsito em julgado;
portanto, considerando o valor dos créditos já obtidos junto à Receita Federal até junho de 2022, assim
como o aproveitamento mensal previsto pela distribuidora para os próximos 12 meses, foi incluído neste
processo componente financeiro no valor atualizado de R$463.358.208,26, e reduziram o efeito ao
consumidor em -10,59%
54. Nos termos do Decreto nº 10.939/2022, da Resolução nº 2/2021 da CREG e da Medida
Provisória nº 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear medidas de
combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi aprovada a partir da
Resolução Normativa nº 1.008/2022, de 15 de março de 2022.
55. O Despacho nº 1.177/2022, de 3 de maio de 2022, indicou a data de 9 de maio para fixar
os valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e
permissionárias de distribuição de energia elétrica, referentes aos montantes de recursos solicitados nos
Termos de Aceitação às disposições do Decreto nº 10.939/2022. À EDP ES foram repassados as parcelas

associadas: à Importação julho-agosto/21, e ao Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo,
que somam R$50.766.633,05, com efeito combinado de -1,16%.
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 por 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.
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 Revisão é de
0,844%.
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. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes
da EDP ES é de 0,864%.
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 2020 e 2021, resultando em -0,33%. 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 a ser considerado nos reajustes da EDP ES, até a próxima revisão
tarifária, será de 1,71%, acrescido do Componente Q que deve ser atualizado em cada processo de
reajuste.

62. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
715.
e sem tributos, são mostrados nos Gráficos 6 e
Custo de
Transmissão
Custo de
PROINFA
11,6%
Energia
2,4%
39,3%
CDE
Encargos
13,1%
Setorias
19,6%
ESS/EER
3,2%
Custo de Outros
Distribuição 0,9%
29,4%
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL.
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
8,1% 13,6%
ICMS
25,6%
Custo de
Energia
27,2% Tributos
30,6%
PIS/COFINS
Custo de
5,0%
Distribuição
20,4%
Gráfico 7. Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL.
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão
15 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.

63. A Tabela 4 ilustra a variação ocorrida no efeito médio a ser percebido pelos consumidores
entre a proposta da Consulta Pública e o resultado da revisão tarifária.
64. As maiores diferenças entre a versão final e da CP 019/2022 ocorreram principalmente nos
Custos de Energia (efeito de 2,16%) e nos Componentes Financeiros (efeito de -9,00%).
65. O mercado total de consumidores livres e cativos verificado no período de referência na
fase final foi de 10.300.976 MWh, menor que o considerado na fase de Audiência Pública, 10.467.237
MWh, redução de 1,59%. Não obstante, a receita verificada reduziu de R$ 4.487.242.680 para R$
4.249.461.153, queda de 5,30%. Como consequência da variação de mercado, observa-se aumento do
efeito médio associado aos itens de custo fixo de natureza fixa.
66. Houve variação positiva da Parcela B com variação do efeito médio de 1,03%, passando de
-2,79% na fase de AP para -1,76% na fase final. Para a Parcela B, a principal motivação de diferença entre
as versões CP 019/2022 e esta final foi a redução do mercado de referência, ocasionado queda na receita
verificada e levando a uma diminuição dos custos operacionais regulatórios.
67. Quanto aos custos de compra de energia, a variação da CP 019/2022 para a versão final foi
de 2,16%. Contribuiram com esse resultado: (i) a redução das cotas compulsórias, assim como o aumento
das suas respectivas tarifas de repasse; (ii) a atualização de índices inflacionários; (iii) a atualização dos
parâmetros de acionamento de bandeiras tarifárias; e (iv) a atualização do dólar de R$ 4,90 para R$ 5,34.

68. Quanto aos encargos setoriais, a principal alteração se deu no aumento da CDEUso (efeito de 0,66%) e dos Encargos Serviços do Sistema e de Energia de Reserva – ESS/EER (efeito
0,87%); cujos valores anteriores eram estimados, sendo os atuais estabelecidos respectivamente pela REH
3.034/2022 e pelo Despacho nº 1708/2022. Aumentos anulados pela CDE Modicidade Eletrobras, que
não estava prevista na versão da CP 019/2022, efeito de -2,36%.
69. Para os componentes financeiros a alteração mais significativa foi o aumento do montante
de crédito financeiro relativo aos créditos de PIS/COFINS, diferença de aproximadamente R$ 463,358
milhões negativos, com impacto de -10,59%.

Tabela 4. Comparação da Proposta da CP 019/2020 e o resultado da revisão.

| CP 019/22 | Final | Variação CP 019/22 | Final | Variação CP 019/22 | Final |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Descrição | Receita | Receita | Receita | Receita | Receita | Receita Participação Participação Variação |  |
| Verificada | Verificada Verificada Requerida | Requerida Requerida na Revisão na Revisão Total |  |  |  |  |  |
| (R$) | (R$) | Final/CP | (R$) | (R$) | Final/CP | % | % |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 2.902.525.847 2.765.589.959 -4,7% 3.470.271.283 3.377.380.511 -2,7% | 12,65% | 14,40% | 1,74% |  |  |  |
| Encargos Setoriais | 607.394.078 581.865.339 -4,2% 1.015.321.097 939.872.807 -7,4% | 9,09% | 8,42% -0,67% |  |  |  |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 6.538.266 | 6.291.703 -3,8% | 6.092.414 | 5.806.280 -4,7% | -0,01% | -0,01% | 0,00% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 340.720.330 328.371.516 -3,6% 638.753.564 638.753.564 0,0% | 6,64% | 7,30% | 0,66% |  |  |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TUSD 47.680.391 45.952.298 -3,6% | 53.515.524 53.515.524 0,0% | 0,13% | 0,18% | 0,05% |  |  |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 44.085.921 41.115.888 | 34.400.323 34.400.323 0,0% | -0,22% | -0,16% | 0,06% |  |  |
| CDE Modicidade Eletrobrás | - | - | - | (100.201.930) | - | 0,00% | -2,36% -2,36% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 54.411.501 50.745.842 -6,7% 124.182.849 153.886.865 23,9% | 1,55% | 2,43% | 0,87% |  |  |  |
| PROINFA | 73.982.531 71.887.369 -2,8% 114.928.787 114.928.787 0,0% | 0,91% | 1,01% | 0,10% |  |  |  |
| P&D, Efic.Energ | 39.820.655 37.349.068 -6,2% | 43.296.103 38.631.861 -10,8% | 0,08% | 0,03% -0,05% |  |  |  |
| ONS | 154.482 | 151.655 -1,8% | 151.533 | 151.533 0,0% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 498.855.121 497.036.386 -0,4% | 551.029.406 557.163.236 1,1% | 1,16% | 1,41% | 0,25% |  |  |
| Rede Básica | 340.599.305 340.599.305 0,0% 375.613.363 383.727.357 2,2% | 0,78% | 1,01% | 0,23% |  |  |  |
| Rede Básica Fronteira | 83.470.413 83.470.413 0,0% | 92.051.282 86.768.717 -5,7% | 0,19% | 0,08% -0,11% |  |  |  |
| Rede Básica ONS (A2) | 2.120.608 | 2.120.608 0,00% | 2.338.609 | 2.098.054 -10,29% | 0,00% | 0,00% -0,01% |  |
| MUST Itaipu | 26.996.539 25.177.804 -6,74% | 30.047.960 27.112.752 -9,77% | 0,07% | 0,05% | 0,0% |  |  |
| Transporte de Itaipu | 32.820.347 32.820.347 0,00% | 36.194.322 39.390.151 8,83% | 0,08% | 0,15% | 0,1% |  |  |
| Conexão | 12.847.908 12.847.908 0,0% | 14.783.869 18.066.206 22,2% | 0,04% | 0,12% | 0,08% |  |  |
| Custo de Aquisição de Energia | 1.796.276.647 1.686.688.234 -6,1% 1.903.920.780 1.880.344.469 -1,2% | 2,40% | 4,56% | 2,16% |  |  |  |
| PARCELA B | 1.584.716.834 1.483.871.194 -6,4% 1.459.394.455 1.409.055.289 -3,4% | -2,79% | -1,76% | 1,03% |  |  |  |
| Custos Operacionais | 703.017.522 669.054.576 -4,8% 680.478.771 653.607.945 -3,9% | -0,50% | -0,36% | 0,14% |  |  |  |
| Anuidades | 122.794.212 113.479.463 -7,6% | 99.939.530 100.083.600 0,1% | -0,51% | -0,32% | 0,19% |  |  |
| Remuneração | 517.506.034 478.249.796 -7,6% 428.291.817 428.484.249 0,0% | -1,99% | -1,17% | 0,82% |  |  |  |
| Depreciação | 258.587.844 238.972.254 -7,6% 225.198.443 224.969.631 -0,1% | -0,74% | -0,33% | 0,41% |  |  |  |
| Receitas Irrecuperáveis | 58.500.524 54.062.874 -7,6% | 76.527.528 71.248.915 -6,9% | 0,40% | 0,40% | 0,00% |  |  |
| Outras ReceitasOR, UD e ER | (75.689.301) (69.947.769) -7,6% | (51.041.634) (69.339.051) 35,8% | 0,55% | 0,01% -0,53% |  |  |  |
| Reposicionamento Tarifário | 4.487.242.680 4.249.461.153 -5,3% 4.929.665.737 4.786.435.801 -2,9% | 9,86% | 12,64% | 2,78% |  |  |  |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 292.554.171 (119.117.187) | 6,23% | -2,72% -8,95% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 19.438.711 76.930.281 | 0,41% | 1,76% | 1,34% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 34.737.906 35.584.105 | 0,74% | 0,81% | 0,07% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 271.590.266 273.947.535 | 5,78% | 6,26% | 0,48% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 6.876.923 18.332.909 | 0,15% | 0,42% | 0,27% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (755.656) (2.367.091) | -0,02% | -0,05% -0,04% |  |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (72.793.534) (57.298.184) | -1,55% | -1,31% | 0,24% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.126.348 | 1.080.322 | 0,02% | 0,02% | 0,00% |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 180.448.464 139.824.186 | 3,84% | 3,19% -0,65% |  |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 83.876 | 83.876 | 0,00% | 0,00% | 0,00% |  |  |
| Conselho de Consumidores | (635.133) | (634.146) | -0,01% | -0,01% | 0,00% |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (171.498.867) (163.498.422) | -3,65% | -3,74% -0,08% |  |  |  |  |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (154) | (154) | 0,00% | 0,00% | 0,00% |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | - | (964.609) | 0,00% | -0,02% -0,02% |  |  |  |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | - | (463.358.208) | 0,00% -10,59% -10,59% |  |  |  |  |
| Reversão da antecipação da reversão Ultrap. Demanda e Exced. Reativos | 73.788.452 73.987.201 | 1,57% | 1,69% | 0,12% |  |  |  |
| Empréstimo Escassez H. - Importação julho- agosto/2021 - RTA 2022 - Energia de Revenda | (15.140.736) (15.418.127) | -0,32% | -0,35% -0,03% |  |  |  |  |
| Empréstimo Escassez H. - Bônus Redução Voluntária | (34.712.542) (35.348.506) | -0,74% | -0,81% -0,07% |  |  |  |  |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | 1,50% | 1,58% | 0,08% |  |  |  |  |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 17,59% | 11,50% -6,09% |  |  |  |  |  |

Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL.
Das Tarifas de Referência para as centrais geradoras conectadas em 138 kV
70. No processo de definição das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSDg de
referência aplicáveis às centrais geradoras conectadas nos níveis de tensão de 88 kV ou 138 kV relativas
ao ciclo tarifário 2022/2023 (48500.000424/2022-83) classificou-se erronamente o processo tarifário da

EDP ES como de reajuste. Assim, na Resolução Homologátoria nº 3.065, de 12 de julho de 2022,
Lasa16).
considerou-se nova tarifa de referência apenas para uma central geradora (UTE
71. Contudo, o fato do processo tarifário da distribuidora acessada ser revisão implica na
kV17,
definição de nova tarifa de referência para todas as centrais geradoras conectadas em 138 com
exceção das tarifas estabilizadas das usinas vencedoras de leilão de energia nova. Assim, deve-se alterar
a REH para incluir as tarifas das usinas conectadas em A2 no sistema da EDP ES, bem como a TUSDg para
as centrais geradoras não listadas nominalmente que conta na tabela do Anexo 2 da REH 3.065/2022.
Ressalta-se que a tarifa da UTE Lasa não será alterada.
72. Por fim, entende-se adequado tornar publico nova base de dados utilizadas no cálculo da
TUSDg incluindo a alteração citada, conforme os critérios estabelecidos pelos Submódulos 7.4 e 9.4 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária - Proret.
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
73. 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 PRODIST18.
74. Nos Gráficos 8 e 9 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 2025, a redução
média anual é 2,56% no DEC e de 4,77% no FEC.
16 Devido a alteração de MUSD contratado.
17 Parágrafo 16 do Submódulo 7.4
18 "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 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da EDP ES.
Fonte: Nota Técnica nº 044/2022-SRD/ANEEL.
Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da EDP ES.
Fonte: Nota Técnica nº 044/2022-SRD/ANEEL.

75. Para avaliar a consistência dos limites globais da EDP ES, apresenta-se, nos Gráficos 10 e
11, uma comparação com os limites das distribuidoras de grande porte da região Sudeste. Observa-se que
os limites de DEC e FEC da EDP ES estão aderentes à realidade da região.
Gráfico 10. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Sudeste.
Fonte: Nota Técnica nº 044/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 11. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Sudeste.
Fonte: Nota Técnica nº 044/2021-SRD/ANEEL.
76. 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 EDP ES entre 2016 e 2021:
Tabela 5. Compensações efetuadas pela EDP ES
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2016 | 998.085 | 4.877.222,27 |
| --- | --- | --- |
| 2017 | 902.605 | 4.019.754,47 |
| 2018 | 952.464 | 5.468.879,42 |
| 2019 | 964.973 | 6.608.298,22 |
| 2020 | 898.781 | 7.736.425,94 |
| 2021 | 956.568 | 10.577.845,13 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
77. A tabela abaixo apresenta a estimativa preliminar de valor mensal a ser repassado pela
CCEE à distribuidora no período de competência de agosto/2022 a julho/2023, até o 10º dia útil do mês

subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os
realizados no período de agosto/2021 a julho/2022.
Tabela 19. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 2.391.514 | 14.081.152 | 16.472.666 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | (146.750) | 791.268 | 644.518 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (171.502) | 474.889 | 303.387 |
| Subsídio Rural | (317.119) | 2.549.510 | 2.232.390 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (691.456) | 4.699.093 | 4.007.637 |
| Total | 1.064.686 | 22.595.912 | 23.660.598 |

IV – DIREITO
78. 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) Módulos 7 e 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional – Prodist; e
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 001/1995.
V – DISPOSITIVO
79. Diante do exposto e do que consta nos processos nº 48500.003568/2021-19 e nº
48500.003672/2022-86, voto por aprovar o resultado da Revisão Tarifária Periódica da EDP Espírito Santo
Distribuição de Energia (EDP ES), na forma da Resolução Homologatória anexa, a fim de:
a) homologar o resultado da revisão tarifária periódica da EDP ES, a vigorar a partir de 7
de agosto de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
11,50%, sendo de 12,46%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão
e de 11,10%, 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) incluir na Tabela do Anexo I da REH nº 3.065/2022 (TUSDg de referência para o ciclo
2022/2023) as tarifas de referência para as centrais geradoras conectadas em 138 kV no
sistema da EDP ES;
d) alterar na Tabela do Anexo II da REH nº 3.065/2022 a tarifa para EDP ES;
e) Homologar nova base de dados de utilizadas no cálculo da TUSDg para completar as
alterações necessárias;
f) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas
como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo;
g) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à EDP ES, de
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
h) definir os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
i) fixar os componentes T e Pd do Fator X em 0,864% e 0,844%, respectivamente;
j) fixar os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022 a
2025 a serem observados pela EDP ES; e
k) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2022 a 2024,
conforme tabela abaixo:
2022 2023 2024

Perdas Técnicas sobre Energia 7,18% 7,18% 7,18%
Perdas Não Técnicas sobre 11,80% 11,80% 11,80%
Brasília, 2 de agosto de 2022.
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor