REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 10729/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Autoriza a revisão da configuração dos conjuntos de unidades consumidoras e estabelece os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da Neoenergia Distribuição Brasília para os anos de 2022 a 2026.
Assunto: Autorização
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-10-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004614/2020-16, 48500.001785/2021-66
INTERESSADO: Neoenergia Distribuição Brasília – NDB (antiga CEB Distribuição)
RELATOR:
Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, Superintendência de Regulação dos Serviços
de Distribuição – SRD
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Neoenergia Distribuição Brasília – NDB, antiga CEB
Distribuição S.A., a vigorar a partir de 22 de outubro de 2021, e definição dos correspondentes limites dos
indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e
de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC para o período de 2022 a 2026,
consolidados após a avaliação das contribuições trazidas na Consulta Pública nº 47/2021 e na Audiência
Pública nº 22/2021.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 066/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Neoenergia Distribuição Brasília -
NDB, estabelece a data de 22 de outubro de 2021 para a realização da Revisão Tarifária Periódica da
concessionária.
2. As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos
de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura
tarifária.
3. Em 23 de novembro de 2020, na 46ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, e em 26 de abril
de 2021, na 16ª SSPO, os processos foram distribuídos à minha relatoria.
4. Em 10 de agosto de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública nº
47/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de
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contribuições se estendeu de 11 de agosto de 2021 a 03 de setembro de 2021, com a Audiência Pública,
por videoconferência, realizada no dia 26 de agosto de 2021.
5. Em 10 de setembro de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição
– SRD enviou, por meio do Memorando nº 214/2020-SRD/ANEEL1, a apuração das perdas na distribuição
da concessionária, consolidada pela Nota Técnica n° 087/2021-SRD/ANEEL, de 15 de julho de 2021.
6. Em 27 de setembro de 2021, 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 276/2021-SFF/ANEEL2.
7. Em 30 de setembro de 2021, a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de
Mercado - SRM, por meio do Memorando nº 159/2021-SRM/ANEEL3, informou os contratos bilaterais
vigentes de compra e venda de energia celebrados pela distribuidora.
8. Em 06 de outubro de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira –
SFF, por meio do Memorando nº 289/2021-SFF/ANEEL4, validou os dados para a composição da Base de
Remuneração, conforme Nota Técnica nº 199-SFF/ANEEL, da mesma data. Adicionalmente, a SFF
informou os valores brutos referentes a Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos da
distribuidora no período após a RTP de 2016 até a DRAC.
9. Em 30 de setembro e 14 de outubro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT
realizou reuniões com os representantes da Neoenergia Brasília e do Conselho de Consumidores,
respectivamente5.
10. Em 15 de outubro de 2021, a SRD, por meio da Nota Técnica nº 117/2021-SRD/ANEEL6,
que realizou uma análise das contribuições da Consulta Pública nº 47/2021 relativas ao estabelecimento
1 SICNet nº 48554.001404/2021-00.
2 SICNet nº 48536.003451/2021-00.
3 SICNet nº 48580.000763/2021-00.
4 SICNet nº 48536.003554/2021-00.
5 SICNet nº 48581.001590/2021-00.
6 SICNet nº 48554.001780/2021-00.
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dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da Neoenergia Distribuição Brasília,
para os anos de 2022 a 2026.
11. As demais contribuições à Consulta Pública nº 47/2021 foram analisadas e respondidas por
meio da Nota Técnica nº 234/2021-SGT/ANEEL7, de 13 de outubro de 2021.
12. Em 15 de outubro de 2021, a SGT encaminhou a proposta final da revisão tarifária, via email, à NDB e ao conselho de consumidores, reencaminhando em 20 de outubro de 2021.
13. Em 18 de outubro de 2021, por meio da Carta NDB nº 18/20218, a concessionária solicitou
antecipar à inclusão de créditos de PIS e COFINS sobre o ICMS relativos aos meses de dezembro de 2018
a fevereiro de 2021, no valor de R$ 162.439.327, e, conforme acordado com o Diretor Relator, repassar
componente financeiro decorrente do Diferimento de Itaipu relativo aos pagamentos referentes à
potência contratada de Itaipu, no valor de R$ 254.616.646, a ser considerado neste processo de revisão
tarifária, além de um diferimento adicional na previsão do risco hidrologico, no valor de R$ 62.000.000.
14. Em 20 de outubro de 2021, por meio da Carta NDB nº 17/20219, a concessionária, e diante
da informação que seria acrescentado o componente financeiro da bandeira de escassez hidríca, revisou
a antecipação dos créditos de PIS e COFINS sobre o ICMS relativos aos meses de dezembro de 2018 a
fevereiro de 2021 para R$ 60.000.000 e retirou o adicional da previsão do risco hidrológico.
15. A SGT, por meio da Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021,
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da NDB.
II – FUNDAMENTAÇÃO
16. A revisão das tarifas da NDB, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 11,10%, sendo de 9,16%, em média, para os consumidores
conectados na alta tensão e de 11,85%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
7 SICNet nº 48581.001589/2021-00.
8 SICNet nº 48513.028616/2021-00.
9 SICNet nº 48513.028930/2021-00.
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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) 9,16%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 11,85%
Efeito Médio AT+BT 11,10%
Fonte: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL
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. O efeito médio de 11,10% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas
A e B, com efeito tarifário de 8,46%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de -1,74%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de 4,38%.
20. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
11,10%
5,86%
4,32% 4,38%
0,36%
0,08%
-1,74%
-2,17%

Encargos Transporte Energia Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico- 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL
21. 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.
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22. 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 NDB
Receita Verificada Receita Requerida Participação na Participação na
Variação

| (R$) | (R$) | Revisão | Receita |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 2.327.289.916 | 2.559.410.512 | 10,0% | 8,09% | 82,2% |
| Encargos Setoriais | 490.712.649 | 614.579.225 | 25,2% | 4,32% | 19,7% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.327.060 | 2.460.820 | 5,7% | 0,00% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 354.066.678 | 342.853.690 | -3,2% | -0,39% | 11,0% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 50.488.009 | 0,0% | 1,76% | 1,6% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 0 | 94.180.952 | 3,28% | 3,0% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 62.395.088 | 41.566.514 | -33,4% | -0,73% | 1,3% |
| PROINFA | 48.064.158 | 57.383.789 | 19,4% | 0,32% | 1,8% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 23.859.665 | 25.645.452 | 7,5% | 0,06% | 0,8% |
| Custos de Transmissão | 388.404.438 | 326.137.336 | -16,0% | -2,17% | 10,5% |
| Rede Básica | 247.034.786 | 197.591.019 | -20,0% | -1,72% | 6,3% |
| Rede Básica Fronteira | 64.235.920 | 60.721.014 | -5,5% | -0,12% | 2,0% |
| Rede Básica ONS (A2) | 771.746 | 430.440 | -44,2% | -0,01% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 28.819.683 | 24.498.004 | -15,0% | -0,15% | 0,8% |
| Transporte de Itaipu | 39.175.373 | 29.512.861 | -24,7% | -0,34% | 0,9% |
| Conexão | 8.366.931 | 13.383.998 | 60,0% | 0,17% | 0,4% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1.433.534.087 | 1.601.847.651 | 11,7% | 5,86% | 51,5% |
| Receitas Irrecuperáveis | 14.638.742 | 16.846.299 | 15,1% | 0,08% | 0,5% |
| PARCELA B | 542.548.987 | 552.988.626 | 1,9% | 0,36% | 17,8% |
| Custos Operacionais | 326.212.857 | 331.469.669 | 1,6% | 0,18% | 10,6% |
| Anuidades | 50.799.239 | 58.966.754 | 16,1% | 0,28% | 1,9% |
| Remuneração | 129.689.080 | 138.465.098 | 6,8% | 0,31% | 4,4% |
| Depreciação | 72.677.379 | 81.878.432 | 12,7% | 0,32% | 2,6% |
| Outras Receitas | (27.871.235) | (33.743.779) | 21,1% | -0,20% | -1,1% |
| Ultrapassagem de Demanda e Excedente Reativo | (8.958.332) | (24.047.548) 168,4% | -0,53% | -0,8% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 2.869.838.903 | 3.112.399.138 | 8,45% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (49.849.936) | -1,74% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 399.056.232 | 13,91% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 46.522.533 | 1,62% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 73.984.260 | 2,58% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (2.606.688) | -0,09% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 12.356.561 | 0,43% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (24.909.205) | -0,87% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (11.957.224) | -0,42% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 754.198 | 0,03% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 34.330.495 | 1,20% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 160.929.283 | 5,61% |  |  |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 41 | (1.606.133) | -0,06% |  |  |  |
| Decreto 10.665/2021 - Diferimento Itaipu | (254.616.646) | -8,87% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (135.816.779) | -4,73% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid | (120.490.175) | -4,20% |  |  |  |
| PIS/Cofins a compensar | (60.000.000) | -2,09% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (534.633) | -0,02% |  |  |  |
| Bandeira Escassez Hidríca | (165.246.015) | -5,76% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 4,38%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 11,10%
5

23. O reposicionamento econômico de 8,46% é derivado das variações de custos da Parcela A
e da Parcela B.
Parcela A
24. 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 82,2% dos custos da concessionária, com impacto
tarifário de 8,09%.
25. Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 4,32%, com destaque para o
pagamento do empréstimo referente à Conta-Covid (destinada a receber os recursos de operação
financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020),
a partir de 2021 por meio de CDE específica, que contribuiu para um aumento de 5,04%.
26. Os custos de transmissão impactaram a revisão em -2,17%, principalmente decorrente 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
devido ao reperfilamento da dívida da RBSE no cálculo das novas tarifas.
27. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a uma
variação no efeito médio de 5,86%, com destaque para os contratos bilaterais, atualizados pelo IGPM,
com impacto de 4,09%.
Perdas Regulatórias
28. 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 7,73% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 87/2021SRD/ANEEL.
29. 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
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perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média
histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de chegada da trajetória é
estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que atuam em áreas tão ou mais
complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores.
No caso da NDB, conforme regra definida no Submódulo 2.6 do PRORET, o ponto de partida foi
estabelecido em 6,79% sobre o mercado de baixa tensão faturado, sem trajetória de redução.
Custos da Parcela B
30. 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 1,9% em relação ao processo anterior, impactando 0,36% o processo
tarifário.
31. 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.
32. A aplicação da metodologia indicou aumento dos custos regulatórios ao longo do ciclo,
com impacto de 0,18%, por estarem abaixo do intervalo eficiente.
33. 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.
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34. A remuneração do capital variou 6,8% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas,
o que representou impacto tarifário de 0,31%. A situação adveio da soma dos efeitos do aumento da Base
de Remuneração Líquida e da taxa média de remuneração desta revisão comparada com a revisão
anterior. O Gráfico 3 demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital.
7,8%
- 1,1%
106,8%
100,0%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL
35. A quota de reintegração regulatória variou 12,7% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto de 0,32%. O aumento proveio da variação da Base de
Remuneração Bruta, que foi maior do que a taxa de inflação desde a última revisão, descontado o
crescimento do mercado e a produtividade, além de pequeno aumento da taxa média de depreciação
em relação a última revisão tarifária (de 3,67% para 3,71%). O Gráfico 4 demonstra ambos os efeitos.
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1,1%
11,6%
112,7%
100,0%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL
36. A cobertura para anuidades variou 16,1% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas,
com impacto de 0,28% 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.
37. 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.
38. 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).
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39. O efeito tarifário referente as ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras
receitas nesta revisão tarifária foi de -0,73%, já considerando receitas extras de UDER entre a data-base
do laudo de ativos do 4º CRTP (maio/2016) e a data da DRAC da distribuidora (fev/2017).
Componentes Financeiros
40. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão:
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 399.056.232 | 13,91% |
| CVA em processamento - Transporte | 46.522.533 | 1,62% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 73.984.260 | 2,58% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (2.606.688) | -0,09% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 12.356.561 | 0,43% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (24.909.205) | -0,87% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (11.957.224) | -0,42% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 754.198 | 0,03% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 34.330.495 | 1,20% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 160.929.283 | 5,61% |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 414) | (1.606.133) | -0,06% |
| Decreto 10.665/2021 - Diferimento Itaipu | (254.616.646) | -8,87% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (135.816.779) | -4,73% |
| Reversão Conta-Covid | (120.490.175) | -4,20% |
| PIS/Cofins a compensar | (60.000.000) | -2,09% |
| Conselho de Consumidores | (534.633) | -0,02% |
| Bandeira Escassez Hidríca | (165.246.015) | -5,76% |
| Total | (49.849.936) | -1,74% |

Fonte: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL
41. Os componentes financeiros relacionados à CVA em Processamento foram validados pela
SFF, por meio do Memorando nº 276/2021-SFF/ANEEL.
42. Destacam-se, com impacto positivo nas tarifas, os valores da CVA, que totalizam um
impacto de 15,65%, sendo 11,46% decorrente da CVA-energia, 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.
43. Já os financeiros negativos, destacam-se o saldo remanescente da Conta Covid, com
impacto de -4,2%; e, conforme à Carta NDB nº 17/2021, de 20/10/2021, a consideração antecipada do
diferimento do saldo do bônus de Itaipu, nos termos do Decreto 10.665/2021, no valor de R$ 254.616.646,
10

com impacto de -8,9%, a inclusão dos créditos de PIS/COFINS sobre o ICMS10 a receber no período de
dezembro/18 a fevereiro/21, no valor de R$ 60.000.000, com impacto de -2,09%.
44. As bandeiras tarifárias também contribuíram que o processo tarifário não tivesse aumento
adicional de 4,96%, não obstante terem sido insuficientes para mitigar o cenário de escassez, mesmo
considerando os descontos de cobertura com risco hidrológico no processo anterior.
45. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenrgética (CREG), mediante a
Resolução nº 3/202111, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com
aplicação de setembro/21 a abril/22.
46. Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de
bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo.
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente
patamar específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos
termos do Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento
e quarenta e dois reais por megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados
pela Aneel: (...)
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar
receitas e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.
47. Desta forma, 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.
10 Os créditos de PIS/COFINS, acerca de ações judiciais que questionam a incidência sobre ICMS, são tema da Consulta Pública
nº 05/2021 da ANEEL. Segundo a NDB, esses" valores não se confundem com o retroativo relativo à questão judicial, do período
de 5 anos entre jul/2012 a jun/2017, de R$ 280 milhões, relatado em cartas anteriores em resposta aos Ofício Circular nº
02/2021– DIR/ANEEL e Ofício Circular 04/2020–DR/ASD/ANEEL, relativo ao andamento dos processos judiciais. Com a recente
decisão da modulação pelo STF, sobre a não retroatividade anterior à decisão do STF em mar/2017, a maior parte do alcance
retroativo da questão judicial (2012 a 2017) ficou prejudicada, assim, quando houver o trânsito em julgado, apenas alguns
meses remanescentes de 2017 serão alcançados pelo sucesso na ação".
11 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >> Resolução nº 3
da REG.
11

48. 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.
49. 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 julho. Nessa
apuração, os custos foram superiores as receitas e o efeito financeiro da CVA será positivo, ou seja, uma
tarifa mais elevada.
50. Especificamente quanto ao déficit acumulado pela distribuidora na conta bandeiras, devese compatibilizar seu recolhimento via tarifa com medidas a serem propostas para compensar o déficit
total da conta de maneira direta. Assim, propõe-se um tratamento excepcional nos processos tarifários,
especialmente aqueles que ocorrem entre outubro de 2021 e junho 2022, a fim de expurgar da tarifa esse
custo que será arcado por operação de empréstimo.
51. Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional: no processo tarifário
vigente, será considerado um componente financeiro negativo, para expurgar o efeito dos custos não
cobertos pelas bandeiras e que serão recuperados através de operação de crédito. No processo tarifário
subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic.
52. Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.
53. Todas as medidas de mitigação, cujo efeito total foi de reduzir em 20,9% o impacto
tarifário, 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.
12

Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de
melhoria da qualidade
54. 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.
55. O componente de produtividade do Fator X – Pd, calculado de forma ex-post para a
índice de ajuste de mercado
distribuidora, se denomina 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 -0,02%.
56. 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 NDB é de -0,91%.
57. 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 0,00%.
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão
58. A tabela a seguir ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada em
Audiência Pública e o resultado da revisão tarifária.
13

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 7,62% | 8,09% | 0,47% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 4,85% | 4,32% | -0,54% |
| Custos de Transmissão | -2,43% | -2,17% | 0,26% |
| Custo de Aquisição de Energia | 5,14% | 5,86% | 0,72% |
| Receitas Irrecuperáveis | 0,06% | 0,08% | 0,02% |
| PARCELA B | 0,20% | 0,36% | 0,17% |
| Reposicionamento Tarifário | 7,82% | 8,45% | 0,63% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | -2,2% | -1,74% | 0,46% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anter | 4,4% | 4,4% | 0,01% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 9,99% | 11,10% | 1,11% |

59. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Consulta
Pública foram:
a) Na Parcela A, destaca-se a variação de 0,72% dos custos de compra de energia,
decorrentes do aumento do dólar no período e dos valores dos contratos por
disponibilidade de energia nova/alternativa, que foram atualizados;
b) Já a Parcela B variou apenas 0,17%, 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;
c) Já os componentes financeiros variaram 0,46% em comparação ao apresentado na CP,
principalmente em decorrência da CVA-energia e encargos calculada pela ANEEL, que foi
maior do que a previsão da empresa, não obstante os diferimentos solicitados pela
distribuidora, por meio da Carta NDB nº 17/2021,e a inclusão do componente financeiro
da bandeira de escassez hídrica, terem contribuido para que o aumento não fosse ainda
maior.
Subvenção CDE e composição das Tarifas
60. O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de
outubro/2021 a setembro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$3.173.852, já
14

contemplando o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de
outubro/2020 a setembro/2021.
61. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 4 e 512.
Receitas
Transmissão
Irrecuperáveis
10,5%
0,5% PROINFA
Energia 1,8%
51,5%
CDE
15,7%
Impostos
19,7%
ESS/EER
1,3%
Outros
Distribuição
0,9%
17,8%
Gráfico 4. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL
Receitas
Transmissão Encargos;
Irrecuperáveis
15,1%
; 8,0%
; 0,4%
ICMS;
20,7%
Tributos;
23,5%
Energia;
PIS/COFINS;
39,4%
2,8%
Distribuição;
13,6%
Gráfico 5. Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL
12 No Gráfico 4, 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 5, 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.
15

62. O Gráfico abaixo ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da concessionária nos últimos
10 anos, que variaram 94,1%, abaixo das variações do IGP-M no mesmo período, de 119,1%, mas acima
do IPCA, de 69,9%.
B1 - Residencial 574,87
IGPM
557,22
IPCA
524,79 518,01 514,78
482,44
456,99 451,69
436,76
369,31
302,75
296,15
256,47
242,53
Revisão RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Revisão RTE Reajuste RTE Reajuste Reajuste Reajuste Revisão

2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2018 2019 2020 2021
Gráfico 6. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
63. 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 PRODIST13.
13 "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."
16

64. Nos Gráficos 9 e 10 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 2022 a 2026, a
redução média anual é de 3,98% no DEC e de 6,00% no FEC.
Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da Neoenergia Brasília.
Fonte: Nota Técnica nº 117/2021-SRD/ANEEL.
17

Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da Neoenergia Brasília.
Fonte: Nota Técnica nº 117/2021-SRD/ANEEL.
65. Para avaliar a consistência dos limites globais da Neoenergia Brasília, apresenta-se, nos
Gráficos 11 e 12, uma comparação com os limites das distribuidoras de grande porte da região Centrooeste. Observa-se que os limites de DEC e FEC da Neoenergia Brasília estão aderentes à realidade da
região.
18

Gráfico 11. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Centro-oeste.
Fonte: Nota Técnica nº 117/2021-SRD/ANEEL.
Gráfico 12. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Centro-oeste.
Fonte: Nota Técnica nº 117/2021-SRD/ANEEL.
19

66. 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 Neoenergia Brasília entre 2016 e 2020:
Tabela 5. Compensações efetuadas pela Neoenergia Brasília.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2016 | 1.382.746 | 5.657.567,82 |
| --- | --- | --- |
| 2017 | 899.887 | 4.587.330,68 |
| 2018 | 1.096.150 | 5.350.951,73 |
| 2019 | 1.140.683 | 7.574.529,62 |
| 2020 | 1.120.944 | 10.797.190,67 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
67. 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 066/1999.
IV – DISPOSITIVO
68. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 066/1999 e no que constam
dos Processos nº 48500.004614/2020-16 e nº 48500.001785/2021-66, voto no sentido de APROVAR o
resultado da revisão tarifária periódica de 2021 da Neoenergia Brasília - NDB, na forma da minuta de
Resolução Homologatória anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica da NDB, a vigorar a partir de
22/10/2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
11,10%, sendo de 9,16%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e
de 11,85%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão;
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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 NDB, 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 -0,91%;
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022
a 2026 a serem observados pela NDB; e
g) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2022 a 2025,
conforme tabela abaixo:

2022 2023 2024 2025
7,731% 7,731% 7,731% 7,731%
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada

Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 6,788% 6,788% 6,788% 6,788%
Brasília, 21 de outubro de 2021
(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor
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