REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2885/2021
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 Energisa Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S.A - ENF.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-06-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004625/2020-98 e 48500.006066/2020-51.
INTERESSADO: Energisa Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S.A. (ENF)
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva.
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) e Superintendência de Regulação dos
Serviços de Distribuição (SRD).
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Energisa Nova Friburgo - Distribuidora de Energia
S.A., a vigorar a partir de 22 de junho 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, após análise
das contribuições recebidas na Consulta Pública nº 9/2021 e na Audiência Pública nº 6/2021.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 042/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Energisa Nova Friburgo -
Distribuidora de Energia S.A. (ENF), estabeleceu a data de 22 de junho 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 dispostos nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos
de Regulação Tarifária (Proret), que tratam, respectivamente, do cálculo da Revisão Tarifária e da
Estrutura Tarifária.
3. Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 46/2020, realizada em 23 de novembro de 2020,
fui designada relatora do processo.

4. Na 9ª Reunião Pública Ordinária, ocorrida em 23 de março de 2021, a Diretoria da ANEEL
9/20211,
decidiu instaurar a Consulta Pública nº com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta
de Revisão Tarifária da concessionária.
5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD), por meio do
Memorando nº 111/2021-SRD/ANEEL2, de 13 de maio de 2021, encaminhou a apuração das perdas na
distribuição da ENF.
6. Por meio da Nota Técnica nº 066/2021-SRD/ANEEL3, de 24 de maio de 2021, a SRD
apresentou os limites para os indicadores Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
(DEC) e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC) dos conjuntos de
unidades consumidoras da ENF, para o período de 2022 a 2026, após análise das contribuições recebidas
na consulta pública.
7. A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF), por meio do Memorando
nº 159/2021-SFF/ANEEL4, de 10 de junho de 2021, encaminhou os valores da Base de Remuneração.
8. Em 16 junho de 2021, a proposta final da revisão tarifária foi encaminhada à ENF e ao
Conselho de Consumidores.
9. A Superintendência de Gestão Tarifária, por intermédio da Nota Técnica nº 132/2021SGT/ANEEL5, de 17 de junho de 2021, consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da ENF.
10. É o relatório.
1 Com período de contribuições entre 24 de março e 7 de abril de 2021 e reunião virtual em 9 de abril de 2021.
2
Documento SICNET nº 48554.000825/2021-00. A análise foi consolidada na Nota Técnica nº 059/2021-SRD/ANEEL
(Documento SICNET nº 48554.000824/2021-00).
3
Documento SICNET nº 48554.000883/2021-00.
4 Documento SICNET nº 48536.002076/2021-00. A análise foi consolidada na Nota Técnica nº 102/2021-SFF/ANEEL
(Documento SICNET nº 48536.002077/2021-00).
5 Documento SICNET nº 48581.000953/2021-00.

II – FUNDAMENTAÇÃO
11. A revisão das tarifas da ENF, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 4,95%, sendo de 9,40%, em média, para os consumidores
conectados na alta tensão e de 3,99%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
12. 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) 9,40%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 3,99%
Efeito Médio AT+BT 4,95%
13. 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, destaca-se o aumento dos custos de transmissão e de distribuição, que tem impacto mais
significativos nos consumidores de alta tensão. Em relação às novas TRs destaca-se o custo médio de
construção de redes na alta e média tensão que teve maiores aumentos, durante o último ciclo, quando
comparados aos custos da baixa tensão.
14. O efeito médio de 4,95% decorre: (i) do reposicionamento econômico (itens de Parcela A
e B), com efeito tarifário de 7,24%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de 0,79%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de -3,09%.
15. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.

5,14%
4,95%
1,77%
0,79% 0,79%
0,00%
-0,46%
-3,09%

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
16. A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores
atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para o efeito
médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária.

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da ENF

Receita Receita Requerida Participação
Variação Participação

| Verificada (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 141.690.188 | 154.090.993 | 8,8% | 6,45% | 74,8% |
| Encargos Setoriais | 22.264.670 | 25.666.352 | 15,3% | 1,77% | 12,5% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 265.310 | 287.392 | 8,3% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 17.848.317 | 17.878.991 | 0,2% | 0,02% | 8,7% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 1.870.323 | 0,0% | 0,97% | 0,9% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 0 | 916.306 | 0,48% | 0,4% |  |
| PROINFA | 2.381.327 | 2.851.626 | 19,7% | 0,24% | 1,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 1.769.716 | 1.861.714 | 5,2% | 0,05% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 36.489.972 | 46.368.097 | 27,1% | 5,14% | 22,5% |
| Uso do sistema de distribuição | 36.489.972 | 46.368.097 | 27,1% | 5,14% | 22,5% |
| Custos de Aquisição de Energia | 82.775.699 | 81.888.446 | -1,1% | -0,46% | 39,7% |
| Receitas Irrecuperáveis | 159.847 | 168.098 | 5,2% | 0,00% | 0,1% |
| PARCELA B | 50.428.478 | 51.942.222 | 3,0% | 0,79% | 25,2% |
| Custos Operacionais | 28.119.919 | 28.160.392 | 0,1% | 0,02% | 13,7% |
| Anuidades | 4.488.340 | 5.380.300 | 19,9% | 0,46% | 2,6% |
| Remuneração | 12.863.082 | 13.299.645 | 3,4% | 0,23% | 6,5% |
| Depreciação | 6.865.790 | 8.137.518 | 18,5% | 0,66% | 3,9% |
| UD+ER+OR | (1.908.654) | (3.035.633) 59,0% | -0,59% | -1,5% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 192.118.666 | 206.033.215 | 7,24% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 1.523.481 | 0,79% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 5.539.528 | 2,88% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 1.169.385 | 0,61% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (62.846) | -0,03% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 89.577 | 0,05% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 878.954 | 0,46% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (329.946) | -0,17% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 713 | 0,00% |  |  |  |
| Cálculo extraordinário de Neutralidade -Postergação da Data de Aniversário | 99.062 | 0,05% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 1.956.172 | 1,02% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (254.341) | -0,13% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (1.101.142) | -0,57% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (12.782) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (5.198.779) | -2,71% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (675.648) | -0,35% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (357.971) | -0,19% |  |  |  |
| Conta Covid Postergação | (111.906) | -0,06% |  |  |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 | (104.548) | -0,05% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,09%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 4,95%
17. O reposicionamento econômico de 7,24% é derivado das variações de custos da Parcela A
e da Parcela B.

Parcela A
18. A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais,
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica,
inclusive a geração própria. A Parcela A representa 74,8% dos custos da concessionária, variou em 8,8%,
o que representa um impacto tarifário de 6,45%.
19. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 1,77%. Destaca-se, que, a
partir de 2021, por meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, conforme disposto no
Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das
distribuidoras em 2020. Os efeitos, neste processo, referente a CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid
TUSD são, respectivamente, de 0,48% e 0,97%.
20. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 5,14%. Sobre esse item,
destaca-se o aumento da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) da ENEL RJ, com a qual mantém
Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) decorrente do impacto da CVA Transporte dessa
distribuidora.
21. As receitas irrecuperáveis variaram 5,2% em relação aos valores tarifários atuais, com
impacto de 0,00% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios de
inadimplência que são admitidos para a ENF e da atualização da base de cálculo sobre a qual é apurada a
cobertura das receitas irrecuperáveis.
22. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de -0,46%. Contribuiu para esse
efeito a redução da tarifa de energia da ENEL RJ.
Perdas Regulatórias
23. As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist,
resultando no valor de 5,10% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 059/2021SRD/ANEEL.

24. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória de
perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média
histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de chegada da trajetória é
estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que atuam em áreas tão ou mais
complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores.
No caso da ENF, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 0,02% sobre
o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução.
Custos da Parcela B
25. 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 25,2% dos custos da concessionária e variou em 3,0%, o que
representa um impacto tarifário de 0,79%
26. 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.
27. A aplicação da metodologia indicou a aumento dos custos regulatórios ao longo do ciclo,
porém o conjunto do índice de produtividade, agregado ao mecanismo de incentivo à qualidade fizeram
com que os custos operacionais ficassem apenas levemente maiores daqueles existentes nas tarifas
atuais, com variação de 0,1% e impacto na revisão tarifária foi de 0,02%.

0,1%
100,0% 100,1%

Custo Operacional Efeito Custo Custo Operacional
Processo Anterior Operacional Revisão
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
28. 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.
29. A respeito da remuneração do capital, houve variação de 3,4% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 0,23%. A situação adveio principalmente do
aumento da Base de Remuneração Líquida, que passou de R$ 94,3 milhões para R$ 120,8 milhões, ambos
a preço de junho/21. Por outro lado, a taxa média de remuneração diminuiu desta revisão comparadas
com a de 2016. O Gráfico 3 demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital.

17,6%
- 14,2%
100,0% 103,4%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
30. A quota de reintegração regulatória variou 18,5% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,66%. O aumento proveio da variação da Base
de Remuneração Bruta, que passou de R$ 165,3 milhões para R$ 214,7 milhões, ambos a preço de
junho/2021. Houve ainda leve aumento na taxa média de depreciação em relação à última revisão
tarifária (de 3,77% para 3,79%). O Gráfico 4 demonstra ambos os efeitos.
0,6%
18,0%
118,5%
100,0%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração

31. A cobertura para anuidades variou 19,9% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas,
com impacto de 0,46% 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.
32. 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.
33. 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).
34. Houve alteração na forma de tratamento das receitas de ultrapassagem de demanda e
excedente de reativos que no ciclo tarifário anterior eram contabilizadas como obrigações especiais e
nesta revisão entram como redudores da Parcela B, sendo somadas aos valores de outras receitas, de
modo que o efeito total foi de -0,59%, conforme apresentado na Tabela 2.
Componentes Financeiros
35. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da ENF:

Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 5.539.528 | 2,9% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 1.169.385 | 0,6% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (62.846) | 0,0% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 89.577 | 0,0% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 878.954 | 0,5% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (329.946) | -0,2% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 713 | 0,0% |
| Cálculo extraordinário de Neutralidade -Postergação da Data de Aniver | 99.062 | 0,1% |
| Ajuste CUSD | 1.956.172 | 1,0% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (254.341) | -0,1% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (1.101.142) | -0,6% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (12.782) | 0,0% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (5.198.779) | -2,7% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (675.648) | -0,4% |
| Conselho de Consumidores | (357.971) | -0,2% |
| Conta Covid Postergação | (111.906) | -0,1% |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidor | (104.548) | -0,1% |
| Total | 1.523.481 | 0,79% |

36. Merece destaque o montante do financeiro de reversão da Conta-Covid, cujos montantes
somados implicaram em impacto de -3,70% na revisão. Os montantes em questão equivalem a 100%
totalidade dos valores a serem revertidos pela ENF da Conta-Covid.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
37. 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.
38. Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 1 deles definido na revisão tarifária, o
que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T.

39. 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
0,37%.
40. 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 ENF é de -0,57%.
41. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à Qualidade
e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da Concessionária
entre 2019 e 2020, resultando em 0,56%. 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.
42. Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da ENF, até a próxima revisão
tarifária, será de -0,57%, acrescido dos Componentes Pd e Q que devem ser atualizados em cada processo
de reajuste.
43. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 66.
6
No Gráfico 6, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 7, foram considerados
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS,
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.

Custo de
Transmissão Receitas
22,5% Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
1,4%
Custo de
Energia
39,7%
CDE
10,0%
Impostos
12,5%
ESS/EER
Custo de 0,0%
Outros
Distribuição
1,0%
25,2%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Encargos Receitas
Custo de
Transmissão Setoriais; Irrecuperáveis

; 15,4% 8,5% ; 0,1%
ICMS;
26,3%
Tributos;
Custo de 31,4%
Energia;
PIS/COFINS;
27,3%
Custo de
5,1%
Distribuição;
17,3%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
44. O Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos, que variaram 82,95%, abaixo da variação do IGP-M de 129,80%, porém acima da variação do IPCA
de 73,16% no mesmo período.

B1 - Residencial
IGPM
IPCA
687,55
662,44
649,89
595,67
555,17 549,36
520,54 524,75
459,44
375,82
368,20
348,18
324,01
285,24
Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste Reajuste COVID Revisão

2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
45. 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 PRODIST7.
46. No Gráfico 8 e 9 é apresentado o histórico de apuração, os limites globais de DEC e FEC
propostos pela ANEEL antes e após a Consulta Pública, além desses limites propostos pela distribuidora.
7 "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."

Em relação aos limites globais propostos para o período 2022 a 2026, a redução média anual é de de
3,85% no DEC e de 5,23% no FEC.
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da ENF.
Fonte: Nota Técnica nº 066/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da ENF.
Fonte: Nota Técnica nº 066/2021-SRD/ANEEL.
47. Para avaliar a consistência dos limites globais da ENF, apresenta-se, nos Gráficos 10 e 11,
uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sudeste observa-se que
os limites de DEC e FEC da ENF estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 10. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sudeste.
Fonte: Nota Técnica nº 066/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 11. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sudeste.
Fonte: Nota Técnica nº 0066/2021-SRD/ANEEL.
48. 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 ENF entre 2016 e 2020:
Tabela 4. Compensações efetuadas pela ENF.

| Ano | Nº de Compensações | Compensação (R$) |
| --- | --- | --- |
| 2016 | 62.971 | 190.379,40 |
| 2017 | 54.720 | 151.715,74 |
| 2018 | 69.874 | 217.655,66 |
| 2019 | 55.208 | 202.905,88 |
| 2020 | 169.316 | 485.125,95 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
49. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: (i) Lei nº
9.427, de 26 de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; (iii) Lei nº 9.074, de 7 de
julho de 1995; (iv) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; (v) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos
de Regulação Tarifária – Proret; (vi) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no
Sistema Elétrico Nacional – Prodist; (vii)Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº
042/1999.
IV – DISPOSITIVO
50. Diante do exposto e do que consta dos Processos nº 48500.004625/2020-98 e nº
48500.006066/2020-51, voto por APROVAR o resultado da Revisão Tarifária Periódica da ENF, na forma
da Resolução anexa, a fim de:

a) HOMOLOGAR o resultado da Revisão Tarifária Periódica da ENF, a vigorar a partir de 22
de junho de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
4,95%, sendo de 9,40%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e
de 3,99%, 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 ENF;
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso exclusivo;
d) APROVAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) a
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) à ENF, de
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
e) DEFINIR os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
f) FIXAR o componente T do Fator X em -0,57%;
g) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022
a 2026 a serem observados pela ENF; e
h) ESTABELECER o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2022,
2023, 2024 e 2025, conforme tabela abaixo:

2022 2023 2024 2025
Perdas Técnicas sobre Energia 5,0980% 5,0980% 5,0980% 5,0980%
Perdas Não Técnicas sobre 0,0189% 0,0189% 0,0189% 0,0189%
Brasília, 22 de junho de 2021
ELISA BASTOS SILVA
Diretor