REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3073/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Nova Palma Energia Ltda - Nova Palma.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-07-21
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.003573/2021-13 e 48500.001559/2022-66
INTERESSADO: Nova Palma Energia Ltda.
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos
Serviços de Distribuição – SRD
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Nova Palma Energia Ltda., a vigorar a partir
de 22/07/2022, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção
por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2023 a 2027, após conclusão da fase da Consulta
Pública nº 16/2022.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 107/2001, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Nova Palma Energia Ltda. (Nova
Palma), estabelece a data de 22 de julho de 2022 para a realização da Revisão Tarifária Periódica da
concessionária.
2. As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos
de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura
tarifária.
3. Em 8 de novembro de 2021, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 44/2021, o processo
foi distribuído a minha relatoria.
1.0081,
4. A Resolução Normativa nº de 15 de março de 2022, dispôs sobre a Conta Escassez
Hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE.
5. Em 19 de abril de 2022, durante a 13ª RPO da Diretoria Colegiada da ANEEL, o resultado
preliminar da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Nova Palma Energia Ltda. foi apresentado, sendo
instaurada a Consulta Pública nº 16/2022, realizada entre 20 de abril de 2022 e 3 de junho de 2022, para
1 Disponível em

colher subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022
da Nova Palma.
6. Em 12 de maio de 2022, a ANEEL realizou Audiência Pública virtual na qual foram
apresentados o resumo da metodologia empregada nos processos de revisão tarifária, os resultados
preliminares do reposicionamento tarifário e os limites dos indicadores de continuidade de Duração
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção
por Unidade Consumidora – FEC, para 2023 a 2027.
7. Em 21 de junho de 2022, considerando-se o processo de desestatização da Eletrobrás
estabelecido na Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu autorizar a
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT a aplicar os procedimentos e realizar o tratamento tarifário
associado ao rateio do aporte inicial decorrente da capitalização da Eletrobrás, conforme proposta
92/2022-SGT/ANEEL2,
preliminar indicada na Nota Técnica nº de 20 de junho de 2022, sendo instituída,
portanto, a CDE Modicidade Eletrobrás.
8. Em 27 de junho de 2022, foi sancionada a Lei nº 14.385/2022, que disciplina a devolução
aos consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais que versam sobre a
retirada do ICMS da base do PIS/COFINS.
9. Nesta mesma data, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD
enviou Memorando nº 162/2022-SRD/ANEEL3, a respeito da apuração das perdas na distribuição da
concessionária. E a Superintendência de Fiscalização Econômico e Financeira – SFF, por meio do
Memorando nº 175/2022-SFF/ANEEL4, apresentou as informações atinentes à validação de pagamentos
da Parcela A, Garantias Financeiras, Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos
da distribuidora.
10. Em 5 de julho de 2022, por meio da Nota Técnica nº 103/2022-SGT/ANEEL5, a SGT analisou
as contribuições da Consulta Pública nº 16/2022.
11. Em 7 de julho de 2022, foi realizada uma reunião com os representantes da Nova Palma
para tratar do cálculo final da revisão da distribuidora. Também estava prevista uma reunião a ser
realizada com o Conselho de Consumidores, inviabilizada por não haver resposta à convocação feita pela
SGT.
12. Em 8 de julho de 2022, por meio do Memorando nº 185/2022-SFF/ANEEL6, a SFF informou
a validação dos dados para a composição da Base de Remuneração da distribuidora.
2 Documento SIC nº 48581.001709/2022-00.
3 Documento SIC nº 48554.001384/2022-00.
4 Documento SIC nº 48536.002326/2022-00.
5 Documento SIC nº 48581.001281/2022-00.
6 Documento SIC nº 48536.002453/2022-00.

13. No dia 13 de julho de 2022, a proposta final do cálculo da revisão tarifária foi encaminhada
por e-mail à Nova Palma e ao conselho de consumidores7.
14. Em 21 de junho de 2022, por meio da Nota Técnica nº 42/2022-SRD/ANEEL8, a SRD
apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para a proposta de estabelecimento dos limites
dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Nova Palma, para
os anos de 2023 a 2027.
15. Em 15 de julho de 2022, por meio da Nota Técnica nº 124/2022-SGT/ANEEL9, a SGT
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da Distribuidora.
II – FUNDAMENTAÇÃO
16. A revisão das tarifas da NOVA PALMA, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 8,70%, sendo de 4,98%, em média, para os
consumidores conectados na alta tensão e de 9,86%, em média, para os consumidores conectados na
baixa tensão.
17. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1.
Tabela 1. Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 4,98%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 9,86%
Efeito Médio AT+BT 8,70%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
18. O efeito médio de 8,70% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas
A e B, com efeito tarifário de 15,92%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de -14,05%; (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de 8,69%; e (iv) da subvenção prevista na Lei 14.299/2022, de 5 de jaeniro de 2022, que
representou o impacto de -1,86%.
19. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo deve-se à aplicação da Lei nº 14.299,
de 5 de janeiro de 2022, que instituiu subvenção econômica às concessionárias do serviço público de
distribuição de energia elétrica com mercados próprios inferiores a 350 GWh (trezentos e cinquenta
gigawatts-hora) anuais. Ocorre que a aplicação do dispositivo legal implicou em efeitos exclusivamente
7 Documento SIC nº 48581.001899/2022-00.
8
Documento SIC nº 48554.001362/2022-00.
9 Documento SIC nº 48581. 001895/2022-00.

para consumidores do Grupo A, cujas tarifas calculadas mostraram-se superiores às praticadas pela
concessionária adjacente, RGE.
20. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
8,69% 8,70%
6,83%
4,13%
3,47%
1,51%
-0,01%
-1,86%
-14,05%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Subvenção Lei Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros nº 14.299 Consumidor
Anteriores
Gráfico - 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
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.
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

Receita Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação

| Verificada (R$) Verificada (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 34.175.916 | 34.176.175 | 40.208.632 | 17,7% | 12,45% | 71,6% |
| Encargos Setoriais | 7.439.816 | 7.439.873 | 9.441.039 | 26,9% | 4,13% | 16,8% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 75.050 | 75.051 | 73.375 | -2,2% | -0,00% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 4.681.008 | 4.681.043 | 6.277.946 | 34,1% | 3,30% | 11,2% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 240.800 | 240.802 | 237.500 | -1,4% | -0,01% | 0,4% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 803.601 | 803.608 | 790.965 | -1,6% | -0,03% | 1,4% |
| CDE Modicidade Eletrobrás | - | - | (1.110.000) | - | -2,29% | -2,0% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 540.003 | 540.007 | 1.712.489 217,1% | 2,42% | 3,0% |  |
| PROINFA | 714.408 | 714.414 | 1.038.654 | 45,4% | 0,67% | 1,8% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 384.946 | 384.949 | 420.110 | 9,1% | 0,07% | 0,7% |
| Custos de Transmissão | 10.708.953 | 10.709.035 | 14.017.506 | 30,9% | 6,83% | 25,0% |
| MUST Itaipu | 306.176 | 306.178 | 270.104 -11,8% | -0,07% | 0,5% |  |
| Transporte de Itaipu | 294.075 | 294.078 | 385.890 | 31,2% | 0,19% | 0,7% |
| Uso do sistema de distribuição | 10.108.702 | 10.108.779 | 13.361.512 | 32,2% | 6,71% | 23,8% |
| Custos de Aquisição de Energia | 15.997.952 | 15.998.074 | 16.727.897 | 4,6% | 1,51% | 29,8% |
| Receitas Irrecuperáveis | 29.194 | 29.194 | 22.189 -24,0% | -0,01% | 0,0% |  |
| PARCELA B | 14.278.536 | 14.278.536 | 15.957.830 | 11,8% | 3,47% | 28,4% |
| Custos Operacionais | 9.624.188 | 9.624.188 | 9.348.888 | -2,9% | -0,57% | 16,6% |
| Anuidades | 1.751.606 | 1.751.606 | 1.988.980 | 13,6% | 0,49% | 3,5% |
| Remuneração | 2.564.795 | 2.564.795 | 3.653.054 | 42,4% | 2,25% | 6,5% |
| Depreciação | 1.299.561 | 1.299.561 | 1.836.523 | 41,3% | 1,11% | 3,3% |
| UD+ER+OR | (961.614) | (961.614) | (869.615) -9,6% | 0,19% | -1,5% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 48.454.451 | 48.454.711 | 56.166.462 | 15,92% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (6.808.455) | -14,05% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 1.702.899 | 3,51% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 130.093 | 0,27% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 1.964.092 | 4,05% |  |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 1.094 | 0,00% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 94.915 | 0,20% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (5.920.150) | -12,22% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (111.923) | -0,23% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 3.373 | 0,01% |  |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (114.690) | -0,24% |  |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 7.955 | 0,02% |  |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 3.583.038 | 7,39% |  |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 1.370.359 | 2,83% |  |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (2.113.296) | -4,36% |  |  |  |  |
| Neutralidade Crédito de Pis/COFINS | 44.871 | 0,09% |  |  |  |  |
| Ajuste Financeiro de Itaipu (Decreto nº 10.665/2021) | 203.009 | 0,42% |  |  |  |  |
| Reversão do Diferimento da Parcela B | 1.793.403 | 3,70% |  |  |  |  |
| Reversão da cobertura excedente do Conselho de Consumidores | (306.025) | -0,63% |  |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (12.435) | -0,03% |  |  |  |  |
| Arrecadação de CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | (16.994) | -0,04% |  |  |  |  |
| Crédito de PIS/COFINS | (6.692.138) | -13,81% |  |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação | (151.319) | -0,31% |  |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de Redução Voluntária | (479.909) | -0,99% |  |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Diferimento | (1.788.677) | -3,69% |  |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 8,69%
Efeito Médio sem aplicação da Lei 14.299 10,55%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores (com Lei 14.299) 8,70%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT
23. O reposicionamento econômico de 15,92% 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 71,6% dos custos da concessionária, com impacto
tarifário de 12,45%.
25. Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 4,13%, com destaque para a
nova cota de CDE (Uso) de 2022 para a distribuidora, cujo efeito foi de 3,30%, o aumento dos ESS e EER,
com impacto de 2,42%, e do Proinfa, com impacto de 0,67%.
26. Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,29% associada à nova
CDE Modicidade Eletrobrás, cuja aplicação da proposta preliminar de regulamentação, disposta na Nota
Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL, de 20 de junho de 2022, foi autorizada pela Diretoria Colegiada da ANEEL.
27. Os custos de transporte impactaram a revisão em 6,83% em decorrência, principalmente,
da aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) da RGE, conforme Resolução
Homologatória nº 3.045/2022, que contribuiu com 6,71%.
28. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a uma
variação no efeito médio de 1,51%. Destaca-se a redução de custo da energia de Itaipu que é vinculada à
cotação do dolar e ao preço da tarifa de repasse da potência contratada (REH 3.007/2021), que contribuiu
com impacto de -1,17% no efeito médio. Por outro lado, destacam-se com impactos positivos: (i) o custo
associado aos Contratos de Cotas de Garantia Física – CCGF, que contribuiu com impacto de 0,65%; e (ii)
o custo da energia associada ao contrato de suprimento com a Copel Geração Ltda, vinculado à variação
do IPCA, que contribuiu com impacto de 1,70%.
Perdas Regulatórias
29. As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist,
resultando no valor de 8,49% em relação à energia injetada, conforme Memorando nº 162/2022SRD/ANEEL10.
30. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis.
31. No caso da NOVA PALMA, o ponto de partida para o ano de 2002 foi estabelecido em 0,56%
sobre o mercado de baixa tensão faturado, com trajetória de redução, com meta de 0,52% ao final do
ciclo.
Custos da Parcela B
nº
10 Documento SIC 48554.001384/2022-00.

32. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela
distribuidora. A Parcela B variou 11,8% em relação ao processo anterior, impactando em 3,47% o processo
tarifário.
33. 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.
34. No caso da NOVA PALMA, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está
levemente abaixo do intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo que os novos valores
reconhecidos nas tarifas ao longo do ciclo deverão sofrer adequação mediante aplicação do componente
T do Fator X, definido como -0,01%.
35. 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.
36. A remuneração do capital variou 42,4% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas,
o que representou impacto tarifário de 2,25%. A situação adveio do aumento da Base de Remuneração
Líquida, conforme indicado no Gráfico 3.
43,3%
- 0,9%
142,4%
100,0%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)

Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
37. A quota de reintegração regulatória variou 41,3% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto de 1,11%. O aumento proveio da variação da Base de
Remuneração Bruta e da redução da taxa média de depreciação, em relação a última revisão tarifária (de
3,83% para 4,10%). O Gráfico 3 demonstra ambos os efeitos.
33,6%
7,7%
141,3%
100,0%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
38. A cobertura para anuidades variou 13,6% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas,
com impacto de 0,49% na revisão. Esse resultado proveio principalmente da atualização da Base de
Remuneração Regulatória, da qual o cálculo das anuidades depende.

16,9%
-3,3%
113,6%
100,0%

Anuidades Efeito Efeito Base de Anuidades
Processo Anterior WACC Anuidades Revisão
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre as anuidades
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
39. 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.
40. A Resolução Normativa nº 1.000/2021 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).
41. O efeito tarifário referente a ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras
receitas nesta revisão tarifária foi de 0,19%, já considerando receitas extras de UDER entre a data-base
do laudo de ativos do 4º CRTP (dez/2016) e a data da DRAC da distribuidora (fev/2017).
Componentes Financeiros
42. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão:

Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 1.702.899 | 3,51% |
| CVA em processamento - Transporte | 130.093 | 0,27% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 1.964.092 | 4,05% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 1.094 | 0,00% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 94.915 | 0,20% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (5.920.150) | -12,22% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (111.923) | -0,23% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 3.373 | 0,01% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (114.690) | -0,24% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 7.955 | 0,02% |
| Ajuste CUSD | 3.583.038 | 7,39% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 1.370.359 | 2,83% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (2.113.296) | -4,36% |
| Neutralidade Crédito de Pis/COFINS | 44.871 | 0,09% |
| Ajuste Financeiro de Itaipu (Decreto nº 10.665/2021) | 203.009 | 0,42% |
| Reversão do Diferimento da Parcela B | 1.793.403 | 3,70% |
| Reversão da cobertura excedente do Conselho de Consumidores | (306.025) | -0,63% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (12.434,74) | -0,03% |
| Arrecadação de CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | (16.994) | -0,04% |
| Crédito de PIS/COFINS | (6.692.138) | -13,81% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação | (151.319) | -0,31% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de Redução Voluntária | (479.909) | -0,99% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Diferimento | (1.788.677) | -3,69% |
| Total | (6.808.455) | -14,05% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
43. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos
Setoriais, com 4,05%, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao longo de
2021, bem como do aumento do encargo de CDE Uso para o ano de 2022 em relação à cobertura
considerada no RTA de 2021.
44. Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste de 3,51%,
sendo que os impactos mais significativos foram as exposições ao MCP relacionadas ao risco hidrológico
dos CCGF, Itaipu e dos CCEAR-Q repactuados.
45. É importante explicar que os percentuias associados aos financeiros de Neutralidade de
Custos de Transporte e de Ajuste CUSD, com efeitos respectivamente de -12,22% e 7,39%, são
decorrentes da alteração/migração do nível de tensão de conexão associada ao Contrato de Uso de
Sistema de Distribuição – CUSD firmados junto à RGE, de A4 para A3. Ocorre que a migração, ocorrida em
dezembro de 2021, gerou diferenças de montantes e tarifas em relação aos valores previstos no processo
tarifário de 2021, implicando, respectivamente, em efeitos na Neutralidade e Ajuste Cusd. O efeito
conjunto dos dois financeiros no atual processo foi de -4,82%, amenizando, portanto, os custos

assossiados ao transporte. De acordo com metodologia que consta do Submódulo 3.3A do Proret, tendo
em vista que a migração não ocorreu de forma concatenada com a data de aniversário da NOVA PALMA,
no processo tarifário de 2023 deverão ser apurados financeiros de ajuste remanescente, os quais devem
contribuir para amenização do efeito tarifário daquele processo.
46. Com relação aos financeiros negativos, destacam-se os itens de mitigação de efeito os quais
são descritos na seção seguinte.
II.1. Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários
47. Além do mecanismo econômico da CDE Modicidade Eletrobrás, foram estudados e
elaborados mecanismos financeiros para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano,
com intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a
sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos
financeiros foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo.
a) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
48. A Lei nº 14.385/2022, que "Altera a Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, para
disciplinar a devolução de valores de tributos recolhidos a maior pelas prestadoras do serviço público de
distribuição de energia elétrica", foi publicada em 28 de junho de 2022.
49. A Lei estabelece no caput do art. 3º-B o comando para a destinação integral aos usuários
do serviço os créditos de PIS/COFINS. Ainda, no seu parágrafo 1º consta que a destinação será do valor
total do crédito utilizado em compensação perante a Secretaria da Receita Federal do Brasil, acrescido de
juros, e da integralidade dos créditos requeridos à Receita Federal do Brasil a serem compensados até o
processo tarifário subsequente, conforme projeção a ser realizada por esta Agência, conforme texto
transcrito a seguir:
[...]
Art. 3º-B A ANEEL deverá promover, nos processos tarifários, a destinação integral, em proveito
dos usuários de serviços públicos afetados na respectiva área de concessão ou permissão, dos
valores objetos de repetição de indébito pelas distribuidoras de energia elétrica relacionados às
ações judiciais transitadas em julgado que versam sobre a exclusão do Imposto sobre Circulação de
Mercadores e Serviços – ICMS da base de cálculo das contribuições para o Programa de Integração
Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público – PIS/PASEP e da Contribuição para
Financiamento da Seguridade Social – COFINS.
§1º Para a destinação de que trata o caput deste artigo, deverá ser considerado nos processos
tarifários:
I – o valor total do crédito utilizado em compensação perante a Secretaria da Receita Federal
do Brasil, acrescido de juros conforme o § 4º do art. 39 da Lei nº 9.250, de 26 de novembro de 1995;
II – a integralidade dos valores dos créditos requeridos à Receita Federal do Brasil a serem
compensados até o processo tarifário subsequente, conforme projeção a ser realizada pela ANEEL
III – tributos incidentes sobre os valores repetidos de que trata o caput;

IV – os valores repassados pelas distribuidoras de energia elétrica diretamente aos
consumidores em virtude de decisões administrativas ou judiciais; e
V – a capacidade máxima de compensação dos créditos da distribuidora de energia elétrica.
§ 2º A destinação de que trata o caput dar-se-á nos processos tarifários anuais, a partir do
primeiro processo tarifário subsequente ao requerimento à Receita Federal do Brasil.
[...]
50. Isso posto, considera-se nos processos tarifários parte dos créditos obtidos judicialmente,
a saber: (i) devolução nos processos tarifários das distribuidoras; e (ii) destinação integral dos valores dos
créditos aos consumidores de energia elétrica.
51. Desse modo, no caso concreto, foi incluído o componente financeiro contemplando: (i) o
valor total do crédito utilizado até a data-base do processo tarifário, (ii) os valores dos créditos a serem
compensados até o processo tarifário subsequente, descontando-se, entretanto, os tributos incidentes e
os valores que foram repassados diretamente aos consumidores em virtude de decisões administrativas
ou judiciais.
52. Registro que procedimento semelhante já foi adotado em processos tarifários anteriores,
resguardadas, naturalmente, as especificidades processuais observadas em cada caso.
53. Para a NOVA PALMA, os referidos itens atualizados totalizam R$ 6.692.138,35, e resultam
em impacto de -13,81% no índice de reajuste tarifário da Distribuidora.
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
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 NOVA PALMA foram repassados o total
atualizado de R$ 2.419.905,75, valor que foi considerado como componente financeiro para atenuar o
efeito do atual processo tarifário em 4,99%.
c) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL
56. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL11, de 4 de novembro de 2021, foi
solicitado à NOVA PALMA informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores
migrantes para o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota Técnica nº
11
Documento SIC nº 48581.001765/2021

237/2020-SGT/ANEEL12, de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela NOVA PALMA e
atualizado pela Selic foi de R$ 16.994,25, correspondendo a um impacto de -0,04% no efeito médio.
d) Financeiro do Spread da Conta Covid - REN 952/2021
57. Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-ANEEL,
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por distribuidoras
de energia elétrica. Como consequência foi apurado componente financeiro negativo nesse processo
tarifário relativo ao spread da conta covid da NOVA PALMA, correspondendo a R$ 12.434,74, resultando
em redução de efeito de 0,03%.
Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de
melhoria da qualidade
58. 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.
59. O componente de produtividade do Fator X – Pd, calculado de forma ex-post para a
distribuidora, se denomina índice de ajuste de mercado nesta revisão, considera os ganhos potenciais de
produtividade no ano anterior à revisão tarifária (período de referência), e o período em que as tarifas
definidas na revisão estarão vigentes. O Fator de Ajuste de Mercado, calculado para aplicação na atual
revisão tarifária, é de 1,20%.
60. 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. E como a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está
abaixo do intervalo definido pelo método de benchmarking, o componente T a ser aplicado nos reajustes
subsequentes da NOVA PALMA foi de -0,01%.
61. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da
Qualidade busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre
as concessionárias, ajusta o valor da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos
indicadores de qualidade técnico e comercial da distribuidora. O Fator de Ajuste de Qualidade, calculado
para aplicação na atual revisão tarifária, foi definido em 1,67%.
12
Documento SIC nº 48581.001953/2020

Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão
62. A Tabela 4 ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada em Audiência
Pública e o resultado da revisão tarifária.
Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão
Efeito
Efeito Variação
Descrição estimado na
final de efeito
CP 15/2022

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 7,04% | 12,45% | 5,41% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 3,23% | 4,13% | 0,90% |
| Custos de Transmissão | 4,02% | 6,83% | 2,81% |
| Custo de Aquisição de Energia | -0,20% | 1,51% | 1,71% |
| Receitas Irrecuperáveis | -0,01% | -0,01% | -0,01% |
| PARCELA B | 0,63% | 3,47% | 2,84% |
| Reposicionamento Tarifário | 7,67% | 15,92% | 8,25% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | -1,66% | -14,05% -12,39% |  |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do | 9,07% | 8,69% | 0,00% |
| Efeito Médio Sem aplicação da Lei 14.299/2022 | 15,08% | 10,55% | -4,53% |

Efeito Médio com aplicação da Lei 14.299/2022 8,70%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
63. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Consulta
Pública foram:
a) Mercado - Na fase consulta pública não estavam disponíveis os dados de mercado dos
meses de março a junho/2022 de modo que estes foram projetados a partir dos dados do
mês de janeiro/2022. Tendo em vista que na fase final foram utilizados dados reais de todos
os meses do período de referência, houve redução do Mercado TUSD (MWh), por exemplo,
de 91.072 MWh, na fase de CP, para 83.173 MWh. Ocorre que, tal frustração de mercado,
decorrente da sazonalidade do mercado da distribuidora, provoca aumento do efeito
tarifário calculado, visto que custos, alguns dos quais de natureza fixa, são divididos por
uma base menor de clientes. Um exemplo claro desse efeito por ser observado, por
exemplo, na variação de efeito associada à Parcela B. A despeito de a Parcela B calculada
na fase de CP, R$ 16.031.984,10, se mostrar superior à calculada na fase final o valor,
R$ 15.957.830,33, em função da redução do mercado, o efeito médio a ela atribuído passou
de 0,63% para 3,47, aumento de 2,84%. Outro exemplo do efeito pode ser verificado
também nos Custos de transporte. A despeito de os custos totais de transporte da fase
final, R$ 14.014.506,40, mostrarem-se próximos dos estimados na fase inicial,
R$ 13.978.207.86, diferença de +0,28%, em função da redução de mercado, observou-se
na fase final aumento de 2,81% no efeito médio a ele atribuído.
b) Encargos - O efeito associado aos Encargos Setoriais sofreu variação 0,90%. Além da
variação do mercado, impactam positivamente o efeito: (i) o aumento do encargo de CDE

Uso em relação ao valor provisório considerado na fase de AP, com variação de efeito de
+1,69%; (ii) do aumento do encargo de Serviço de Sistema e Energia de Reserva (ESS/EER)
em relação ao previsto na fase de AP, com variação no efeito de +1,13%. Por outro lado, a
nova comonente CDE Modicidade Eletrobrás, não considerada na fase de AP, amenizou o
aumento em -2,29%;
c) Energia - Com relação à compra de Energia, houve aumento do efeito de +1,71%, sendo
que os principais impactos foi o aumento do custo de energia proveniente de Itaipu em
relação ao previsto na fase de CP em função do aumento recente da cotação do Dolar com
+1,05%.
impacto na variação do efeito de
d) Já os componentes financeiros variaram -12,39%, em comparação ao apresentado na
CP. A diferença decorreu, principalmente: (i) da reversão dos créditos de Pis/Cofins, não
considerada na fase de AP, com impacto de -13,81%; e (ii) Diferença entre os valores de
CVA apurados na fase final em relação às estimativas consideradas na fase Consulta
Pública, com impacto na variação do efeito de +4,27%.
Subvenção da CDE e composição das Tarifas
64. A Tabela 5 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período
de competência de julho/2022 a junho/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor contempla
também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de julho/2021 a
junho/2022. Cabe esclarecer que o montante mensal indicado abarca a subvenção estabelecida na Lei
14.299/2022, que individualmente enseja repasse mensal de R$ 64.802,59.
Tabela 5 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
65. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, sem
e com tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 713.
13 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
Receitas
Transmissão
25,0% Irrecuperáveis
0,0%
PROINFA
Custo de 1,8%
Energia
29,8%
CDE
11,0%
Encargos
16,8%
ESS/EER
3,0%
Custo de
Outros
Distribuição
0,9%
28,4%
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
Encargos Receitas
Custo de
Setoriais
Irrecuperáveis
Transmissão
12,3% 0,0%
18,3%
ICMS
21,3%
Tributos
26,8%
Custo de
PIS/COFINS
Energia
Custo de 5,5%
21,8%
Distribuição
20,8%
Gráfico 7. Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
66. 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 na Seção 8.2 do Módulo 8 do
PRODIST14.
14 "Limites de continuidade do serviço.

67. No Gráfico 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais de DEC e FEC
propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2023 a 2027, a redução
média anual é de 1,33% no DEC e de 4,00% no FEC.
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Nova Palma.
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022–SRD/ANEEL.
68. Para avaliar a consistência dos limites globais da Nova Palma, apresenta-se, nos Gráficos 9
e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul. Observa-se que
os limites de DEC e FEC da NOVA PALMA estão aderentes à realidade da região.
209. Para o estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC, as distribuidoras devem
enviar à ANEEL suas BDGD, conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus
conjuntos de unidades consumidoras.
210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser aplicado o
seguinte procedimento:
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o desempenho
dos conjuntos semelhantes; e
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, para a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.

Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul com nuc < 1 milhão
18,00
16,00
14,00
UHENPAL
COCEL
12,00
COOPERALIANÇA
(horas)
DCELT
10,00
DEMEI
Limite
EFLJC
8,00
DEC EFLUL
ELETROCAR
6,00 FORCEL
HIDROPAN
MUXENERGIA
4,00
2,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022–SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul com nuc < 1 milhão
16,00
14,00
12,00
UHENPAL
COCEL
(interrupções)
10,00 COOPERALIANÇA
DCELT
DEMEI
8,00
EFLJC
Limite
EFLUL
FEC ELETROCAR
6,00
FORCEL
HIDROPAN
4,00
MUXENERGIA
2,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022–SRD/ANEEL.

69. A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 6 apresenta os valores pagos e o número de
compensações efetuadas pela NOVA PALMA entre 2017 e 2021:
Tabela 6. Compensações efetuadas pela NOVA PALMA.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

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

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
70. 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 107/2001.
IV – DISPOSITIVO
71. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 107/2001 e no que constam
dos Processos nº 48500.003573/2021-13 e nº 48500.001559/2022-66, voto no sentido de APROVAR o
resultado da revisão tarifária periódica de 2022 da Nova Palma Energia Ltda., na forma da minuta de
Resolução Homologatória anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica, a vigorar a partir de 22/07/2022,
que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 8,70%, sendo 4,98%,
em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 9,86%, em média, para
os consumidores conectados na Baixa Tensão;
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;

c) APROVAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à NOVA
PALMA, 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 -0,01%;
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2023
a 2027 a serem observados pela NOVA PALMA; e
g) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2023 a 2026,
conforme tabela abaixo:

2023 2024 2025 2026
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 8,4900% 8,4900% 8,4900% 8,4900%
0,5443%

Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 0,5342% 0,5254% 0,5175%
Brasília, 19 de julho de 2022.
(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor