VOTO 
PROCESSOS: 48500.004623/2020-07 e 48500.004778/2020-35 
INTERESSADO: EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A. 
RELATORA: Diretor Sandoval de Araujo Feitosa Neto 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de 
Energia S.A., a vigorar a partir de 04 de fevereiro 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 
2025. 
I – RELATÓRIO 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº CC 08/2000, que regula a exploração dos 
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da EBO - Energisa Borborema – 
Distribuidora de Energia S.A., estabelece a data de 04 de fevereiro 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 10 de novembro de 2020, na 42ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL 
decidiu instaurar a Consulta Pública nº 65/2020 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de 
revisão tarifária. O período de contribuições se estendeu de 11/11 a 28/12/2020.

4. 
Em 03 de dezembro de 2020, foi realizada Audiência Pública virtual para discussão da 
proposta da revisão tarifária da EBO, conforme ata juntada ao processo1. As contribuições, bem como a 
análise de seu conteúdo, estão em relatório próprio juntado a este processo. 
5. 
Em 13 de janeiro de 2021, a SFF encaminhou os Memorandos nºs 132 e 143, de mesma 
data, com informações relativas à Base de Remuneração Distribuidora e a Validação dos Pagamentos de 
itens da Parcela A, respectivamente. 
6. 
Em 27 de janeiro de 2021 foi realizada reunião virtual com o Conselho de Consumidores. 
7. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, por meio da Nota 
Técnica n° 4/2021-SRD/ANEEL, de 15 de janeiro de 2021, apresentou proposta para a fixação dos limites 
para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da EBO, para o período de 2022 
a 2025. 
8. 
A SGT, por intermédio da Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26 de janeiro de 2021, 
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da EBO. 
9. 
É o relatório. 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
10. 
A revisão das tarifas da EBO, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 5,21%, sendo de 8,61%, em média, para os consumidores 
conectados na alta tensão e de 4,06%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão. 
11. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
 
1 SIC 48542.000016/2021-00. 
2 SIC 48536.000160/2021-00. 
3 SIC 48536.000164/2021-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
8,61%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
4,06%
Efeito Médio AT+BT
5,21%

Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021 
12. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de custos 
que compõem a tarifa, em especial: (i) o forte aumento nos custos de Fio A que impacta mais a Alta Tensão 
(especialmente A3 que só possui consumidor livre), devido a alteração na estrutura tarifária; e (ii) bem 
como a nova estrutura tarifária que nas revisões tarifárias é modificada com a atualização das curvas de 
carga e transformações e do fluxo de potência entre os níveis de tensão.  
13. 
O efeito médio de 5,21% decorre:  
a) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas A e B, com efeito tarifário de 
8,55%;  
b) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, com 
efeito tarifário de 0,37%; e  
c) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, 
realizado em -fevereiro de 2020, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de -3,71%. 
14. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio. 
 
Gráfico- 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021 
2,78%
3,68%
2,28%
-0,18%
0,37%
-3,71%
5,21%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

15. 
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. 
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 EBO 
 
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021 
 Receita Verificada 
(R$) 
 Receita 
Requerida (R$) 
 Variação 
 Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
170.938.779
         
193.041.942
        
12,93%
8,74%
68,58%
Encargos Setoriais
23.936.977
           
31.156.407
          
30,16%
2,78%
11,07%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
396.535
                 
371.751
                
-6,25%
-0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
11.240.537
           
12.905.260
          
14,81%
0,64%
4,6%
CDE Conta COVID
-
                          
4.520.223
            
0,00%
1,74%
1,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
5.301.151
             
5.084.424
            
-4,09%
-0,08%
1,8%
PROINFA
4.407.417
             
5.615.144
            
27,40%
0,47%
2,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
2.562.616
             
2.629.586
            
2,61%
0,03%
0,9%
ONS
28.721
                   
30.021
                  
4,52%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
27.162.914
           
36.143.227
          
33,06%
3,68%
12,84%
Rede Básica
10.559.789
           
15.653.762
          
48,2%
2,05%
5,6%
Rede Básica Fronteira
4.113.366
             
5.428.557
            
32,0%
0,54%
1,9%
Conexão
329.932
                 
469.717
                
42,4%
0,06%
0,2%
Uso do sistema de distribuição
12.159.827
           
14.591.191
          
20,0%
1,03%
5,2%
Custos de Aquisição de Energia
119.838.888
         
125.742.308
        
4,93%
2,28%
44,67%
PARCELA B
88.912.065
           
88.433.715
          
-0,54%
-0,18%
31,42%
Custos Operacionais
56.482.168
           
56.014.122
          
-0,83%
-0,18%
19,9%
Anuidades
7.087.177
             
7.602.047
            
7,26%
0,20%
2,7%
Remuneração
19.157.386
           
19.471.789
          
1,64%
0,12%
6,9%
Depreciação
7.752.146
             
8.938.871
            
15,31%
0,46%
3,2%
Receitas Irrecuperáveis
291.058
                 
317.885
                
9,22%
0,01%
0,1%
Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda
(1.857.869)
            
(3.910.999)
           
110,51%
-0,79%
-1,4%
Reposicionamento Tarifário
259.850.844
         
281.475.657
        
8,55%
100,0%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
971.767
                
0,37%
CVA em processamento - Energia
4.373.708
            
1,66%
CVA em processamento -Transporte
3.879.769
            
1,48%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(7.040.202)
           
-2,68%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
107.879
                
0,04%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
300.282
                
0,11%
Sobrecontratação/exposição de energia
10.228.559
          
3,89%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
494.614
                
0,19%
Previsão de Risco Hidrológico
8.581.648
            
3,26%
Ajuste CUSD
1.039.627
            
0,40%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
34.906
                  
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(7.542.339)
           
-2,87%
Conselho de Consumidores
(228.945)
              
-0,09%
CONTA COVID
(13.257.740)
         
-5,04%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-3,71%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
5,21%

17. 
O reposicionamento econômico de 8,55% 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 68,58% dos custos da concessionária, variou em 
12,93%, o que representa um impacto tarifário 8,74%. 
19. 
Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 2,78%. Destaca-se a 
participação da CDE Uso, previsto nesta proposta com valores levados a Consulta Pública nº 72/2020, que 
contribuiu para o aumento do efeito médio em 0,64%, bem como a inclusão do Encargo CDE Conta COVID, 
previsto na REN 885/2020 e no Despacho 181/2021, com impacto de 1,74%. 
20. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 3,68%. Destaca-se a 
aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e as novas Receitas Anuais Permitidas das 
concessionárias de transmissão, conforme Resoluções Homologatórias nº 2.724 e nº 2.726, ambas de 
julho de 2020. 
21. 
O aumento dos custos de transporte decorre: (i) das cassações das liminares associadas às 
ações movidas contra a Portaria MME nº 120, de 2016; (ii) do processamento de revisões da RAP de 
parcela significativa de transmissoras, até então represadas devido à ausência de definição de 
metodologia empregada; (iii) do aumento de custos referentes a novas instalações de transmissão; e (iv) 
da aplicação das novas tarifas da Energisa Paraíba, com quem a EBO tem celebrado contrato de uso de 
sistema de distribuição (CUSD).  
22. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão em 2,28%. As principais alterações 
decorrem do aumento das tarifas do Contrato Bilateral com a UTE Juiz de Fora, cuja atualização considera, 
entre outros, a variação do combustível e do dólar, e da energia proveniente do regime de Cotas 
estabelecidas pela Lei 12.783/2013. 
23. 
O Gráfico a seguir ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:

Gráfico 3. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021 
Perdas Regulatórias 
24. 
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 5,18% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 43/2020-
SRD/ANEEL, confirmada pela SRD por meio do Memorando nº 04/2021, de 28 de janeiro de 2021. 
25. 
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. 
26. 
No caso da EBO, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 
1,69% sobre o mercado de baixa tensão faturado, sem trajetória de redução. 
Custos da Parcela B 
2,28%
-0,04%
0,20%
-0,52%
0,15%
-0,24%
0,69%
2,05%
-0,01%
Total
CCEAR
Existente
Quantidade
CCEAR
Nova/Alternativa
Disponibilidade
CCEAR
Nova/Alternativa
Quantidade
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas
Lei 12.783/2013
Bilateral
 Proinfa

27. 
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 31,42% dos custos da concessionária e variou em -0,54%, o que 
representa um impacto tarifário de -0,18%. 
28. 
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.   
29. 
Os custos operacionais definidos nessa revisão quando comparados com os valores 
presentes na tarifa diminuíram -0,83%, contribuindo em -0,18% no efeito tarifário. A aplicação da 
metodologia indicou que a cobertura de custos operacionais atualmente presente nas tarifas encontra-se 
dentro da faixa de eficiência, no entanto, quando comparado esses custos com a média de custos reais 
da empresa, tem-se a razão de 136,74%, de forma que o que ultrapassa 120%, de acordo com a 
metodologia, é revertido para modicidade tarifária. 
30. 
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. 
31. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de 1,64% em relação aos valores 
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 0,12%. A situação adveio 
principalmente do aumento da Base de Remuneração Líquida, que passou de R$ 117 milhões para R$ 161 
milhões. A remuneração sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais

contribuiu para a redução da remuneração do capital. O Gráfico 4 demonstra os efeitos que explicam a 
variação na remuneração de capital.  
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021 
32. 
A quota de reintegração regulatória variou 15,31% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,46%. O aumento proveio da variação da Base 
de Remuneração Bruta, que passou de 168 milhões para R$ 226 milhões. Houve aumento na taxa média 
de depreciação em relação a última revisão tarifária (de 3,89% para 3,92%). O Gráfico 5 demonstra ambos 
os efeitos.

Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021 
33. 
A cobertura para anuidades variou 7,26% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, 
com impacto de 0,20% 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. 
34. 
As receitas irrecuperáveis variaram 9,22% em relação aos valores tarifários atuais, com 
impacto de 0,01% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios de 
inadimplência que são admitidos para a EBO e da atualização da base de cálculo sobre a qual é apurada a 
cobertura das receitas irrecuperáveis. 
35. 
Quanto às outras receitas, 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.  
36. 
Além disso, a Resolução Normativa nº 414, de 2010, estabelece a obrigatoriedade da 
cobrança de demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de 
conexão, sendo esta chamada “Ultrapassagem de Demanda”, 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”. Uma parte da variação observada de 110,51% no valor das outras 
receitas, com impacto de -0,79% nas tarifas, reflete a mudança na forma de repasse das receitas de 
ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, que no ciclo tarifário anterior eram contabilizadas 
como obrigações especiais. 
Componentes Financeiros 
37. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos na revisão tarifária da EBO: 
Tabela 3. Componentes Financeiros

Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021 
38. 
Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes, 
contribuíram com o efeito de 0,37% na atual revisão da concessionária.  
39. 
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à (i) CONTA-COVID, 
cujos montantes somados implicaram em impacto de -5,04% no reajuste4; (ii) reversão do risco 
hidrológico concedido no ano anterior com impacto de -2,87%. 
40. 
Quanto aos valores positivos, os maiores impactos foram os referentes à sobrecontratação, 
com impacto de 3,89%, e com relação a previsão do risco hidrológico, com 3,26%. 
41. 
Ainda, dentre os componentes financeiros apurados, aqueles relacionados aos itens de 
custos cobertos pela receita das Bandeiras Tarifárias podem ser visualizados na tabela abaixo, juntamente 
com a respectiva receita de Bandeiras obtida no período e a Previsão do Risco Hidrológico concedida no 
processo anterior. Ressaltamos que os valores positivos indicam despesas e os negativos apontam 
receitas na Conta. 
Tabela 4. Componentes financeiros relacionados a Bandeira Tarifária 
 
4 Os montantes em questão equivalem a 100% totalidade dos valores recebidos pela EBO da CONTA-COVID até o mês de 
dezembro de 2020 e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020. 
Componente Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
4.373.707,73
         
1,66%
CVA em processamento -Transporte
3.879.768,95
         
1,48%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(7.040.201,78)
        
-2,68%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
107.878,99
            
0,04%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
300.281,84
            
0,11%
Sobrecontratação/exposição de energia
10.228.559,30
       
3,89%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
494.613,60
            
0,19%
Previsão de Risco Hidrológico
8.581.648,27
         
3,26%
Ajuste CUSD
1.039.627,13
         
0,40%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
34.906,47
               
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(7.542.339,11)
        
-2,87%
Conselho de Consumidores
(228.944,76)
           
-0,09%
CONTA COVID
(13.257.739,60)
     
-5,04%
Total
971.767,04
            
0,37%

Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021 
42. 
Pela tabela, pode-se observar que a distribuidora teria de suportar o custo de 
aproximadamente R$ 14,3 milhões, caso não tivessem sido adotadas: a) as bandeiras tarifárias (receita de 
R$ 4,1 milhões) e b) a incorporação na tarifa, no processo de 2020, da previsão dos riscos hidrológicos, 
conforme metodologia descrita no Submódulo 4.4/4.4A do PRORET (receita de R$ 7,5 milhões). Com a 
adoção das duas medidas, pode-se afirmar que, no período avaliado, houve déficit da distribuidora 
relativo aos custos cobertos pelas Bandeiras Tarifárias (R$ 2,6 milhões), os quais contribuíram com o 
efeito de 1,01% no presente processo tarifário. Frisa-se, portanto, que as bandeiras tarifárias contribuíram 
com -1,58% de redução no efeito final. 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
43. 
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. 
44. 
Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 2 deles definidos na revisão tarifária, o 
que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência 
dos Custos Operacionais – T. 
45. 
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 
0,32%. 
Descrição
Valor (mil R$)
Impacto
CVA Energia - Efeito CCEAR-D
(3.169,52)
                    
-1,21%
CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas repactuadas
4.611,01
                      
1,75%
CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas cotistas
4.296,06
                      
1,63%
CVA ESS/EER (sem bandeiras)
(4.381,26)
                    
-1,67%
Resultado do Mercado de Curto Prazo* (sem bandeiras)
12.990,13
                   
4,94%
Custo total - Itens observados nas Bandeiras Tarifárias
14.346,43
                   
5,46%
Receita das Bandeiras Tarifárias (Energia, ESS e MCP)
(4.145,82)
                    
-1,58%
Reversão da Previsão do Risco Hidrológico
(7.542,34)
                    
-2,87%
Custo não coberto antecipadamente
2.658,27
                      
1,01%

46. 
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 EBO é de 0,99%. 
47. 
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 2018 e 2019, resultando em -1,03%. 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. 
48. 
Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da EBO, até a próxima revisão 
tarifária, será de 1,31%, acrescido do Componente Q que deve ser atualizado em cada processo de 
reajuste. 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
49. 
O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de 
fevereiro/2021 até janeiro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$ 350.792,34. Esse valor 
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período 
de fevereiro/2020 até janeiro/2021. 
50. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 75.  
 
5 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.

Gráfico 6. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021 
 
 
Gráfico 7. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021 
51. 
O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos, que variaram 60,14%, abaixo das variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, respectivamente 
98,56% e 62,85%.  
Custo de 
Distribuição
31,4%
Custo de 
Energia
44,7%
Custo de 
Transmissão
12,8%
PROINFA 2,0%
CDE 6,2%
ESS/EER 1,8%
Outros 1,1%
Encargos     
Setorias
11,1%
Custo de 
Distribuição
21,9%
Custo de 
Energia
31,2%
Custo de 
Transmissão
9,0%
Encargos 
Setoriais
7,7%
ICMS
25,0%
PIS/COFINS
5,2%
Tributos
30,3%

Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 06/2021-SGT/ANEEL, de 26/01/2021 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
52. 
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 PRODIST6. 
53. 
Nos Gráficos 9 e 10 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos 
de DEC e FEC para a EBO antes e após à Consulta Pública. Em relação aos limites globais propostos para o 
período 2022 a 2025, a redução média anual é 3,25% no DEC e de 5,57% no FEC. 
 
6 5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD conforme 
estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte 
procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho dos 
conjuntos; e 
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.

Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da EBO. 
Fonte: Nota Técnica nº 04/2021-SRD/ANEEL. 
 
Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da EBO. 
Fonte: Nota Técnica nº 04/2021-SRD/ANEEL.

54. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da EBO, apresenta-se, nos Gráficos 11 e 12, 
uma comparação com os limites das distribuidoras da região Nordeste. Observa-se que os limites de DEC 
e FEC da EBO estão aderentes à realidade da região. 
 
Gráfico 11. Limites de DEC das distribuidoras da Região Nordeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 04/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 12. Limites de FEC das distribuidoras da Região Nordeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 04/2021-SRD/ANEEL. 
55. 
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 EBO entre 2017 e 2019. 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela EBO. 
Ano 
Nº de Compensações 
Compensação (R$) 
2017 
37.013 
36.634,33 
2018 
67.884 
 97.747,81 
2019 
40.852 
50.695,92  
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
III – DIREITO 
56. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.; 
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        37.013      36.634,33  
        67.884      97.747,81  
        40.852      50.695,92  

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 CC 08/2000. 
IV – DISPOSITIVO 
57. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº CC 08/2000, no que constam 
dos Processos nº 48500.004623/2020-07 e nº 48500.004778/2020-35, e nas informações contidas nesta 
Nota Técnica, opina-se: 
a) pela aprovação do resultado da quinta revisão tarifária periódica da EBO, a vigorar a 
partir de 04 de fevereiro de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 5,21%, sendo de 8,61%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 4,06%, em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão; 
b) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica 
– TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
c) pelo estabelecimento do valor da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo; 
d) pela aprovação do valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – 
CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à EBO, 
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
e) pela definição dos postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
f) pela fixação do componente T e do componente Pd do Fator X em 0,99% e 0,32%, 
respectivamente;

g) pela fixação do referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2021, 
2022, 2023 e 2024, conforme tabela abaixo: 
2021 
2022 
2023 
2024 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 
5,1814% 
5,1814% 
5,1814% 
5,1814% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
1,6949% 
1,6949% 
1,6949% 
1,6949% 
h) pela fixação dos limites de DEC e FEC dos conjuntos da EBO para o período de 2022 a 
2025, conforme valores estabelecidos na Nota Técnica nº 004/2021-SRD/ANEEL, e 
seguindo os valores globais apresentados a seguir: 
2022 
2023 
2024 
2025 
DEC Global 
12,57 
11,98 
11,58 
11,18 
FEC Global 
8,36 
7,63 
7,36 
6,62 
Brasília, 02 de fevereiro de 2021 
SANDOVAL DE ARAUJO FEITOSA NETO 
Diretor
    2021    2022    2023      2024  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  5,1814%      5,1814%  5,1814%      5,1814%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  1,6949%      1,6949%  1,6949%      1,6949%    
    2022      2023      2024    2025
DEC Global  12,57      11,98      11,58    11,18  
FEC Global  8,36      7,63      7,36    6,62