VOTO 
 
PROCESSOS: 48500.003568/2021-19 e 48500.003672/2022-86. 
 
INTERESSADO: EDP Espírito Santo Distribuição de Energia (EDP ES). 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz. 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) e Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição (SRD). 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da EDP Espírito Santo Distribuição de Energia, a 
vigorar a partir de 7 de agosto 2022, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de 
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência 
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC para o período de 2023 a 2025, consolidados 
após a avaliação das contribuições trazidas na Consulta Pública nº 19/2022 e na Audiência Pública nº 
9/2022. 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 001/19951, que regula a exploração dos 
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da EDP Espírito Santo 
Distribuição de Energia (EDP ES), estabelece a data de 7 de agosto de 2022 para a realização da Revisão 
Tarifária Periódica da concessionária. 
2. 
As metodologias e os procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostos nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária – Proret2, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da 
estrutura tarifária. 
3. 
Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 44/2021, realizada em 8 de novembro de 2021, 
o presente processo foi distribuído a minha relatoria. 
 
1 Disponível em https://antigo.aneel.gov.br/contratos-de-distribuicao >> Contrato nº 019/2021 >> Primeiro Termo Aditivo. 
2 Disponível em https://antigo.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret.

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

10. 
Com o fechamento da CP nº 19/2022, a SRD consolidou9 a apuração das perdas na 
distribuição e recomendou10 os valores finais dos limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC. 
11. 
Em 27 de julho de 2022, a SGT emitiu11 o Relatório de Contribuições da Consulta Pública nº 
019/2022.  
12. 
Em 26 de julho de 2022, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF), 
por sua vez, consolidou os valores necessários para a composição da Base de Remuneração, por meio da 
Nota Técnica nº 129/2022-SFF/ANEEL12. 
13. 
A SGT, mediante a Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL13, de 28 de julho de 2022, 
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da EDP ES. 
14. 
É o relatório. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
15. 
Trata-se da revisão das tarifas da EDP ES, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 11,50%, sendo de 12,46%, em média, para os consumidores conectados na alta tensão 
e de 11,10%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão. 
16. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
                                                         Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL. 
 
17. 
O efeito médio de 11,50% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas 
A e B, com efeito tarifário de 12,64%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
processo tarifário, com efeito tarifário de -2,72%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
 
9 Nota Técnica nº 48/2022-SRD/ANEEL, SicNet nº 48554.001452/2022-00. 
10 Nota Técnica nº 49/2022-SRD/ANEEL, SicNet nº 48554.001464/2022-00. 
11 Nota Técnica nº 145/2022-SGT/ANEEL, SicNet nº 48581.001995/2022-00. 
12 Documento SicNet nº 48536.002685/2022-00. 
13 Documento SicNet nº 48581.002011/2022-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
12,46%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
11,10%
Efeito Médio AT+BT
11,50%

estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de 1,58%. 
18. 
No Gráfico 1 constam os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio. 
 
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL. 
 
19. 
O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com 
a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes. 
20. 
Na Tabela 2 constam os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores 
atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para o efeito 
médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8,42%
1,41%
4,56%
-1,76%
-2,72%
1,58%
11,50%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da EDP ES.
 
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL. 
 
 Descrição 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Requerida (R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A
2.765.589.959
  
3.377.380.511
  
22,1%
14,40%
70,6%
Encargos Setoriais
581.865.339
     
939.872.807
     
61,5%
8,42%
19,6%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
6.291.703
          
5.806.280
          
-7,7%
-0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
328.371.516
     
638.753.564
     
94,5%
7,30%
13,3%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
45.952.298
        
53.515.524
        
16,5%
0,18%
1,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
41.115.888
        
34.400.323
        
-16,3%
-0,16%
0,7%
CDE Modicidade Eletrobrás
-
                      
(100.201.930)
    
0,0%
-2,36%
-2,1%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
50.745.842
        
153.886.865
     
203,3%
2,43%
3,2%
PROINFA
71.887.369
        
114.928.787
     
59,9%
1,01%
2,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
37.349.068
        
38.631.861
        
3,4%
0,03%
0,8%
ONS
151.655
             
151.533
             
-0,1%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
497.036.386
     
557.163.236
     
12,1%
1,41%
11,6%
Rede Básica
340.599.305
     
383.727.357
     
12,7%
1,01%
8,0%
Rede Básica Fronteira
83.470.413
        
86.768.717
        
4,0%
0,08%
1,8%
Rede Básica ONS (A2)
2.120.608
          
2.098.054
          
-1,1%
0,00%
0,0%
MUST Itaipu
25.177.804
        
27.112.752
        
7,7%
0,05%
0,6%
Transporte de Itaipu
32.820.347
        
39.390.151
        
20,0%
0,15%
0,8%
Conexão
12.847.908
        
18.066.206
        
40,6%
0,12%
0,4%
Custos de Aquisição de Energia
1.686.688.234
  
1.880.344.469
  
11,5%
4,56%
39,3%
PARCELA B
1.483.871.194
  
1.409.055.289
  
-5,0%
-1,76%
29,4%
Custos Operacionais
669.054.576
     
653.607.945
     
-2,3%
-0,36%
13,7%
Anuidades
113.479.463
     
100.083.600
     
-11,8%
-0,32%
2,1%
Remuneração
478.249.796
     
428.484.249
     
-10,4%
-1,17%
9,0%
Depreciação
238.972.254
     
224.969.631
     
-5,9%
-0,33%
4,7%
Receitas Irrecuperáveis
54.062.874
        
71.248.915
        
31,8%
0,40%
1,5%
Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda
(69.947.769)
      
(69.339.051)
      
-0,9%
0,01%
-1,4%
Reposicionamento Tarifário
4.249.461.153
  
4.786.435.801
  
12,64%
100,0%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(119.117.033)
    
-2,72%
CVA em processamento - Energia
76.930.281
        
1,76%
CVA em processamento -Transporte
35.584.105
        
0,81%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
273.947.535
     
6,26%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
18.332.909
        
0,42%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(2.367.091)
         
-0,05%
Sobrecontratação/exposição de energia
(57.298.184)
      
-1,31%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.080.322
          
0,02%
Previsão de Risco Hidrológico
139.824.186
     
3,19%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
83.876
                
0,00%
Conselho de Consumidores
(634.146)
            
-0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(163.498.422)
    
-3,74%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(154)
                    
0,00%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula
(964.609)
            
-0,02%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
(463.358.208)
    
-10,59%
Reversão da antecipação da reversão Ultrap. Demanda e Exced. Reativos
73.987.201
        
1,69%
Empréstimo Escassez H. - Importação julho- agosto/2021 - RTA 2022 - Energia d
(15.418.127)
      
-0,35%
Empréstimo Escassez H. - Bônus Redução Voluntária
(35.348.506)
      
-0,81%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
1,58%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
11,50%
Receita Receita Participação Participação
Descrição Variação
Verificada (R$) Requerida (R$) na Revisão na Receita    
PARCELA A 2 .765.589.959 3 .377.380.511 22,1% 14,40% 70,6%    
Encargos Setoriais 5 81.865.339 9 39.872.807 61,5% 8,42% 19,6%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 6 .291.703 5 .806.280 -7,7% -0,01% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 3 28.371.516 6 38.753.564 94,5% 7,30% 13,3%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) 4 5.952.298 5 3.515.524 16,5% 0,18% 1,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) 4 1.115.888 3 4.400.323 -16,3% -0,16% 0,7%
CDE Modicidade Eletrobrás - ( 100.201.930) 0,0% -2,36% -2,1%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 5 0.745.842 1 53.886.865 203,3% 2,43% 3,2%
PROINFA 7 1.887.369 1 14.928.787 59,9% 1,01% 2,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 3 7.349.068 3 8.631.861 3,4% 0,03% 0,8%
ONS 1 51.655 1 51.533 -0,1% 0,00% 0,0%    
Custos de Transmissão 4 97.036.386 5 57.163.236 12,1% 1,41% 11,6%    
Rede Básica 3 40.599.305 3 83.727.357 12,7% 1,01% 8,0%
Rede Básica Fronteira 8 3.470.413 8 6.768.717 4,0% 0,08% 1,8%
Rede Básica ONS (A2) 2 .120.608 2 .098.054 -1,1% 0,00% 0,0%
MUST Itaipu 2 5.177.804 2 7.112.752 7,7% 0,05% 0,6%
Transporte de Itaipu 3 2.820.347 3 9.390.151 20,0% 0,15% 0,8%
Conexão 1 2.847.908 1 8.066.206 40,6% 0,12% 0,4%    
Custos de Aquisição de Energia 1 .686.688.234 1 .880.344.469 11,5% 4,56% 39,3%    
PARCELA B 1.483.871.194 1.409.055.289 -5,0% -1,76% 29,4%    
Custos Operacionais 6 69.054.576
Anuidades 1 13.479.463
Remuneração 4 78.249.796
Depreciação 2 38.972.254
Receitas Irrecuperáveis 5 4.062.874
Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda ( 69.947.769)  653.607.945
100.083.600
428.484.249
224.969.631
7 1.248.915
(69.339.051)  -2,3% -0,36% 13,7%
-11,8% -0,32% 2,1%
-10,4% -1,17% 9,0%
-5,9% -0,33% 4,7%
31,8% 0,40% 1,5%
-0,9% 0,01% -1,4%
Reposicionamento Tarifário 4 .249.461.153 4 .786.435.801 12,64% 100,0%    
    
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (119.117.033) -2,72%    
CVA em processamento - Energia
CVA em processamento -Transporte
CVA em processamento - Encargos Setoriais
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
Sobrecontratação/exposição de energia
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
Previsão de Risco Hidrológico
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
Conselho de Consumidores
Reversão do Risco Hidrológico
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
Reversão da antecipação da reversão Ultrap. Demanda e Exced. Reativos
Empréstimo Escassez H. - Importação julho- agosto/2021 - RTA 2022 - Energia d
Empréstimo Escassez H. - Bônus Redução Voluntária  7 6.930.281
3 5.584.105
273.947.535
1 8.332.909
( 2.367.091)
(57.298.184)
1.080.322
139.824.186
8 3.876
(634.146)
(163.498.422)
(154)
r 2 0 / 2 0 (92614).609)
(463.358.208)
7 3.987.201
e R e (v1e5n.d4a18.127)
(35.348.506)  1,76%
0,81%
6,26%
0,42%
-0,05%
-1,31%
0,02%
3,19%
0,00%
-0,01%
-3,74%
0,00%
-0,02%
-10,59%
1,69%
-0,35%
-0,81%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,58%    
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 11,50%    

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

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

Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL. 
 
Perdas Regulatórias 
34. 
As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, 
resultando no valor de 7,1840% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica n° 048/2022-
SRD/ANEEL que manteve os valores da Nota Técnica n° 018/2022-SRD/ANEEL14. 
35. 
Já as perdas não técnicas, abordagem adotada se baseia na comparação do desempenho 
das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória de perdas é 
estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos 
últimos 3 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de chegada da trajetória é estabelecido 
comparando o desempenho da distribuidora com outras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob 
o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores. No caso da 
EDP ES, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 11,8032% sobre o 
mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução. 
 
Custos da Parcela B 
 
14 Documento SicNet nº 48554.000698/2022-00. 
4,56%
1,80%
0,73%
0,46%
0,58%
1,27%
-0,57%
0,25%
0,03%
Total
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
Bilateral
 Proinfa

36. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de 
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos 
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela 
distribuidora. A Parcela B representa 29,4% dos custos da concessionária e variou em -5,0%, o que 
representa um impacto tarifário de -1,76% 
37. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionárias para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas 
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro 
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. 
38. 
Os custos operacionais variaram em -2,3% contribuindo para uma redução tarifária de -
0,36%, a aplicação da metodologia indicou redução dos custos regulatórios ao longo do ciclo. Assim, 
considerando-se também o índice de produtividade, agregado ao mecanismo de incentivo à qualidade e 
o desconto das Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos fizeram com que 
os custos operacionais ficassem menores daquele existente nas tarifas atuais. 
 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração. 
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL. 
 
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo
Operacional
Custo Operacional
Revisão
100%
- 2,3%
97,7%

39. 
O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de 
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo 
de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos realizados e visa 
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de 
Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos investimentos de curto período de 
recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos e em toda a infraestrutura de 
edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço. 
40. 
A remuneração do capital sofreu variação de -10,4% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto de -1,17%. Ocorre que o aumento da base liquida, em 
decorrência dos investimentos realizados pela EDP ES desde sua última revisão tarifária, se mostrou 
inferior à variação da Parcela B presente nas tarifas, a qual, conforme previsto em contrato, tem sido 
atualizada pelo IGP-M, indicador inflacionário que apresentou forte variação nos últimos anos. Já as taxas 
de remuneração diminuíram quando comparadas com as taxas previstas na revisão tarifária de 2019 da 
distribuidora. O Gráfico abaixo demonstra ambos os efeitos. 
 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre remuneração do capital. 
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL. 
 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100%
- 0,5%
-9,9%
89,6%

41. 
A quota de reintegração regulatória variou -5,9% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de -0,33%. apesar dos investimentos incrementais 
realizados pela empresa ao longo do ciclo, a redução da remuneração de capital se deve principalmente 
em função da diferença entre o índice utilizado na correção da Parcela B presente nas tarifas, IGP-M, que 
sofreu forte variação nos últimos anos, e a correção de ativos da base, feita pelo IPCA. 
 
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL. 
 
42. 
A cobertura para anuidades variou -11,8% em relação à cobertura para Anuidades quando 
comparada aos valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de -0,32% no efeito médio. Esse resultado 
proveio da atualização da base de remuneração regulatória, conforme a regulamentação vigente, da qual 
o cálculo das anuidades depende.  
43. 
As receitas irrecuperáveis variaram 31,8% em relação aos valores tarifários atuais, com 
impacto de 0,40% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios de 
inadimplência que são admitidos para a EDP ES e da atualização da base de cálculo sobre a qual é apurada 
a cobertura das receitas irrecuperáveis. 
44. 
Quanto às outras receitas (OR), referem-se a receitas de atividades relacionadas com a 
concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser classificadas 
em duas categorias, conforme sua natureza: “receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100%
4,9%
-10,8%
94,1%

elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis; e “receitas de atividades acessórias”, que são 
atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e 
risco das concessionárias.  
45. 
A Resolução Normativa nº 414, de 2010, estabelece a obrigatoriedade da cobrança de 
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de conexão, 
sendo esta chamada “Ultrapassagem de Demanda” (UD), e de montantes de energia reativa e demanda 
de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, sendo chamado 
“Excedente de Reativos” (ER).  
46. 
Os valores arrecadados de Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e 
Excedente de Reativos (ER), são subtraídos da Parcela B, implicando em impacto nas tarifas de 0,01%. 
 
Componentes Financeiros 
 
47. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da EDP ES. 
Tabela 3. Componentes Financeiros
  
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL. 
 
48. 
Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes, 
contribuíram com o efeito de -2,72% na atual revisão da EDP ES. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
76.930.281
        
1,76%
CVA em processamento -Transporte
35.584.105
        
0,81%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
273.947.535
     
6,26%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
18.332.909
        
0,42%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(2.367.091)
         
-0,05%
Sobrecontratação/exposição de energia
(57.298.184)
      
-1,31%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.080.322
          
0,02%
Previsão de Risco Hidrológico
139.824.186
     
3,19%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
83.876
                
0,00%
Conselho de Consumidores
(634.146)
            
-0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(163.498.422)
    
-3,74%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(154)
                    
0,00%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021)
(964.609)
            
-0,02%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
(463.358.208)
    
-10,59%
Reversão da antecipação da reversão Ultrap. Demanda e Exced. Reativos
73.987.201
        
1,69%
Empréstimo Escassez H. - Importação julho- agosto/2021 - RTA 2022 - Energia de Revenda
(15.418.127)
      
-0,35%
Empréstimo Escassez H. - Bônus Redução Voluntária
(35.348.506)
      
-0,81%
Total
(119.117.033)
    
-2,72%

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

associadas: à Importação julho-agosto/21, e ao Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo, 
que somam R$50.766.633,05, com efeito combinado de -1,16%.  
 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
56. 
O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O objetivo é 
compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do 
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o 
que contribui para a modicidade tarifária. 
57. 
Esse índice é constituído por 3 componentes, sendo 2 deles definidos na revisão tarifária, 
o que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência 
dos Custos Operacionais – T. 
58. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma 
distribuidora em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do número 
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é de 
0,844%. 
59. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses 
custos ao longo do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes 
da EDP ES é de 0,864%. 
60. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à Qualidade 
e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da Concessionária 
entre 2020 e 2021, resultando em -0,33%. Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na 
prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas 
praticadas.  
61. 
Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da EDP ES, até a próxima revisão 
tarifária, será de 1,71%, acrescido do Componente Q que deve ser atualizado em cada processo de 
reajuste.

62. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos, são mostrados nos Gráficos 6 e 715.  
 
 
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL. 
 
 
Gráfico 7. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL. 
 
 
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão 
 
 
15 No Gráfico 6, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 7, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS, 
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL. 
Custo de 
Distribuição
29,4%
Custo de 
Energia
39,3%
Custo de 
Transmissão
11,6%
PROINFA
2,4%
CDE
13,1%
ESS/EER
3,2%
Outros
0,9%
Encargos     
Setorias
19,6%
Custo de 
Distribuição
20,4%
Custo de 
Energia
27,2%
Custo de 
Transmissão
8,1%
Encargos 
Setoriais
13,6%
ICMS
25,6%
PIS/COFINS
5,0%
Tributos
30,6%

63. 
A Tabela 4 ilustra a variação ocorrida no efeito médio a ser percebido pelos consumidores 
entre a proposta da Consulta Pública e o resultado da revisão tarifária. 
64. 
As maiores diferenças entre a versão final e da CP 019/2022 ocorreram principalmente nos 
Custos de Energia (efeito de 2,16%) e nos Componentes Financeiros (efeito de -9,00%). 
65. 
O mercado total de consumidores livres e cativos verificado no período de referência na 
fase final foi de 10.300.976 MWh, menor que o considerado na fase de Audiência Pública, 10.467.237 
MWh, redução de 1,59%. Não obstante, a receita verificada reduziu de R$ 4.487.242.680 para R$ 
4.249.461.153, queda de 5,30%. Como consequência da variação de mercado, observa-se aumento do 
efeito médio associado aos itens de custo fixo de natureza fixa. 
66. 
 Houve variação positiva da Parcela B com variação do efeito médio de 1,03%, passando de 
-2,79% na fase de AP para -1,76% na fase final. Para a Parcela B, a principal motivação de diferença entre 
as versões CP 019/2022 e esta final foi a redução do mercado de referência, ocasionado queda na receita 
verificada e levando a uma diminuição dos custos operacionais regulatórios. 
67. 
Quanto aos custos de compra de energia, a variação da CP 019/2022 para a versão final foi 
de 2,16%. Contribuiram com esse resultado: (i) a redução das cotas compulsórias, assim como o aumento 
das suas respectivas tarifas de repasse; (ii) a atualização de índices inflacionários; (iii) a atualização dos 
parâmetros de acionamento de bandeiras tarifárias; e (iv) a atualização do dólar de R$ 4,90 para R$ 5,34. 
68. 
Quanto aos encargos setoriais, a principal alteração se deu no aumento da                 CDE-
Uso (efeito de 0,66%) e dos Encargos Serviços do Sistema e de Energia de Reserva – ESS/EER (efeito 
0,87%); cujos valores anteriores eram estimados, sendo os atuais estabelecidos respectivamente pela REH 
3.034/2022 e pelo Despacho nº 1708/2022. Aumentos anulados pela CDE Modicidade Eletrobras, que 
não estava prevista na versão da CP 019/2022, efeito de -2,36%.  
69. 
Para os componentes financeiros a alteração mais significativa foi o aumento do montante 
de crédito financeiro relativo aos créditos de PIS/COFINS, diferença de aproximadamente R$ 463,358 
milhões negativos, com impacto de -10,59%.

Tabela 4. Comparação da Proposta da CP 019/2020 e o resultado da revisão.
 
Fonte: Nota Técnica nº 147/2022-SGT/ANEEL. 
 
 
 
 
 
Das Tarifas de Referência para as centrais geradoras conectadas em 138 kV 
 
70. 
No processo de definição das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSDg de 
referência aplicáveis às centrais geradoras conectadas nos níveis de tensão de 88 kV ou 138 kV relativas 
ao ciclo tarifário 2022/2023 (48500.000424/2022-83) classificou-se erronamente o processo tarifário da 
 Descrição 
 CP 019/22
Receita 
Verificada
(R$) 
 Final
Receita 
Verificada
(R$) 
 Variação 
Receita 
Verificada 
Final/CP 
 CP 019/22
Receita 
Requerida
(R$) 
 Final
Receita 
Requerida
(R$) 
 Variação 
Receita 
Requerida 
Final/CP 
 CP 019/22
Participação 
na Revisão
% 
 Final
Participação 
na Revisão
% 
 Variação
Total 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
2.902.525.847
2.765.589.959
-4,7%
3.470.271.283
3.377.380.511
-2,7%
12,65%
14,40%
1,74%
Encargos Setoriais
607.394.078
581.865.339
-4,2%
1.015.321.097
939.872.807
-7,4%
9,09%
8,42%
-0,67%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
6.538.266
         
6.291.703
         
-3,8%
6.092.414
         
5.806.280
         
-4,7%
-0,01%
-0,01%
0,00%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
340.720.330
     
328.371.516
     
-3,6%
638.753.564
     
638.753.564
     
0,0%
6,64%
7,30%
0,66%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TUSD
47.680.391
       
45.952.298
       
-3,6%
53.515.524
       
53.515.524
       
0,0%
0,13%
0,18%
0,05%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TE)
44.085.921
       
41.115.888
       
34.400.323
       
34.400.323
       
0,0%
-0,22%
-0,16%
0,06%
CDE Modicidade Eletrobrás
-
                      
-
                      
-
                      
(100.201.930)
   
-
0,00%
-2,36%
-2,36%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
54.411.501
       
50.745.842
       
-6,7%
124.182.849
     
153.886.865
     
23,9%
1,55%
2,43%
0,87%
PROINFA
73.982.531
       
71.887.369
       
-2,8%
114.928.787
     
114.928.787
     
0,0%
0,91%
1,01%
0,10%
P&D, Efic.Energ 
39.820.655
       
37.349.068
       
-6,2%
43.296.103
       
38.631.861
       
-10,8%
0,08%
0,03%
-0,05%
ONS
154.482
             
151.655
             
-1,8%
151.533
             
151.533
             
0,0%
0,00%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
498.855.121
497.036.386
-0,4%
551.029.406
557.163.236
1,1%
1,16%
1,41%
0,25%
Rede Básica
340.599.305
     
340.599.305
     
0,0%
375.613.363
     
383.727.357
     
2,2%
0,78%
1,01%
0,23%
Rede Básica Fronteira
83.470.413
       
83.470.413
       
0,0%
92.051.282
       
86.768.717
       
-5,7%
0,19%
0,08%
-0,11%
Rede Básica ONS (A2)
2.120.608
         
2.120.608
         
0,00%
2.338.609
         
2.098.054
         
-10,29%
0,00%
0,00%
-0,01%
MUST Itaipu
26.996.539
       
25.177.804
       
-6,74%
30.047.960
       
27.112.752
       
-9,77%
0,07%
0,05%
0,0%
Transporte de Itaipu
32.820.347
       
32.820.347
       
0,00%
36.194.322
       
39.390.151
       
8,83%
0,08%
0,15%
0,1%
Conexão
12.847.908
       
12.847.908
       
0,0%
14.783.869
       
18.066.206
       
22,2%
0,04%
0,12%
0,08%
Custo de Aquisição de Energia 
1.796.276.647
 
1.686.688.234
 
-6,1%
1.903.920.780
 
1.880.344.469
 
-1,2%
2,40%
4,56%
2,16%
PARCELA B
1.584.716.834
 
1.483.871.194
 
-6,4%
1.459.394.455
 
1.409.055.289
 
-3,4%
-2,79%
-1,76%
1,03%
Custos Operacionais
703.017.522
     
669.054.576
     
-4,8%
680.478.771
     
653.607.945
     
-3,9%
-0,50%
-0,36%
0,14%
Anuidades
122.794.212
     
113.479.463
     
-7,6%
99.939.530
       
100.083.600
     
0,1%
-0,51%
-0,32%
0,19%
Remuneração
517.506.034
     
478.249.796
     
-7,6%
428.291.817
     
428.484.249
     
0,0%
-1,99%
-1,17%
0,82%
Depreciação
258.587.844
     
238.972.254
     
-7,6%
225.198.443
     
224.969.631
     
-0,1%
-0,74%
-0,33%
0,41%
Receitas Irrecuperáveis
58.500.524
       
54.062.874
       
-7,6%
76.527.528
       
71.248.915
       
-6,9%
0,40%
0,40%
0,00%
Outras ReceitasOR, UD e ER
(75.689.301)
      
(69.947.769)
      
-7,6%
(51.041.634)
      
(69.339.051)
      
35,8%
0,55%
0,01%
-0,53%
Reposicionamento Tarifário
4.487.242.680
 
4.249.461.153
 
-5,3%
4.929.665.737
 
4.786.435.801
 
-2,9%
9,86%
12,64%
2,78%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
292.554.171
     
(119.117.187)
   
6,23%
-2,72%
-8,95%
CVA em processamento - Energia
19.438.711
       
76.930.281
       
0,41%
1,76%
1,34%
CVA em processamento -Transporte
34.737.906
       
35.584.105
       
0,74%
0,81%
0,07%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
271.590.266
     
273.947.535
     
5,78%
6,26%
0,48%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
6.876.923
         
18.332.909
       
0,15%
0,42%
0,27%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(755.656)
           
(2.367.091)
        
-0,02%
-0,05%
-0,04%
Sobrecontratação/exposição de energia
(72.793.534)
      
(57.298.184)
      
-1,55%
-1,31%
0,24%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.126.348
         
1.080.322
         
0,02%
0,02%
0,00%
Previsão de Risco Hidrológico
180.448.464
     
139.824.186
     
3,84%
3,19%
-0,65%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
83.876
               
83.876
               
0,00%
0,00%
0,00%
Conselho de Consumidores
(635.133)
           
(634.146)
           
-0,01%
-0,01%
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(171.498.867)
   
(163.498.422)
   
-3,65%
-3,74%
-0,08%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(154)
                   
(154)
                   
0,00%
0,00%
0,00%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021)
-
                      
(964.609)
           
0,00%
-0,02%
-0,02%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
-
                      
(463.358.208)
   
0,00%
-10,59%
-10,59%
Reversão da antecipação da reversão Ultrap. Demanda e Exced. Reativos
73.788.452
       
73.987.201
       
1,57%
1,69%
0,12%
Empréstimo Escassez H. - Importação julho- agosto/2021 - RTA 2022 - Energia de Revenda
(15.140.736)
      
(15.418.127)
      
-0,32%
-0,35%
-0,03%
Empréstimo Escassez H. - Bônus Redução Voluntária
(34.712.542)
      
(35.348.506)
      
-0,74%
-0,81%
-0,07%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
1,50%
1,58%
0,08%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
17,59%
11,50%
-6,09%
CP 019/22 Final Variação CP 019/22 Final Variação CP 019/22 Final
Receita Receita Receita Receita Receita Receita Participação Participação Variação
Descrição
Verificada Verificada Verificada Requerida Requerida Requerida na Revisão na Revisão Total
(R$) (R$) Final/CP (R$) (R$) Final/CP % %
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 2.902.525.847 2.765.589.959 -4,7% 3.470.271.283 3.377.380.511 -2,7% 12,65% 14,40% 1,74%
Encargos Setoriais 607.394.078 581.865.339 -4,2% 1.015.321.097 939.872.807 -7,4% 9,09% 8,42% -0,67%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TUSD
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TE)
CDE Modicidade Eletrobrás -
ONS 1 54.482 1 51.655 -1,8% 1 51.533 1 51.533 0,0% 0,00% 0,00% 0,00%
Custos de Transmissão 498.855.121 497.036.386 -0,4% 551.029.406 557.163.236 1,1% 1,16% 1,41% 0,25%
Rede Básica ONS (A2) 2 .120.608 2 .120.608 0,00% 2 .338.609 2 .098.054 -10,29% 0,00% 0,00% -0,01%
MUST Itaipu 2 6.996.539 2 5.177.804 -6,74% 3 0.047.960 2 7.112.752 -9,77% 0,07% 0,05% 0,0%  
Transporte de Itaipu  8,83% 0,08% 0,15% 0,1%
Custo de Aquisição de Energia 1 .796.276.647 1 .686.688.234 -6,1% 1 .903.920.780 1 .880.344.469 -1,2% 2,40% 4,56% 2,16%
PARCELA B 1 .584.716.834 1 .483.871.194 -6,4% 1 .459.394.455 1 .409.055.289 -3,4% -2,79% -1,76% 1,03%
Reposicionamento Tarifário 4 .487.242.680 4 .249.461.153 -5,3% 4 .929.665.737 4 .786.435.801 -2,9% 9,86% 12,64% 2,78%
Componentes Financeiros do Processo Atual 2 92.554.171 ( 119.117.187) 6,23% -2,72% -8,95%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,50% 1,58% 0,08%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 17,59% 11,50% -6,09%

EDP ES como de reajuste. Assim, na Resolução Homologátoria nº 3.065, de 12 de julho de 2022, 
considerou-se nova tarifa de referência apenas para uma central geradora (UTE Lasa16). 
71. 
Contudo, o fato do processo tarifário da distribuidora acessada ser revisão implica na 
definição de nova tarifa de referência para todas as centrais geradoras conectadas em 138 kV17, com 
exceção das tarifas estabilizadas das usinas vencedoras de leilão de energia nova. Assim, deve-se alterar 
a REH para incluir as tarifas das usinas conectadas em A2 no sistema da EDP ES, bem como a TUSDg para 
as centrais geradoras não listadas nominalmente que conta na tabela do Anexo 2 da REH 3.065/2022. 
Ressalta-se que a tarifa da UTE Lasa não será alterada. 
72. 
Por fim, entende-se adequado tornar publico nova base de dados utilizadas no cálculo da 
TUSDg incluindo a alteração citada, conforme os critérios estabelecidos pelos Submódulos 7.4 e 9.4 dos 
Procedimentos de Regulação Tarifária - Proret. 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
73. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi 
obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 
2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do 
Módulo 8 do PRODIST18. 
74. 
Nos Gráficos 8 e 9 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais de DEC e 
FEC propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2023 a 2025, a redução 
média anual é 2,56% no DEC e de 4,77% no FEC. 
 
16 Devido a alteração de MUSD contratado. 
17 Parágrafo 16 do Submódulo 7.4 
18 “5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD 
conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades 
consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte 
procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho 
dos conjuntos; e 
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”

Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da EDP ES. 
Fonte: Nota Técnica nº 044/2022-SRD/ANEEL. 
 
 
 
Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da EDP ES. 
Fonte: Nota Técnica nº 044/2022-SRD/ANEEL.

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

Gráfico 11. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Sudeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 044/2021-SRD/ANEEL. 
 
76. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 5 apresenta os valores pagos e o número de 
compensações efetuadas pela EDP ES entre 2016 e 2021: 
 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela EDP ES 
Ano 
Nº de Compensações 
Compensação (R$) 
2016                            998.085                   4.877.222,27  
2017                            902.605                   4.019.754,47  
2018                            952.464                   5.468.879,42  
2019                            964.973                   6.608.298,22  
2020                            898.781                   7.736.425,94  
2021                            956.568                10.577.845,13  
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
III – SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS 
 
77. 
A tabela abaixo apresenta a estimativa preliminar de valor mensal a ser repassado pela 
CCEE à distribuidora no período de competência de agosto/2022 a julho/2023, até o 10º dia útil do mês
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        998.085      4.877.222,27  
        902.605      4.019.754,47  
        952.464      5.468.879,42  
        964.973      6.608.298,22  
        898.781      7.736.425,94  
        956.568      10.577.845,13  

subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os 
realizados no período de agosto/2021 a julho/2022. 
 
Tabela 19. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
IV – DIREITO 
 
78. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.; 
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret; 
f) Módulos 7 e 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema 
Elétrico Nacional – Prodist; e 
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 001/1995. 
 
V – DISPOSITIVO 
 
79. 
Diante do exposto e do que consta nos processos nº 48500.003568/2021-19 e nº 
48500.003672/2022-86, voto por aprovar o resultado da Revisão Tarifária Periódica da EDP Espírito Santo 
Distribuição de Energia (EDP ES), na forma da Resolução Homologatória anexa, a fim de: 
a) homologar o resultado da revisão tarifária periódica da EDP ES, a vigorar a partir de 7 
de agosto de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 
11,50%, sendo de 12,46%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão 
e de 11,10%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão; 
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
2.391.514
        
14.081.152
     
16.472.666
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
(146.750)
          
791.268
           
644.518
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(171.502)
          
474.889
           
303.387
           
Subsídio Rural
(317.119)
          
2.549.510
        
2.232.390
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(691.456)
          
4.699.093
        
4.007.637
        
Total
1.064.686
        
22.595.912
     
23.660.598
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 2 .391.514 1 4.081.152 1 6.472.666
Subsídio Geração Fonte Incentivada ( 146.750) 7 91.268 6 44.518
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 171.502) 4 74.889 3 03.387
Subsídio Rural ( 317.119) 2 .549.510 2 .232.390
Subsídio Irrigante/Aquicultor ( 691.456) 4 .699.093 4 .007.637  
Total 1 .064.686 2 2.595.912 2 3.660.598  

c) incluir na Tabela do Anexo I da REH nº 3.065/2022 (TUSDg de referência para o ciclo 
2022/2023) as tarifas de referência para as centrais geradoras conectadas em 138 kV no 
sistema da EDP ES; 
d) alterar na Tabela do Anexo II da REH nº 3.065/2022 a tarifa para EDP ES; 
e) Homologar nova base de dados de utilizadas no cálculo da TUSDg para completar as 
alterações necessárias; 
f) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas 
como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; 
g) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a 
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à EDP ES, de 
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
h) definir os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
i) fixar os componentes T e Pd do Fator X em 0,864% e 0,844%, respectivamente; 
j) fixar os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022 a 
2025 a serem observados pela EDP ES; e 
k) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2022 a 2024, 
conforme tabela abaixo: 
 
2022 
2023 
2024 
Perdas Técnicas sobre Energia 
7,18% 
7,18% 
7,18% 
Perdas Não Técnicas sobre 
11,80% 
11,80% 
11,80% 
 
Brasília, 2 de agosto de 2022. 
 
 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor
    2022      2023      2024  
Perdas Técnicas sobre Energia  7,18%      7,18%      7,18%    
Perdas NãInoj eTtéacdnaic as sobre  11,80%      11,80%      11,80%