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. 
 
4. 
A Resolução Normativa nº 1.0081, 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 https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren20221008.pdf.

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 
preliminar indicada na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL2, 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 
 
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. 
 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%

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. 
 
 
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. 
 
4,13%
6,83%
1,51%
-0,01%
3,47%
-14,05%
8,69%
-1,86%
8,70%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Subvenção Lei
nº 14.299
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária  
 
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.  
 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
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%
Receita Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação
Verificada (R$) Verificada (R$) (R$) na Revisão na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 3 4.175.916 3 4.176.175 4 0.208.632 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 7 5.050 7 5.051 7 3.375 -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) 2 40.800 2 40.802 2 37.500 -1,4% -0,01% 0,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 8 03.601 8 03.608 7 90.965 -1,6% -0,03% 1,4%
CDE Modicidade Eletrobrás - - ( 1.110.000) - -2,29% -2,0%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 5 40.003 5 40.007 1 .712.489 217,1% 2,42% 3,0%
PROINFA 7 14.408 7 14.414 1 .038.654 45,4% 0,67% 1,8%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 3 84.946 3 84.949 4 20.110 9,1% 0,07% 0,7%      
Custos de Transmissão 1 0.708.953 1 0.709.035 1 4.017.506 30,9% 6,83% 25,0%      
MUST Itaipu 3 06.176 3 06.178 2 70.104 -11,8% -0,07% 0,5%
Transporte de Itaipu 2 94.075 2 94.078 3 85.890 31,2% 0,19% 0,7%
Uso do sistema de distribuição 1 0.108.702 1 0.108.779 1 3.361.512 32,2% 6,71% 23,8%      
Custos de Aquisição de Energia 1 5.997.952 1 5.998.074 1 6.727.897 4,6% 1,51% 29,8%      
Receitas Irrecuperáveis 2 9.194 2 9.194 2 2.189 -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 4 8.454.451 4 8.454.711 5 6.166.462 15,92% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (6.808.455) -14,05%      
  1 .702.899 3,51%    
  1 30.093 0,27%    
  1 .964.092 4,05%    
  1 .094 0,00%    
  9 4.915  0,20%
-12,22%
-0,23%
0,01%  
  ( 5.920.150)    
  ( 111.923)    
  3 .373    
  ( 114.690) -0,24%    
  AR) 7 .955 0,02%    
  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 4 4.871 0,09%
Ajuste Financeiro de Itaipu (Decreto nº 10.665/2021) 2 03.009 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%      

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 162/2022-
SRD/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 
 
 
10 Documento SIC nº 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. 
 
 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 0,9%
43,3%
142,4%

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. 
 
 
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. 
 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
7,7%
33,6%
141,3%

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: 
 
 
Anuidades
Processo Anterior
Efeito
WACC
Efeito Base de
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
-3,3%
16,9%
113,6%

Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
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 
 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%

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 
 
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 
 Descrição 
 Efeito 
estimado na 
CP 15/2022 
 Efeito 
final 
 Variação 
de efeito 
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%

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 
impacto na variação do efeito de +1,05%. 
 
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.

Gráfico 6. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
 
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. 
Custo de       
Distribuição
28,4%
Custo de            
Energia
29,8%
Custo de     
Transmissão
25,0%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
PROINFA
1,8%
CDE
11,0%
ESS/EER
3,0%
Outros
0,9%
Encargos
16,8%
Custo de       
Distribuição
20,8%
Custo de            
Energia
21,8%
Custo de     
Transmissão
18,3%
Encargos          
Setoriais
12,3%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
ICMS
21,3%
PIS/COFINS
5,5%
Tributos 
26,8%

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.

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

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;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        18.000      59.335,21  
        21.536      49.327,62  
        34.053      448.035,19  
        14.634      47.678,85  
        5.994      102.049,82  

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% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
0,5443% 
0,5342% 
0,5254% 
0,5175% 
 
 
 
Brasília, 19 de julho de 2022. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor
    2023      2024      2025      2026  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  8,4900%      8,4900%      8,4900%      8,4900%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  0,5443%      0,5342%      0,5254%      0,5175%