VOTO 
 
 
 
PROCESSOS: 48500.004625/2020-98 e 48500.006066/2020-51. 
 
INTERESSADO: Energisa Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S.A. (ENF) 
 
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva. 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) e Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição (SRD). 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Energisa Nova Friburgo - Distribuidora de Energia 
S.A., a vigorar a partir de 22 de junho 2021, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de 
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora  (DEC) e de Frequência 
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC) para o período de 2022 a 2026, após análise 
das contribuições recebidas na Consulta Pública nº 9/2021 e na Audiência Pública nº 6/2021.  
 
 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 042/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da  Energisa Nova Friburgo - 
Distribuidora de Energia S.A. (ENF), estabeleceu a data de 22 de junho de 2021 para a realização da 
Revisão Tarifária Periódica da concessionária. 
2. 
As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das 
concessionárias de distribuição de Energia Elétrica estão dispostos nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária (Proret), que tratam, respectivamente, do cálculo da Revisão Tarifária e da 
Estrutura Tarifária.  
3. 
Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 46/2020, realizada em 23 de novembro de 2020, 
fui designada relatora do processo.
  , a vigorar a partir de  22 de junho 2021  , e definição dos correspondentes limites dos indicadores de
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) e de Frequência      
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC) para o período de 2022 a 2026, após análise      
das contribuições recebidas na Consulta Pública nº 9/2021 e na Audiência Pública nº 6/2021.      

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

II – FUNDAMENTAÇÃO 
11. 
A revisão das tarifas da ENF, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 4,95%, sendo de 9,40%, em média, para os consumidores 
conectados na alta tensão e de 3,99%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão. 
12. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
         Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
13. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de custos 
que compõem a tarifa e as novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões tarifárias. Quanto aos 
custos, destaca-se o aumento dos custos de transmissão e de distribuição, que tem impacto mais 
significativos nos consumidores de alta tensão. Em relação às novas TRs destaca-se o custo médio de 
construção de redes na alta e média tensão que teve maiores aumentos, durante o último ciclo, quando 
comparados aos custos da baixa tensão. 
14. 
O efeito médio de 4,95% decorre: (i) do reposicionamento econômico (itens de Parcela A 
e B), com efeito tarifário de 7,24%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
processo tarifário, com efeito tarifário de 0,79%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de -3,09%. 
15. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio. 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,40%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
3,99%
Efeito Médio AT+BT
4,95%

Gráfico- 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
16. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores 
atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para o efeito 
médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária. 
1,77%
5,14%
-0,46%
0,00%
0,79%
0,79%
-3,09%
4,95%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da ENF
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
17. 
O reposicionamento econômico de 7,24% é derivado das variações de custos da Parcela A 
e da Parcela B.  
 
 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
141.690.188
        
154.090.993
         
8,8%
6,45%
74,8%
Encargos Setoriais
22.264.670
          
25.666.352
           
15,3%
1,77%
12,5%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
265.310
                
287.392
                 
8,3%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
17.848.317
          
17.878.991
           
0,2%
0,02%
8,7%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                         
1.870.323
              
0,0%
0,97%
0,9%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
0
                             
916.306
                 
0,48%
0,4%
PROINFA
2.381.327
             
2.851.626
              
19,7%
0,24%
1,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
1.769.716
             
1.861.714
              
5,2%
0,05%
0,9%
Custos de Transmissão
36.489.972
          
46.368.097
           
27,1%
5,14%
22,5%
Uso do sistema de distribuição
36.489.972
          
46.368.097
           
27,1%
5,14%
22,5%
Custos de Aquisição de Energia
82.775.699
          
81.888.446
           
-1,1%
-0,46%
39,7%
Receitas Irrecuperáveis
159.847
                
168.098
                 
5,2%
0,00%
0,1%
PARCELA B
50.428.478
          
51.942.222
           
3,0%
0,79%
25,2%
Custos Operacionais
28.119.919
          
28.160.392
           
0,1%
0,02%
13,7%
Anuidades
4.488.340
             
5.380.300
              
19,9%
0,46%
2,6%
Remuneração
12.863.082
          
13.299.645
           
3,4%
0,23%
6,5%
Depreciação
6.865.790
             
8.137.518
              
18,5%
0,66%
3,9%
UD+ER+OR
(1.908.654)
           
(3.035.633)
            
59,0%
-0,59%
-1,5%
RT considerando a varição tarifária da RTE
192.118.666
        
206.033.215
         
7,24%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
1.523.481
              
0,79%
CVA em processamento - Energia
5.539.528
              
2,88%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.169.385
              
0,61%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(62.846)
                  
-0,03%
Neutralidade de Parcela A- Energia
89.577
                   
0,05%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
878.954
                 
0,46%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(329.946)
                
-0,17%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
713
                         
0,00%
Cálculo extraordinário de Neutralidade -Postergação da Data de Aniversário
99.062
                   
0,05%
Ajuste CUSD
1.956.172
              
1,02%
Repasse de compensação DIC/FIC
(254.341)
                
-0,13%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(1.101.142)
            
-0,57%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(12.782)
                  
-0,01%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(5.198.779)
            
-2,71%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(675.648)
                
-0,35%
Conselho de Consumidores 
(357.971)
                
-0,19%
Conta Covid Postergação
(111.906)
                
-0,06%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376
(104.548)
                
-0,05%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-3,09%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
4,95%

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

24. 
Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do 
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória de 
perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média 
histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de chegada da trajetória é 
estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que atuam em áreas tão ou mais 
complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores. 
No caso da ENF, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 0,02% sobre 
o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução. 
 
Custos da Parcela B 
25. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de 
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos 
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela 
distribuidora. A Parcela B representa 25,2% dos custos da concessionária e variou em 3,0%, o que 
representa um impacto tarifário de 0,79% 
26. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas 
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro 
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. 
27. 
A aplicação da metodologia indicou a aumento dos custos regulatórios ao longo do ciclo, 
porém o conjunto do índice de produtividade, agregado ao mecanismo de incentivo à qualidade fizeram 
com que os custos operacionais ficassem apenas levemente maiores daqueles existentes nas tarifas 
atuais, com variação de 0,1% e impacto na revisão tarifária foi de 0,02%.

Gráfico 2. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
28. 
O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de 
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo 
de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos realizados e visa 
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de 
Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos investimentos de curto período de 
recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos e em toda a infraestrutura de 
edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço. 
29. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de 3,4% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 0,23%. A situação adveio principalmente do 
aumento da Base de Remuneração Líquida, que passou de R$ 94,3 milhões para R$ 120,8 milhões, ambos 
a preço de junho/21. Por outro lado, a taxa média de remuneração diminuiu desta revisão comparadas 
com a de 2016.  O Gráfico 3 demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital.  
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo
Operacional
Custo Operacional
Revisão
100,0%
0,1%
100,1%

Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
30. 
A quota de reintegração regulatória variou 18,5% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,66%. O aumento proveio da variação da Base 
de Remuneração Bruta, que passou de R$ 165,3 milhões para R$ 214,7 milhões, ambos a preço de 
junho/2021. Houve ainda leve aumento na taxa média de depreciação em relação à última revisão 
tarifária (de 3,77% para 3,79%). O Gráfico 4 demonstra ambos os efeitos. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 14,2%
17,6%
103,4%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
0,6%
18,0%
118,5%

31. 
A cobertura para anuidades variou 19,9% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, 
com impacto de 0,46% na revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios 
adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória, 
da qual o cálculo das anuidades depende. 
32. 
Quanto às outras receitas (OR), referem-se a receitas de atividades relacionadas com a 
concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser classificadas 
em duas categorias, conforme sua natureza: “receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia 
elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis; e “receitas de atividades acessórias”, que são 
atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e 
risco das concessionárias.  
33. 
A Resolução Normativa nº 414/2010 estabelece a obrigatoriedade da cobrança de 
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de conexão, 
sendo esta chamada “Ultrapassagem de Demanda” (UD), e de montantes de energia reativa e demanda 
de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, sendo chamado 
“Excedente de Reativos” (ER).  
34. 
Houve alteração na forma de tratamento das receitas de ultrapassagem de demanda e 
excedente de reativos que no ciclo tarifário anterior eram contabilizadas como obrigações especiais e 
nesta revisão entram como redudores da Parcela B, sendo somadas aos valores de outras receitas, de 
modo que o efeito total foi de -0,59%, conforme apresentado na Tabela 2. 
 
Componentes Financeiros 
35. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da ENF:

Tabela 3. Componentes Financeiros 
   
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
36. 
Merece destaque o montante do financeiro de reversão da Conta-Covid, cujos montantes 
somados implicaram em impacto de -3,70% na revisão. Os montantes em questão equivalem a 100% 
totalidade dos valores a serem revertidos pela ENF da Conta-Covid. 
 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
37. 
O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O objetivo é 
compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do 
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o 
que contribui para a modicidade tarifária. 
38. 
Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 1 deles definido na revisão tarifária, o 
que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
5.539.528
           
2,9%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.169.385
           
0,6%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(62.846)
               
0,0%
Neutralidade de Parcela A- Energia
89.577
                 
0,0%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
878.954
              
0,5%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(329.946)
             
-0,2%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
713
                      
0,0%
Cálculo extraordinário de Neutralidade -Postergação da Data de Aniver
99.062
                 
0,1%
Ajuste CUSD
1.956.172
           
1,0%
Repasse de compensação DIC/FIC
(254.341)
             
-0,1%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(1.101.142)
          
-0,6%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(12.782)
               
0,0%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(5.198.779)
          
-2,7%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(675.648)
             
-0,4%
Conselho de Consumidores 
(357.971)
             
-0,2%
Conta Covid Postergação
(111.906)
             
-0,1%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidor
(104.548)
             
-0,1%
Total
1.523.481
           
0,79%

39. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma 
distribuidora em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do número 
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é de 
0,37%. 
40. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses 
custos ao longo do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes 
da ENF é de -0,57%. 
41. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à Qualidade 
e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da Concessionária 
entre 2019 e 2020, resultando em 0,56%. Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na 
prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas 
praticadas.  
42. 
Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da ENF, até a próxima revisão 
tarifária, será de -0,57%, acrescido dos Componentes Pd e Q que devem ser atualizados em cada processo 
de reajuste. 
43. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 66.  
 
 
6 No Gráfico 6, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 7, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS, 
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.

Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
44. 
O Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos, que variaram 82,95%, abaixo da variação do IGP-M de 129,80%, porém acima da variação do IPCA 
de 73,16% no mesmo período.  
 
Custo de       
Distribuição
25,2%
Custo de            
Energia
39,7%
Custo de     
Transmissão
22,5%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
1,4%
CDE
10,0%
ESS/EER
0,0%
Outros
1,0%
Impostos
12,5%
Custo de       
Distribuição; 
17,3%
Custo de            
Energia; 
27,3%
Custo de     
Transmissão
; 15,4%
Encargos          
Setoriais; 
8,5%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,1%
ICMS; 
26,3%
PIS/COFINS; 
5,1%
Tributos; 
31,4%

Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
45. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi 
obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 
2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do 
Módulo 8 do PRODIST7. 
46. 
No Gráfico 8 e 9 é apresentado o histórico de apuração, os limites globais de DEC e FEC 
propostos pela ANEEL antes e após a Consulta Pública, além desses limites propostos pela distribuidora. 
 
7 “5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD 
conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades 
consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte 
procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho 
dos conjuntos; e 
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”  
375,82
348,18
285,24
324,01
368,20
459,44
520,54
555,17
549,36
524,75
595,67
649,89
662,44
687,55
Reajuste
2011
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Revisão
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
COVID
2020
Revisão
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

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

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

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

Gráfico 11. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sudeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 0066/2021-SRD/ANEEL. 
 
48. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 5 apresenta os valores pagos e o número de 
compensações efetuadas pela ENF entre 2016 e 2020: 
Tabela 4. Compensações efetuadas pela ENF. 
Ano 
Nº de Compensações 
Compensação (R$) 
2016 
62.971 
190.379,40 
2017 
54.720 
151.715,74 
2018 
69.874 
217.655,66 
2019 
55.208 
202.905,88 
2020 
169.316 
485.125,95 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
III – DIREITO 
 
49. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: (i) Lei nº 
9.427, de 26 de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; (iii) Lei nº 9.074, de 7 de 
julho de 1995; (iv) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; (v) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária – Proret; (vi) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no 
Sistema Elétrico Nacional – Prodist; (vii)Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 
042/1999. 
 
IV – DISPOSITIVO 
50. 
Diante do exposto e do que consta dos Processos nº 48500.004625/2020-98 e  nº 
48500.006066/2020-51, voto por APROVAR o resultado da Revisão Tarifária Periódica da ENF, na forma 
da Resolução anexa, a fim de:
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        62.971      190.379,40  
        54.720      151.715,74  
        69.874      217.655,66  
        55.208      202.905,88  
        169.316      485.125,95  

a) HOMOLOGAR o resultado da Revisão Tarifária Periódica da ENF, a vigorar a partir de 22 
de junho de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 
4,95%, sendo de 9,40%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e 
de 3,99%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão; 
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD) e as Energia Elétrica (TE) 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da ENF; 
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso exclusivo; 
d) APROVAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) a 
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) à ENF, de 
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
e) DEFINIR os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
f) FIXAR o componente T do Fator X em -0,57%;  
g) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022 
a 2026 a serem observados pela ENF; e 
h) ESTABELECER o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2022, 
2023, 2024 e 2025, conforme tabela abaixo: 
2022 
2023 
2024 
2025 
Perdas Técnicas sobre Energia 
5,0980% 
5,0980% 
5,0980% 
5,0980% 
Perdas Não Técnicas sobre 
0,0189% 
0,0189% 
0,0189% 
0,0189% 
 
 
 
Brasília, 22 de junho de 2021 
 
 
ELISA BASTOS SILVA 
Diretor
    2022      2023      2024      2025  
Perdas Técnicas sobre Energia  5,0980%      5,0980%      5,0980%      5,0980%    
Perdas NãInoj eTtéacdnaic as sobre  0,0189%      0,0189%      0,0189%      0,0189%