VOTO 
 
PROCESSOS: 48500.003573/2021-13 e 48500.001559/2022-66  
 
INTERESSADO: Nova Palma Energia Ltda. 
 
RELATOR: Hélvio Neves Guerra 
 
ÁREAS RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de 
Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD 
 
ASSUNTO Proposta de abertura de Consulta Pública para colher subsídios e informações para 
aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Nova Palma Energia Ltda., 
a vigorar a partir de 22/07/2022, e definir os 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. 
 
 
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., 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 44ª Sessão de Sorteio Público Ordinária, o processo 
nº 48500.003573/2021-13, referente a revisão tarifária, foi distribuído a minha relatoria. 
 
4. 
As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas 
pela Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio do Ofício nº 14/20221, de 28 de janeiro 
de 2022, sendo que os dados foram encaminhados pela concessionária por meio da Ofício nº 
013/2022-DAF/NPE2, de 31 de janeiro de 2022. 
 
1 Documento SIC nº 48500.003573/2021-13 
2 Documento SIC nº 48513.002451/2022

5. 
Em 15 março de 2022, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição 
– SRD emitiu a Nota Técnica nº 13/20223, apresentando 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.  
 
6. 
Em 21 de março de 2022, por intermédio do Memorando nº 34/20224, a 
Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM prestou as informações 
concernentes ao contrato bilateral que a distribuidora possui com a Copel Geração. 
 
7. 
Em 21 de março de 2022, a SRD, por meio do Memorando nº 0060/20225, enviou 
informação acerca das perdas técnicas na distribuição da concessionária. 
 
8. 
Em 21 de março de 2022, na 11ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, o processo nº 
48500.001559/2022-66, referente ao estabelecimento dos limites para os indicadores de 
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de 
Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC da Nova Palma Energia 
Ltda. – Uhenpal, para os anos de 2023 a 2027 foi distribuido, por conexão, a minha relatoria. 
 
9. 
Em 29 de março de 2022, por meio do Memorando nº 89-SFF/ANEEL6, a 
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF informou os valores para a 
composição da Base de Remuneração da Nova Palma, os valores brutos concernentes a Outras 
Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER). 
 
10. 
Em 6 de abril de 2022, a SGT realizou reunião técnica com representares da Nova 
Palma7 para discussão da proposta de Revisão Tarifária Periódica.  
 
11. 
No dia 7 de abril de 2022 seria realizada reunião com o conselho de consumidores 
Nova Palma, contudo não houve resposta à convocação encaminhada pela SGT8.  
 
3 Documento SIC nº 48554.000621/2022 
4 Documento SIC nº 48580.000352/2022 
5 Documento SIC nº 48554.000674/2022 
6 Documento SIC nº 48536.001085/2022 
7 Documento SIC nº 48581.001136/2022 
8 Documento SIC nº 48581.001144/2022

12. 
No dia 8 de abril de 2022, a proposta da revisão tarifária, para fins de abertura de 
consulta pública, foi encaminhada por e-mail à Nova Palma e ao Conselho de Consumidores9. 
 
13. 
Por fim, no dia 10 de abril de 2022, a proposta da revisão tarifária, para fins de 
abertura de consulta pública, foi retificada e reencaminhada à Nova Palma e ao Conselho de 
Consumidores10. 
 
14. 
Por intermédio da Nota Técnica n° 43/2022–SGT/ANEEL11, de 12 de abril de 2022, a 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT apresentou a proposta de cálculo a ser submetida à 
Consulta Pública da Revisão Tarifária Periódica da Nova Palma. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
15. 
A revisão das tarifas da Nova Palma, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 15,08%, sendo de 14,57%, em média, para os consumidores conectados na alta 
tensão e de 15,22%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão. 
 
16. 
Importante ressaltar que as tarifas constantes desse processo, bem como a 
comparação de tarifas, e por consequência os efeitos percebidos, não consideram o definido na Lei 
nº 14.299, de 5 de janeiro de 2022, que institui subvenção para as concessionárias de distribuição 
de energia elétrica com mercado anual menor que 350 GWh, nem a aplicação desse comando legal 
pela Resolução Homologatória nº 3.009, de 1º de fevereiro de 2022. Conforme consta no Voto de 
aprovação da REH nº 3.009/2022, a citada Lei terá instrução complementar para regular o disposto 
na referida Lei. 
 
17. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
9 Documento SIC nº 48581.001143/2022 
10 Documento SIC nº 48581.003573/2022 
11 Documento SIC nº 48581.003573/2022 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
14,57%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
15,22%
Efeito Médio AT+BT
15,08%

18. 
O efeito médio de 15,08% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das 
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 7,67%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados 
no atual processo tarifário, com efeito tarifário de -1,66%; e (iii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, 
representando 9,07% de efeito. 
 
19. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuíram para o efeito 
médio. 
 
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
 
20. 
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. 
 
21. 
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. 
 
3,23%
4,02%
-0,20%
-0,01%
0,63%
-1,66%
9,07%
15,08%
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 Nova Palma 
 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
22. 
O reposicionamento econômico de 7,67% é derivado das variações de custos das 
Parcelas A e B. 
 
Parcela A 
23. 
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 72,3% dos custos da concessionária, 
cuja variação identificada foi de 9,9%, representando um impacto tarifário 7,04%. 
 
24. 
Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma 
participação de 3,23%. Destacam-se o aumento a previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para 
a distribuidora, cujo impacto foi de 1,60%, o aumento dos ESS e EER, com impacto de 1,29%, e do 
Proinfa, com impacto de 0,49%. 
 
25. 
Os custos de transmissão deverão impactar a revisão em 4,02%12, cujo valor depende 
dos montantes contratados no período de referência e das tarifas de uso do sistema de distribuição 
previstos. 
26. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de -0,20%. 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 3007/2021), que contribuiu com impacto de -2,22% no efeito 
médio. Por outro lado, destaca-se com impacto positivo, o contrato de suprimento com a Copel 
Geração Ltda, vinculado à variação do IPCA, contribuiu para o efeito médio foi de 1,28%. 
 
Perdas Regulatórias 
27. 
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 informado pela SRD/ANEEL. 
 
28. 
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 
 
12 Cabe destacar que em função de adequações na rede elétrica e alteração do Contrato de Uso de Sistema de 
Distribuição (CUSD), a partir de dez/2021 a concessionária, até então atendida predominantemente em nível de A4, 
passou a ser atendida em nível de tensão A3. Apesar de, no presente processo tarifário, mediante aplicação da regra 
vigente, não ser capturada redução de custos econômicos, observa-se significativa redução de componentes 
financeiros. De fato, considerando-se as variações observadas na neutralidade, -12,42%, e ajuste CUSD, +7,38%, tem-se 
contribuição negativa para o efeito médio dos financeiros de -5,04%, o que, a despeito do aumento das tarifas projetado 
para a RGE Sul, supera o impacto econômico indicado, +4,02.

atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e 
que tenham desempenho melhores. 
 
29. 
No caso da Nova Palma, conforme regra definida no Submódulo 2.6 do Proret, 
observado o aprimoramento da metodologia aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião 
Pública Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021, o ponto de partida para o ano de 2022 foi 
estabelecido em 0,56% sobre o mercado de baixa tensão faturado, ficando estabelecida como meta 
o percentual de 0,52% ao final do ciclo. 
 
 
Receitas Irrecuperáveis 
 
30. 
A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa 
que tem baixa expectativa de arrecadação em função da inadimplência por parte dos consumidores, 
conforme previsto no regulamento. 
 
31. 
Na presente revisão, as receitas irrecuperáveis variaram -9,9% em relação aos valores 
hoje contidos nas tarifas, com impacto de -0,01% nas tarifas. Ressalta-se que o cálculo já observou 
o aprimoramento do Submódulo 2.6A, aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião Pública 
Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021. 
 
Custos da Parcela B 
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. 
 
33. 
A Parcela B representa 27,7% dos custos da concessionária e apresentou uma 
variação de 2,2%, o que representa um impacto tarifário de 0,63%. 
 
34. 
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. 
 
35. 
No caso da Nova Palma, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está 
dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo o que não ensejaria a 
aplicação de trajetória de redução ou aumento ao longo do ciclo. Contudo, observando-se a razão 
entre os Custos Operacionais regulatóris e os Custos Operacionais reais medidos13, foi aplicada regra 
de compartilhamento de eficiência, de modo que o componente T do fator X foi definido em . 
 
36. 
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. 
 
37. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de 21,1% em relação aos 
valores hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 1,07%. Essa redução 
deveu-se principalmente pelo aumento da base líquida. O Gráfico 2 demonstra os efeitos na 
remuneração de capital. 
 
13 Tendo em vista ainda não estar disponíveis dados referentes ao ano civil de 2021, o resultado foi obtido com base 
nos custos contabilizados nos anos civis de 2019 e 2020. Na fase final do processo, deverão ser levados em conta os 
anos civis de 2020 e 2021.

Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
38. 
A quota de reintegração regulatória variou de 24,1%  em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 0,62% nas tarifas. Este aumento se dá 
principalmente em função do aumento da Base de Remuneração bruta. O Gráfico 3 demonstra os 
efeitos. 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
39. 
A cobertura para anuidades variou 5,3% em relação aos valores hoje contidos nas 
tarifas, com impacto de 0,18% na revisão. Esse resultado proveio do aumento das bases de 
remuneração das quais o cálculo das anuidades depende. 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
-0,8%
21,8%
121,1%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
1,7%
22,4%
124,1%

Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
40. 
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.  
 
41. 
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), sendo que ambas as receitas são 
contabilizadas como redutoras da Parcela B.  
 
42. 
Assim, o efeito tarifário referente a outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos nesta revisão tarifária foi no total de -0,51%. 
 
Componentes Financeiros 
 
43. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da Nova 
Palma. 
Anuidades
Processo Anterior
Efeito das
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
5,3%
105,3%

Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
 
44. 
Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se os valores da CVA, estimado 
pela concessionária, que totalizam um impacto de 3,57%, sendo 1,00% associado aos custos de 
energia e 2,40% aos custos de energia. Ressalta-se que os financeiros estimados pela distribuidora 
nessa Consulta Pública serão fiscalizados e recalculados pela ANEEL até a versão final deste processo 
 
45. 
Já com efeito negativo, destacam-se: 
 
a) Empréstimo Setorial assossiado à Conta Escassez Hídrica. 
 
46. 
De acordo com as regras previstas pela Aneel, no âmbito da CP 02/2022, nos 
processos tarifários homologados entre a publicação da correspondente REN e a efetiva 
transferência dos valores previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada antecipação da 
reversão dos valores a serem recebidos do empréstimo, na forma de um componente financeiro 
negativo.

47. 
A contratação da operação financeira, em uma ou mais tranches, abrangerá os 
seguintes itens: (i)  Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias 
para a competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo 
de Energia Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da Creg; (iii) Importação 
de energia referente às competências de julho e agosto de 2021 e (iv) Diferimentos de que trata o § 
1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos aplicados no processo tarifário 
anterior à liberação dos recursos da operação financeira). 
 
48. 
O Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica de 
que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da Creg, vigorou de setembro a dezembro de 
2021, em razão do período crítico para os reservatórios das hidrelétricas brasileiras. O objetivo do 
programa foi incentivar os consumidores a reduzirem o seu consumo de energia em meio ao cenário 
de escassez hídrica. 
 
49. 
O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em 
contrapartida da redução média verificada do consumo de energia elétrica14.  
 
50. 
Diante do estabelecido no Inciso I do § 1º do Art. 1º do Decreto nº 10.939/2022, as 
despesas referentes ao Programa poderão ser cobertas com recursos da Conta de Escassez Hídrica. 
Já o Art. 9º da Resolução n° 2/2021 da Creg estabeleceu que deve ser mantido o equilíbrio 
econômico-financeiro dos contratos de concessão e permissão de distribuição de energia elétrica, 
cabendo à ANEEL avaliar eventuais solicitações de recomposição, fundamentadas pelo interessado, 
na forma do respectivo contrato de concessão ou permissão e da legislação aplicável, decorrente 
do Programa. 
 
51. 
Na 247ª Reunião Ordinária do CMSE, de 5 de maio de 2021, o Comitê autorizou o 
ONS a despachar geração termelétrica fora da ordem de mérito e importação sem substituição a 
partir da Argentina ou do Uruguai, sem limitação nos montantes e preços associados, desde que 
alocável na carga e respeitadas as restrições operativas, e de forma a minimizar o custo operacional 
total do sistema elétrico. 
 
 
14 Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

52. 
Na 1ª Reunião da CREG, de 1º de julho de 2021, o ONS apresentou as estratégias 
operativas ora em curso para enfrentamento da situação, visando a manutenção da governabilidade 
do Sistema Interligado Nacional, dentre elas, a importação de energia. 
 
53. 
Os custos de cada distribuidora com importação de energia para as competências dos 
meses de julho e agosto de 2021 foram contabilizados e informados pela CCEE, totalizando valor da 
ordem de R$ 790 milhões. 
 
54. 
Por fim, tanto a Medida Provisória n° 1.078/2021 como o Decreto n° 10.939/2022 
possibilitaram a inclusão dos diferimentos tarifários aplicados no processo tarifário anterior à 
liberação dos recursos da operação financeira. Destaca-se que, com base no cronograma estimado 
de conclusão da operação e no cronograma dos processos tarifários, a data limite para a inclusão 
de novos diferimentos seria referente aos processos tarifários até 8 de abril de 2022. 
 
55. 
Para a fase de consulta pública está sendo considerado reversão em favor da 
modicidade de todo o financiamento da Conta Escassez Hídrica previsto para a Nova Palma, com 
parcelas associadas: ao diferimento realizado em 2021  no valor de -R$ 1,77 milhão; ao Programa 
de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo no valor de -R$ 476,0 mil, e à Importação de energia 
entre julho-agosto/2021 no valor de 150,1 mil, as quais representam redução de efeitos de -3,31%, 
0,89% e -0,28%, respectivamente. 
 
 
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 de três componentes, sendo apenas um deles definido na 
revisão tarifária, o que trata  da 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 
fase da Revisão foi de 1,81%. 
 
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. Tendo em vista que a razão entre os custos regulatórios e 
os reais observados nos anos de 2019 e 202015 e os cusos operacionais reais mostrou-se superior à 
120%, foi aplicada regra de compartilhamento de eficiência, de forma que o componente T a ser 
aplicado nos reajustes subsequentes da Nova Palma foi de 0,26%. 
 
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 2019 e 2020, resultando em 1,67%. 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 calculado nessa fase da Revião foi de 3,48%. 
 
62. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, 
com e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 616.  
 
15 Tendo em vista ainda não estar disponíveis dados referentes ao ano civil de 2021, o resultado foi obtido com base 
nos custos contabilizados nos anos civis de 2019 e 2020. Na fase final do processo, deverão ser levados em conta os 
anos civis de 2020 e 2021. 
16 No Gráfico 5, 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 
6, 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: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
 
 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
 
63. 
Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (48,27%) e as variações do IGP-M (149,53%) e do IPCA (85,48%) 
no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 7. 
 
 
Custo de       
Distribuição
27,7%
Custo de            
Energia
30,9%
Custo de     
Transmissão
24,2%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
PROINFA
1,8%
CDE
12,1%
ESS/EER
2,2%
Outros
1,0%
Impostos
17,2%
Custo de       
Distribuição; 
19,4%
Custo de            
Energia; 
21,6%
Custo de     
Transmissão
; 16,9%
Encargos          
Setoriais; 
12,0%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,0%
ICMS; 
23,8%
PIS/COFINS; 
6,3%
Tributos; 
30,1%

Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
64. 
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 210 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST17. 
 
65. 
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. 
 
 
17 “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, com a definição dos limites para os indicadores DEC e 
FEC.” 
460,79
341,25
347,06
423,41
572,41
589,08
583,40
577,38
467,07
545,31
572,49
571,71
605,55
683,20
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Revisão
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
Revisão
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Nova Palma. 
Fonte: Nota Técnica nº 13/2022-SRD/ANEEL. 
 
66. 
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. 
 
 
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 13/2022-SRD/ANEEL. 
18,00
14,49
18,03
12,77
15,07
24,39
12,70
10,21
12,70
9,60
11,95
8,19
6,49
10,27
7,80
7,15
17,00
16,00
16,00
15,00
17,00
16,00
16,00
15,00
15,00
14,00
13,00
12,00
11,00
13,00
12,00
12,00
11,00
10,00
15,00
15,00
15,00
15,00
14,00
10,00
9,00
9,00
9,00
8,00
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC UHENPAL
DEC Apurado
FEC Apurado
DEC Limite
FEC Limite
DEC Limite Proposto
FEC Limite Proposto
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
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 13/2022-SRD/ANEEL. 
 
67. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 4 apresenta os valores pagos e o 
número de compensações efetuadas pela Nova Palma entre 2017 e 2021: 
 
Tabela 4. 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 
 
68. 
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; 
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
  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  

f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema 
Elétrico Nacional – Prodist; 
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição 107/2001. 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
69. 
Considerando o que consta dos Processos nº 48500.003573/2021-13 e 
48500.001559/2022-66, voto por instaurar consulta pública, entre 20 de abril de 2022 e 3 de junho 
de 2022, com reunião virtual em 12 de maio de 2022, para colher subsídios e informações para 
aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Nova Palma Energia Ltda., 
a vigorar a partir de 22 de julho de 2022, e definir os 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 2023 a 2027. 
 
Brasília, 19 de abril de 2022 
 
(assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA  
Diretor