1 
 
VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.004614/2020-16, 48500.001785/2021-66 
 
INTERESSADO: Neoenergia Distribuição Brasília – NDB (antiga CEB Distribuição) 
 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, Superintendência de Regulação dos Serviços 
de Distribuição – SRD 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Neoenergia Distribuição Brasília – NDB, antiga CEB 
Distribuição S.A., a vigorar a partir de 22 de outubro de 2021, e definição dos correspondentes limites dos 
indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e 
de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC para o período de 2022 a 2026, 
consolidados após a avaliação das contribuições trazidas na Consulta Pública nº 47/2021 e na Audiência 
Pública nº 22/2021. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 066/1999, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Neoenergia Distribuição Brasília - 
NDB, estabelece a data de 22 de outubro de 2021 para a realização da Revisão Tarifária Periódica da 
concessionária. 
 
2. 
As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura 
tarifária. 
 
3. 
Em 23 de novembro de 2020, na 46ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, e em 26 de abril 
de 2021, na 16ª SSPO, os processos foram distribuídos à minha relatoria. 
 
4. 
Em 10 de agosto de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública nº 
47/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de

2 
 
contribuições se estendeu de 11 de agosto de 2021 a 03 de setembro de 2021, com a Audiência Pública, 
por videoconferência, realizada no dia 26 de agosto de 2021. 
 
5. 
Em 10 de setembro de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição 
– SRD enviou, por meio do Memorando nº 214/2020-SRD/ANEEL1, a apuração das perdas na distribuição 
da concessionária, consolidada pela Nota Técnica n° 087/2021-SRD/ANEEL, de 15 de julho de 2021. 
 
6. 
Em 27 de setembro de 2021, as informações concernentes à validação de pagamentos da 
Parcela A, Garantias Financeiras, Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos 
da distribuidora foram prestadas pelo Memorando nº 276/2021-SFF/ANEEL2. 
 
7. 
Em 30 de setembro de 2021, a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de 
Mercado - SRM, por meio do Memorando nº 159/2021-SRM/ANEEL3, informou os contratos bilaterais 
vigentes de compra e venda de energia celebrados pela distribuidora. 
 
8. 
Em 06 de outubro de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – 
SFF, por meio do Memorando nº 289/2021-SFF/ANEEL4, validou os dados para a composição da Base de 
Remuneração, conforme Nota Técnica nº 199-SFF/ANEEL, da mesma data. Adicionalmente, a SFF 
informou os valores brutos referentes a Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos da 
distribuidora no período após a RTP de 2016 até a DRAC. 
 
9. 
Em 30 de setembro e 14 de outubro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT 
realizou reuniões com os representantes da Neoenergia Brasília e do Conselho de Consumidores, 
respectivamente5. 
 
10. 
Em 15 de outubro de 2021, a SRD, por meio da Nota Técnica nº 117/2021-SRD/ANEEL6,  
que realizou uma análise das contribuições da Consulta Pública nº 47/2021 relativas ao estabelecimento 
 
1 SICNet nº 48554.001404/2021-00. 
2 SICNet nº 48536.003451/2021-00. 
3 SICNet nº 48580.000763/2021-00. 
4 SICNet nº 48536.003554/2021-00. 
5 SICNet nº 48581.001590/2021-00. 
6 SICNet nº 48554.001780/2021-00.

3 
 
dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da  Neoenergia Distribuição Brasília, 
para os anos de 2022 a 2026. 
 
11. 
As demais contribuições à Consulta Pública nº 47/2021 foram analisadas e respondidas por 
meio da Nota Técnica nº 234/2021-SGT/ANEEL7, de 13 de outubro de 2021. 
 
12. 
Em 15 de outubro de 2021, a  SGT encaminhou a proposta final da revisão tarifária, via e-
mail, à NDB e ao conselho de consumidores, reencaminhando em 20 de outubro de 2021. 
 
13. 
Em 18 de outubro de 2021, por meio da Carta NDB nº 18/20218, a concessionária solicitou 
antecipar à inclusão de créditos de PIS e COFINS sobre o ICMS relativos aos meses de dezembro de 2018 
a fevereiro de 2021, no valor de R$ 162.439.327, e, conforme acordado com o Diretor Relator, repassar 
componente financeiro decorrente do Diferimento de Itaipu relativo aos pagamentos referentes à 
potência contratada de Itaipu, no valor de R$ 254.616.646, a ser considerado neste processo de revisão 
tarifária, além de um diferimento adicional na previsão do risco hidrologico, no valor de R$ 62.000.000. 
 
14. 
Em 20 de outubro de 2021, por meio da Carta NDB nº 17/20219, a concessionária, e diante 
da informação que seria acrescentado o componente financeiro da bandeira de escassez hidríca, revisou 
a antecipação dos créditos de PIS e COFINS sobre o ICMS relativos aos meses de dezembro de 2018 a 
fevereiro de 2021 para R$ 60.000.000 e retirou o adicional da previsão do risco hidrológico. 
 
15. 
A  SGT, por meio da Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL, de 20 de outubro de 2021, 
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da NDB. 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
16. 
A revisão das tarifas da NDB, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 11,10%, sendo de 9,16%, em média, para os consumidores 
conectados na alta tensão e de 11,85%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão. 
 
 
7 SICNet nº 48581.001589/2021-00. 
8 SICNet nº 48513.028616/2021-00. 
9 SICNet nº 48513.028930/2021-00.

4 
 
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 242/2021-SGT/ANEEL 
 
18. 
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. 
 
19. 
O efeito médio de 11,10% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas 
A e B, com efeito tarifário de 8,46%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
processo tarifário, com efeito tarifário de -1,74%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de 4,38%. 
 
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: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL 
 
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. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,16%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
11,85%
Efeito Médio AT+BT
11,10%
4,32%
-2,17%
5,86%
0,08%
0,36%
-1,74%
4,38%
11,10%
Encargos
Setoriais
Transporte
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

5 
 
 
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. 
 
 
Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da NDB 
 
 Receita Verificada 
(R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação 
 Participação na 
Revisão 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
2.327.289.916
          
2.559.410.512
          
10,0%
8,09%
82,2%
Encargos Setoriais
490.712.649
             
614.579.225
             
25,2%
4,32%
19,7%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.327.060
                  
2.460.820
                  
5,7%
0,00%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
354.066.678
              
342.853.690
              
-3,2%
-0,39%
11,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                              
50.488.009
                
0,0%
1,76%
1,6%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
0
                                  
94.180.952
                
3,28%
3,0%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
62.395.088
                
41.566.514
                
-33,4%
-0,73%
1,3%
PROINFA
48.064.158
                
57.383.789
                
19,4%
0,32%
1,8%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
23.859.665
                
25.645.452
                
7,5%
0,06%
0,8%
Custos de Transmissão
388.404.438
             
326.137.336
             
-16,0%
-2,17%
10,5%
Rede Básica
247.034.786
              
197.591.019
              
-20,0%
-1,72%
6,3%
Rede Básica Fronteira
64.235.920
                
60.721.014
                
-5,5%
-0,12%
2,0%
Rede Básica ONS (A2)
771.746
                      
430.440
                      
-44,2%
-0,01%
0,0%
MUST Itaipu
28.819.683
                
24.498.004
                
-15,0%
-0,15%
0,8%
Transporte de Itaipu
39.175.373
                
29.512.861
                
-24,7%
-0,34%
0,9%
Conexão
8.366.931
                  
13.383.998
                
60,0%
0,17%
0,4%
Custos de Aquisição de Energia
1.433.534.087
          
1.601.847.651
          
11,7%
5,86%
51,5%
Receitas Irrecuperáveis
14.638.742
                
16.846.299
                
15,1%
0,08%
0,5%
PARCELA B
542.548.987
             
552.988.626
             
1,9%
0,36%
17,8%
Custos Operacionais
326.212.857
              
331.469.669
              
1,6%
0,18%
10,6%
Anuidades
50.799.239
                
58.966.754
                
16,1%
0,28%
1,9%
Remuneração
129.689.080
              
138.465.098
              
6,8%
0,31%
4,4%
Depreciação
72.677.379
                
81.878.432
                
12,7%
0,32%
2,6%
Outras Receitas
(27.871.235)
               
(33.743.779)
               
21,1%
-0,20%
-1,1%
Ultrapassagem de Demanda e Excedente Reativo
(8.958.332)
                 
(24.047.548)
               
168,4%
-0,53%
-0,8%
RT considerando a varição tarifária da RTE
2.869.838.903
          
3.112.399.138
          
8,45%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(49.849.936)
              
-1,74%
CVA em processamento - Energia
399.056.232
              
13,91%
CVA em processamento - Transporte
46.522.533
                
1,62%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
73.984.260
                
2,58%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(2.606.688)
                 
-0,09%
Neutralidade de Parcela A- Energia
12.356.561
                
0,43%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(24.909.205)
               
-0,87%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(11.957.224)
               
-0,42%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
754.198
                      
0,03%
Sobrecontratação/exposição de energia
34.330.495
                
1,20%
Previsão de Risco Hidrológico
160.929.283
              
5,61%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 41
(1.606.133)
                 
-0,06%
Decreto 10.665/2021 - Diferimento Itaipu 
(254.616.646)
             
-8,87%
Reversão do Risco Hidrológico
(135.816.779)
             
-4,73%
Reversão Conta-Covid
(120.490.175)
             
-4,20%
PIS/Cofins a compensar
(60.000.000)
               
-2,09%
Conselho de Consumidores 
(534.633)
                    
-0,02%
Bandeira Escassez Hidríca
(165.246.015)
             
-5,76%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
4,38%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
11,10%
Receita Verificada Receita Requerida Variação Participação na Participação na
(R$) (R$) Revisão Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 2 .327.289.916 2.559.410.512 10,0% 8,09% 82,2%      
Encargos Setoriais 490.712.649 614.579.225 25,2% 4,32% 19,7%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 2.327.060 2.460.820 5,7% 0,00% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 354.066.678 342.853.690 -3,2% -0,39% 11,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) - 50.488.009 0,0% 1,76% 1,6%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 0 94.180.952 3,28% 3,0%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 62.395.088 41.566.514 -33,4% -0,73% 1,3%
PROINFA 48.064.158 57.383.789 19,4% 0,32% 1,8%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 23.859.665 25.645.452 7,5% 0,06% 0,8%      
Custos de Transmissão 388.404.438 326.137.336 -16,0% -2,17% 10,5%      
Rede Básica 247.034.786 197.591.019 -20,0% -1,72% 6,3%
Rede Básica Fronteira 64.235.920 60.721.014 -5,5% -0,12% 2,0%
Rede Básica ONS (A2) 771.746 430.440 -44,2% -0,01% 0,0%
MUST Itaipu 28.819.683 24.498.004 -15,0% -0,15% 0,8%
Transporte de Itaipu 39.175.373 29.512.861 -24,7% -0,34% 0,9%
Conexão 8.366.931 13.383.998 60,0% 0,17% 0,4%      
Custos de Aquisição de Energia 1.433.534.087 1.601.847.651 11,7% 5,86% 51,5%      
Receitas Irrecuperáveis 14.638.742 16.846.299 15,1% 0,08% 0,5%      
PARCELA B 542.548.987 552.988.626 1,9% 0,36% 17,8%      
Custos Operacionais 326.212.857 331.469.669 1,6% 0,18% 10,6%
Anuidades 50.799.239 58.966.754 16,1% 0,28% 1,9%
Remuneração 129.689.080 138.465.098 6,8% 0,31% 4,4%
Depreciação 72.677.379 81.878.432 12,7% 0,32% 2,6%
Outras Receitas (27.871.235) (33.743.779) 21,1% -0,20% -1,1%
Ultrapassagem de Demanda e Excedente Reativo (8.958.332) (24.047.548) 168,4% -0,53% -0,8%      
RT considerando a varição tarifária da RTE 2.869.838.903 3.112.399.138 8,45% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (49.849.936) -1,74%      
  399.056.232 13,91%    
  46.522.533 1,62%    
  73.984.260 2,58%    
  (2.606.688) -0,09%    
  12.356.561  0,43%
-0,87%
-0,42%
0,03%  
  (24.909.205)    
  (11.957.224)    
  754.198    
  34.330.495 1,20%    
  160.929.283 5,61%    
  midores (REN 376 e 41 ( 1.606.133) -0,06%    
  (254.616.646) -8,87%    
Reversão do Risco Hidrológico (135.816.779) -4,73%
Reversão Conta-Covid (120.490.175) -4,20%
PIS/Cofins a compensar (60.000.000) -2,09%
Conselho de Consumidores (534.633) -0,02%
Bandeira Escassez Hidríca (165.246.015) -5,76%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 4,38%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 11,10%      

6 
 
23. 
O reposicionamento econômico de 8,46% é derivado das variações de custos da Parcela A 
e da Parcela B.  
 
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 82,2% dos custos da concessionária, com impacto 
tarifário de 8,09%. 
 
25. 
Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 4,32%, com destaque para o 
pagamento do empréstimo referente à Conta-Covid (destinada a receber os recursos de operação 
financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020), 
a partir de 2021 por meio de CDE específica, que contribuiu para um aumento de 5,04%. 
 
26. 
Os custos de transmissão impactaram a revisão em -2,17%, principalmente decorrente da 
aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as novas Receitas Anuais 
Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão para o ciclo 2021-2021, conforme Resoluções 
Homologatórias nº 2.895 e 2.896/2021. A redução dos custos de transporte se deve principalmente 
devido ao reperfilamento da dívida da RBSE no cálculo das novas tarifas. 
 
27. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a uma 
variação no efeito médio de 5,86%, com destaque para os contratos bilaterais, atualizados pelo IGPM, 
com impacto de 4,09%. 
 
Perdas Regulatórias 
 
28. 
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 7,73% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 87/2021-
SRD/ANEEL. 
 
29. 
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

7 
 
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 NDB, conforme regra definida no Submódulo 2.6 do PRORET, o ponto de partida foi 
estabelecido em 6,79% sobre o mercado de baixa tensão faturado, sem trajetória de redução. 
 
 
Custos da Parcela B 
 
30. 
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 1,9% em relação ao processo anterior, impactando 0,36% o processo 
tarifário. 
 
31. 
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. 
 
32. 
 A aplicação da metodologia indicou aumento dos custos regulatórios ao longo do ciclo, 
com impacto de 0,18%, por estarem abaixo do intervalo eficiente. 
 
33. 
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.

8 
 
34. 
A remuneração do capital variou 6,8% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, 
o que representou impacto tarifário de 0,31%. A situação adveio da soma dos efeitos do aumento da Base 
de Remuneração Líquida e da taxa média de remuneração  desta revisão comparada com a revisão 
anterior.  O Gráfico 3 demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital. 
 
 
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL 
 
35. 
A quota de reintegração regulatória variou 12,7% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto de 0,32%. O aumento proveio da variação da Base de 
Remuneração Bruta, que foi maior do que a taxa de inflação desde a última revisão, descontado o 
crescimento do mercado e a produtividade, além de pequeno aumento da  taxa média de depreciação 
em relação a última revisão tarifária (de 3,67% para 3,71%). O Gráfico 4 demonstra ambos os efeitos. 
 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 1,1%
7,8%
106,8%

9 
 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL 
 
36. 
A cobertura para anuidades variou 16,1% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, 
com impacto de 0,28% 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. 
 
37. 
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.  
 
38. 
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).  
 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
1,1%
11,6%
112,7%

10 
 
39. 
O efeito tarifário referente as ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras 
receitas  nesta revisão tarifária foi de -0,73%, já considerando receitas extras de UDER entre a data-base 
do laudo de ativos do 4º CRTP (maio/2016) e a data da DRAC da distribuidora (fev/2017). 
 
 
Componentes Financeiros 
 
40. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão: 
 
 
Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL 
 
41. 
Os componentes financeiros relacionados à CVA em Processamento foram validados pela 
SFF, por meio do Memorando nº 276/2021-SFF/ANEEL.  
 
42. 
Destacam-se, com impacto positivo nas tarifas, os valores da CVA, que totalizam um 
impacto de 15,65%, sendo 11,46% decorrente da CVA-energia, ambos em decorrência da diferença entre 
a cobertura concedida no último processo tarifário e custos efetivamente incorridos pela concessionária 
no período de apuração da CVA, que se acentuaram com o cenário de escassez hídrica. 
 
43. 
Já os financeiros negativos, destacam-se o saldo remanescente da Conta Covid, com 
impacto de -4,2%; e, conforme à Carta NDB nº 17/2021, de 20/10/2021, a consideração antecipada do 
diferimento do saldo do bônus de Itaipu, nos termos do Decreto 10.665/2021, no valor de R$ 254.616.646, 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
399.056.232
         
13,91%
CVA em processamento - Transporte
46.522.533
           
1,62%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
73.984.260
           
2,58%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(2.606.688)
            
-0,09%
Neutralidade de Parcela A- Energia
12.356.561
           
0,43%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(24.909.205)
          
-0,87%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(11.957.224)
          
-0,42%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
754.198
                 
0,03%
Sobrecontratação/exposição de energia
34.330.495
           
1,20%
Previsão de Risco Hidrológico
160.929.283
         
5,61%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 414)
(1.606.133)
            
-0,06%
Decreto 10.665/2021 - Diferimento Itaipu 
(254.616.646)
        
-8,87%
Reversão do Risco Hidrológico
(135.816.779)
        
-4,73%
Reversão Conta-Covid
(120.490.175)
        
-4,20%
PIS/Cofins a compensar
(60.000.000)
          
-2,09%
Conselho de Consumidores 
(534.633)
               
-0,02%
Bandeira Escassez Hidríca
(165.246.015)
        
-5,76%
Total
(49.849.936)
         
-1,74%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação    
CVA em processamento - Energia 399.056.232 13,91%
CVA em processamento - Transporte 46.522.533 1,62%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 73.984.260 2,58%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (2.606.688) -0,09%    
Neutralidade de Parcela A- Energia  12.356.561  0,43%
Neutralidade de Parcela A - Transporte (24.909.205) -0,87%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (11.957.224) -0,42%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 754.198 0,03%
Sobrecontratação/exposição de energia 34.330.495 1,20%
Previsão de Risco Hidrológico 160.929.283 5,61%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 414) (1.606.133) -0,06%
Decreto 10.665/2021 - Diferimento Itaipu (254.616.646) -8,87%
Reversão do Risco Hidrológico (135.816.779) -4,73%
Reversão Conta-Covid (120.490.175) -4,20%
PIS/Cofins a compensar (60.000.000) -2,09%
Conselho de Consumidores (534.633) -0,02%
Bandeira Escassez Hidríca (165.246.015) -5,76%    
Total (49.849.936) -1,74%    

11 
 
com impacto de -8,9%, a inclusão dos créditos de PIS/COFINS sobre o ICMS10 a receber no período de 
dezembro/18 a fevereiro/21, no valor de R$ 60.000.000, com impacto de -2,09%. 
 
44. 
As bandeiras tarifárias também contribuíram que o processo tarifário não tivesse aumento 
adicional de 4,96%, não obstante terem sido insuficientes para mitigar o cenário de escassez, mesmo 
considerando os descontos de cobertura com risco hidrológico no processo anterior. 
 
45. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenrgética (CREG), mediante a 
Resolução nº 3/202111, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com 
aplicação de setembro/21 a abril/22. 
 
46. 
Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado 
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de 
bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo. 
 
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente 
patamar específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos 
termos do Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento 
e quarenta e dois reais por megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados 
pela Aneel: (...) 
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar 
receitas e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias. 
 
47. 
Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas 
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as tarifas, 
mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos 
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras. 
 
 
10 Os créditos de PIS/COFINS, acerca de ações judiciais que questionam a incidência sobre ICMS, são tema da Consulta Pública 
nº 05/2021 da ANEEL. Segundo a NDB, esses” valores não se confundem com o retroativo relativo à questão judicial, do período 
de 5 anos entre jul/2012 a jun/2017, de R$ 280 milhões, relatado em cartas anteriores em resposta aos Ofício Circular nº 
02/2021– DIR/ANEEL e Ofício Circular 04/2020–DR/ASD/ANEEL, relativo ao andamento dos processos judiciais. Com a recente 
decisão da modulação pelo STF, sobre a não retroatividade anterior à decisão do STF em mar/2017, a maior parte do alcance 
retroativo da questão judicial (2012 a 2017) ficou prejudicada, assim, quando houver o trânsito em julgado, apenas alguns 
meses remanescentes de 2017 serão alcançados pelo sucesso na ação”. 
11 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >> Resolução nº 3 
da REG.

12 
 
48. 
É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das 
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem 
direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou 
subtraídos dos processos tarifários ordinários. 
 
49. 
Neste processo, conforme estabelecido no PRORET, a CVA foi calculada considerando as 
diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência de julho.  Nessa 
apuração, os custos foram superiores as receitas e o efeito financeiro da CVA será positivo, ou seja, uma 
tarifa mais elevada. 
 
50. 
Especificamente quanto ao déficit acumulado pela distribuidora na conta bandeiras, deve-
se compatibilizar seu recolhimento via tarifa com medidas a serem propostas para compensar o déficit 
total da conta de maneira direta. Assim, propõe-se um tratamento excepcional nos processos tarifários, 
especialmente aqueles que ocorrem entre outubro de 2021 e junho 2022, a fim de expurgar da tarifa esse 
custo que será arcado por operação de empréstimo. 
 
51. 
Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional: no processo tarifário 
vigente, será considerado um componente financeiro negativo, para expurgar o efeito dos custos não 
cobertos pelas bandeiras e que serão recuperados através de operação de crédito. No processo tarifário 
subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic. 
 
52. 
Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira 
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. 
 
53. 
 Todas as medidas de mitigação, cujo efeito total foi de reduzir em 20,9% o impacto 
tarifário, fazem parte de uma série de iniciativas da ANEEL em conjunto com as  concessionárias, visando 
mitigar impactos tarifários ainda mais elevados diante do cenário de pandemia (Covid-19), com 
consequentes impactos econômicos na renda e emprego.

13 
 
Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de 
melhoria da qualidade 
 
54. 
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. 
 
55. 
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 -0,02%. 
 
56. 
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 NDB é de -0,91%. 
 
57. 
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 0,00%. 
 
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão  
 
58. 
A tabela a seguir ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada em 
Audiência Pública e o resultado da revisão tarifária.

14 
 
Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão 
 
 
59. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Consulta 
Pública foram: 
 
a) Na Parcela A, destaca-se a variação de 0,72% dos custos de compra de energia, 
decorrentes do aumento do dólar no período e dos valores dos contratos por 
disponibilidade de energia nova/alternativa, que foram atualizados; 
 
b) Já a Parcela B variou apenas 0,17%, justificada pelo resultado da fiscalização da Aneel 
sobre os ativos de ditribuição apresentados pela distribuidora, realizada no decorrer da 
fase de Consulta Pública, além da validação dos valores de UDEROR; 
 
c) Já os componentes financeiros variaram 0,46% em comparação ao apresentado na CP, 
principalmente em decorrência da CVA-energia e encargos calculada pela ANEEL, que foi 
maior do que a previsão da empresa, não obstante os diferimentos solicitados pela 
distribuidora, por meio da Carta NDB nº 17/2021,e a inclusão do componente financeiro 
da bandeira de escassez hídrica, terem contribuido para que o aumento não fosse ainda 
maior. 
 
 
Subvenção CDE e composição das Tarifas 
 
60. 
O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de 
outubro/2021 a setembro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$3.173.852, já 
 Descrição 
 CP
Participação 
na Revisão 
 Final 
Participação 
na Revisão 
 Variação
Total 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
7,62%
8,09%
0,47%
Encargos Setoriais
4,85%
4,32%
-0,54%
Custos de Transmissão
-2,43%
-2,17%
0,26%
Custo de Aquisição de Energia 
5,14%
5,86%
0,72%
Receitas Irrecuperáveis
0,06%
0,08%
0,02%
PARCELA B
0,20%
0,36%
0,17%
Reposicionamento Tarifário
7,82%
8,45%
0,63%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
-2,2%
-1,74%
0,46%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anter
4,4%
4,4%
0,01%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,99%
11,10%
1,11%

15 
 
contemplando o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de 
outubro/2020 a setembro/2021. 
 
61. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 4 e 512. 
 
 
Gráfico 4. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL 
 
 
Gráfico 5. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL 
 
 
12 No Gráfico 4, 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 5, 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. 
Distribuição
17,8%
Energia
51,5%
Transmissão
10,5%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,5%
PROINFA
1,8%
CDE
15,7%
ESS/EER
1,3%
Outros
0,9%
Impostos
19,7%
Distribuição; 
13,6%
Energia; 
39,4%
Transmissão
; 8,0%
Encargos; 
15,1%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,4%
ICMS; 
20,7%
PIS/COFINS; 
2,8%
Tributos; 
23,5%

16 
 
62. 
O Gráfico abaixo ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da concessionária nos últimos 
10 anos, que variaram 94,1%, abaixo das variações do IGP-M no mesmo período, de 119,1%, mas acima 
do IPCA, de 69,9%. 
 
 
Gráfico 6. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 242/2021-SGT/ANEEL 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
63. 
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 PRODIST13. 
 
 
13 “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.”  
296,15
242,53
256,47
302,75
369,31
436,76
456,99
451,69
482,44
524,79
557,22
518,01
514,78
574,87
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Revisão
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
RTE
2018
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Revisão
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

17 
 
64. 
Nos Gráficos 9 e 10 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 2022 a 2026, a 
redução média anual é  de 3,98% no DEC e de 6,00% no FEC. 
 
 
Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da Neoenergia Brasília. 
Fonte: Nota Técnica nº 117/2021-SRD/ANEEL.

18 
 
 
Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da Neoenergia Brasília. 
Fonte: Nota Técnica nº 117/2021-SRD/ANEEL. 
 
65. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Neoenergia Brasília, apresenta-se, nos 
Gráficos 11 e 12, uma comparação com os limites das distribuidoras de grande porte da região Centro-
oeste. Observa-se que os limites de DEC e FEC da Neoenergia Brasília estão aderentes à realidade da 
região.

19 
 
 
Gráfico 11. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Centro-oeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 117/2021-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 12. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Centro-oeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 117/2021-SRD/ANEEL.

20 
 
66. 
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 Neoenergia Brasília entre 2016 e 2020: 
 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela Neoenergia Brasília. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2016 
1.382.746 
5.657.567,82 
2017 
899.887 
4.587.330,68 
2018 
1.096.150 
5.350.951,73 
2019 
1.140.683 
7.574.529,62 
2020 
1.120.944 
10.797.190,67 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
III – DIREITO 
 
67. 
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 066/1999. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
68. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 066/1999 e no que constam 
dos Processos nº 48500.004614/2020-16 e  nº 48500.001785/2021-66, voto no sentido de APROVAR o 
resultado da revisão tarifária periódica de 2021 da Neoenergia Brasília - NDB, na forma da minuta de 
Resolução Homologatória anexa, a fim de: 
 
 
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica da NDB, a vigorar a partir de 
22/10/2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 
11,10%, sendo de 9,16%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e 
de 11,85%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        1.382.746      5.657.567,82  
        899.887      4.587.330,68  
        1.096.150      5.350.951,73  
        1.140.683      7.574.529,62  
        1.120.944      10.797.190,67  

21 
 
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
 
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 NDB, 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 -0,91%;  
 
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022 
a 2026 a serem observados pela NDB; e 
 
g) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2022 a 2025, 
conforme tabela abaixo: 
 
2022 
2023 
2024 
2025 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 
7,731% 
7,731% 
7,731% 
7,731% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
6,788% 
6,788% 
6,788% 
6,788% 
 
 
 
Brasília, 21 de outubro de 2021 
 
 
(Assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor
    2022      2023      2024      2025  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  7,731%      7,731%      7,731%      7,731%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  6,788%      6,788%      6,788%      6,788%