VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.003571/2021-24 e 48500.004727/2021-94 
 
INTERESSADO: LIGHT - Light Serviços de Eletricidade S/A. 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE 
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da LIGHT - Light Serviços de Eletricidade 
S/A., a vigorar a partir de 15/03/2022, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de 
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de 
Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2023 a 
2027, após conclusão da fase da Consulta Pública nº 077/2021. 
 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 01/1996, que regula a exploração dos 
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da LIGHT - Light Serviços 
de Eletricidade S/A., estabelece a data de 15 de março 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 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória nº 1.078 dispôs sobre medidas 
destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de 
escassez hídrica, autorizando-se a contratação de operação financeira para fazer face aos impactos 
financeiros decorrentes da implementação de medidas de enfrentamento da crise hidroenergética 
e dos diferimentos aplicados nos processos tarifários anteriores à liberação dos recursos da 
operação financeira. 
 
4. 
Nessa mesma data, o Decreto nº 10.939 regulamentou a MP nº 1.078/2021, sobre 
medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da 
situação de escassez hídrica. 
 
5. 
Já em 14 de dezembro de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta 
Pública n° 77/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária da 
distribuidora. O período de contribuições ocorreu entre 15/12/2021 e 28/01/2022, com a Audiência 
Pública, por videoconferência, realizada em 19/01/2021.

6. 
Em 21 de fevereiro de 2022, 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 41/2022-SFF/ANEEL1. 
 
7. 
Em 23 de fevereiro de 2022, a Superintendência de Regulação dos Serviços de 
Distribuição – SRD enviou Nota Técnica n° 04/2022-SRD/ANEEL2 a respeito da apuração das perdas 
na distribuição da concessionária.  
 
8. 
Em 25 de fevereiro e 03 de março de 2022, a SGT se reuniu com os representantes 
da distribuidora e do Conselho de Consumidores, respectivamente, para tratar do cálculo final da 
revisão da distribuidora. 
 
9. 
Pela Nota Técnica nº 0005/2022-SRD/ANEEL3,  de 22 de fevereiro de 2022, a SRD 
apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para o estabelecimento dos limites dos 
indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da LIGHT, para os 
anos de 2023 a 2027.  
 
10. 
A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por intermédio do 
Memorando nº 53/2022-SFF/ANEEL4, de 09 de março de 2022, informou a validação dos dados para 
a composição da Base de Remuneração da distribuidora, incluídos os ativos provenientes da 
transferência das DITs de Furnas. 
 
11. 
As contribuições à Consulta Pública nº 77/2021 foram analisadas e respondidas pela 
Nota Técnica nº 23/2022-SGT/ANEEL5, de 11 de março de 2022. 
 
12. 
Em 10 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica Nota Técnica nº 22/2022–
SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL, que versa sobre medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos 
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, e que regulamenta a 
Medida Provisória nº 1.078, de 13 de dezembro de 2021, após análise das contribuições recebidas 
na Consulta Pública nº 02/2022. 
 
13. 
Em 11 de março de 2022, uma proposta proviória do cálculo da revisão tarifária foi 
encaminhada, via e-mail, à LIGHT e ao conselho de consumidores. 
 
14. 
Por fim, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica nº 
27/2022-SGT/ANEEL6, de 14 de março de 2022, consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica 
da LIGHT. 
 
15. 
É o relatório. 
 
 
 
 
 
1 48536.003841/2021-00. 
2 48554.000438/2022-00. 
3 48554.000439/2022-00. 
4 48536.000701/2022-00. 
5 48581.000729/2022-00. 
6 48581.000783/2022-00.

II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
16. 
A revisão das tarifas da LIGHT, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 14,68%, sendo de 12,89%, em média, para os 
consumidores conectados na alta tensão e de 15,53%, em média, para os consumidores conectados 
na baixa tensão. 
 
17. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
18. 
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. 
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, a diferença pode ser explicada pelo aumento das despesas relacionadas à 
aquisição de energia, que têm impacto mais expressivo sobre os consumidores cativos, os quais são 
formados, em sua grande maioria, pelos consumidores do grupo de baixa tensão (BT). No que tange 
às novas TRs, destaca-se que houve um maior aumento nos custos médios dos ativos utilizados para 
atender os consumidores do subgrupo BT e AS, provocando um maior efeito para esses 
consumidores. 
 
20. 
O efeito médio de 14,68% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das 
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 13,32%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros 
apurados no atual processo tarifário, com efeito tarifário de -1,61%; e (iii) da retirada dos 
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente 
revisão, que representam o impacto de 2,96%. 
 
21. 
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)
12,89%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
15,53%
Efeito Médio AT+BT
14,68%

Gráfico - 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
 
22. 
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. 
 
23. 
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. 
 
 
6,78%
-2,45%
5,13%
0,04%
3,82%
-1,61%
2,96%
14,68%
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  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT 
 
24. 
O reposicionamento econômico de 13,32% 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]
9.618.275.692
     
10.798.401.034
   
12,27%
9,51%
76,76%
Encargos Setoriais
2.101.433.585
     
2.943.471.401
      
40,07%
6,78%
20,92%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
10.431.196
          
11.553.118
           
10,76%
0,01%
0,08%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
1.120.183.212
     
1.647.451.687
      
47,07%
4,25%
11,71%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
204.432.485
        
234.475.906
         
14,70%
0,24%
1,67%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
239.122.064
        
289.311.532
         
20,99%
0,40%
2,06%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
220.834.882
        
336.337.820
         
52,30%
0,93%
2,39%
PROINFA
203.047.373
        
309.813.987
         
52,58%
0,86%
2,20%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
103.382.374
        
114.527.351
         
10,78%
0,09%
0,81%
Custos de Transmissão
1.490.699.575
     
1.186.526.163
      
-20,40%
-2,45%
8,43%
Rede Básica
987.607.399
        
764.060.971
         
-22,64%
-1,80%
5,43%
Rede Básica Fronteira
173.662.487
        
133.847.129
         
-22,93%
-0,32%
0,95%
Rede Básica ONS (A2)
12.272.877
          
7.170.123
              
-41,58%
-0,04%
0,05%
MUST Itaipu
94.617.448
          
85.831.998
           
-9,29%
-0,07%
0,61%
Transporte de Itaipu
128.054.681
        
103.339.566
         
-19,30%
-0,20%
0,73%
Conexão
94.484.683
          
92.276.376
           
-2,34%
-0,02%
0,66%
Custos de Aquisição de Energia
5.768.743.073
     
6.406.021.894
      
11,05%
5,13%
45,54%
Receitas Irrecuperáveis
257.399.458
        
262.381.576
         
1,94%
0,04%
1,87%
PARCELA B
2.794.996.124
     
3.268.613.560
      
16,95%
3,82%
23,24%
Custos Operacionais
1.037.210.951
     
1.080.324.832
      
4,16%
0,35%
7,68%
Anuidades
193.699.348
        
266.408.019
         
37,54%
0,59%
1,89%
Remuneração
1.052.289.710
     
1.150.358.644
      
9,32%
0,79%
8,18%
Depreciação
604.223.181
        
871.351.455
         
44,21%
2,15%
6,19%
UD+ER+OR
(92.427.066)
         
(99.829.392)
          
8,01%
-0,06%
-0,71%
RT considerando a varição tarifária da RTE
12.413.271.817
  
14.067.014.594
   
13,32%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(199.404.478)
        
-1,61%
CVA em processamento - Energia
1.176.419.733
      
9,48%
CVA em processamento - Transporte
54.688.666
           
0,44%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
909.470.826
         
7,33%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
52.006.533
           
0,42%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(96.018.776)
          
-0,77%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(55.709.543)
          
-0,45%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
43.943.336
           
0,35%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
35.006.074
           
0,28%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid
(3.831.084)
            
-0,03%
Sobrecontratação/exposição de energia
(363.359.589)
        
-2,93%
Previsão de Risco Hidrológico
372.770.927
         
3,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(358.836.380)
        
-2,89%
Ressarcimento de Créditos de PIS/COFINS
(1.050.000.000)
    
-8,46%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 37
(34.399.079)
          
-0,28%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
(763.670.798)
        
-6,15%
Importação JUL-AGO/2021
(45.683.009)
          
-0,37%
Bônus - Red. Volunt.
(128.169.335)
        
-1,03%
Outros
55.967.018
           
0,45%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
2,96%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
14,68%
Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação
Verificada (R$) (R$) na Revisão na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 9 .618.275.692 1 0.798.401.034 12,27% 9,51% 76,76%      
Encargos Setoriais 2 .101.433.585 2 .943.471.401 40,07% 6,78% 20,92%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 0.431.196 1 1.553.118 10,76% 0,01% 0,08%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 1 .120.183.212 1 .647.451.687 47,07% 4,25% 11,71%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) 2 04.432.485 2 34.475.906 14,70% 0,24% 1,67%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 2 39.122.064 2 89.311.532 20,99% 0,40% 2,06%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 2 20.834.882 3 36.337.820 52,30% 0,93% 2,39%
PROINFA 2 03.047.373 3 09.813.987 52,58% 0,86% 2,20%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 03.382.374 1 14.527.351 10,78% 0,09% 0,81%      
Custos de Transmissão 1 .490.699.575 1 .186.526.163 -20,40% -2,45% 8,43%      
Rede Básica 9 87.607.399 7 64.060.971 -22,64% -1,80% 5,43%
Rede Básica Fronteira 1 73.662.487 1 33.847.129 -22,93% -0,32% 0,95%
Rede Básica ONS (A2) 1 2.272.877 7 .170.123 -41,58% -0,04% 0,05%
MUST Itaipu 9 4.617.448 8 5.831.998 -9,29% -0,07% 0,61%
Transporte de Itaipu 1 28.054.681 1 03.339.566 -19,30% -0,20% 0,73%
Conexão 9 4.484.683 9 2.276.376 -2,34% -0,02% 0,66%      
Custos de Aquisição de Energia 5 .768.743.073 6 .406.021.894 11,05% 5,13% 45,54%      
Receitas Irrecuperáveis 2 57.399.458 2 62.381.576 1,94% 0,04% 1,87%      
PARCELA B 2 .794.996.124 3 .268.613.560 16,95% 3,82% 23,24%      
Custos Operacionais 1 .037.210.951 1 .080.324.832 4,16% 0,35% 7,68%
Anuidades 1 93.699.348 2 66.408.019 37,54% 0,59% 1,89%
Remuneração 1 .052.289.710 1 .150.358.644 9,32% 0,79% 8,18%
Depreciação 6 04.223.181 8 71.351.455 44,21% 2,15% 6,19%
UD+ER+OR ( 92.427.066) ( 99.829.392) 8,01% -0,06% -0,71%      
RT considerando a varição tarifária da RTE 1 2.413.271.817 1 4.067.014.594 13,32% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual ( 199.404.478) -1,61%      
  1 .176.419.733 9,48%    
  5 4.688.666 0,44%    
  9 09.470.826 7,33%    
  5 2.006.533 0,42%    
  ( 96.018.776)  -0,77%
-0,45%
0,35%
0,28%
-0,03%
-2,93%
3,00%
-2,89%
-8,46%
-0,28%
-6,15%
-0,37%
-1,03%
0,45%  
  ( 55.709.543)    
  4 3.943.336    
  3 5.006.074    
  ( 3.831.084)    
  ( 363.359.589)    
  3 72.770.927    
  ( 358.836.380)    
  ( 1.050.000.000)    
  nsumidores (REN 376 e 4 1 ( 43)4.399.079)    
  ( 763.670.798)
( 45.683.009)
( 128.169.335)
5 5.967.018    
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 2,96%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 14,68%      

Parcela A 
 
25. 
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 76,76% dos custos da concessionária, 
com impacto tarifário de 9,51%. 
 
26. 
Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 6,78%, com destaque 
para a previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para a distribuidora, cujo efeito foi de 4,25%. 
 
27. 
Os custos de transmissão impactaram a revisão em -2,45%, principalmente em 
decorrência 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 ao reperfilamento da dívida da RBSE no cálculo das novas tarifas. 
 
28. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a 
uma variação no efeito médio de 5,13%, com destaque para: i) o contrato bilateral firmado com a 
UTE Norte Fluminense (impacto de 2,86%); ii) os contratos de energia nova e alternativa (1,46%); e 
iii) as usinas no regime de cotas da Lei 12.783/2013 (0,96%). Por outro lado, o custo da energia de 
Itaipu, o qual é indexado no dólar, cuja cotação apresentou uma pequena redução quando 
comparado ao processo anterior, apresentou uma redução dessas despesas na ordem de 1,26%. 
 
Perdas Regulatórias 
 
29. 
As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, 
resultando no valor de 6,86% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 04/2022-
SRD/ANEEL. 
 
30. 
Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do 
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. 
 
31. 
Em sua Nota Técnica, a SGT explica que Submódulo 2.6A do Proret indica espaço 
regulatório para a ponderação no ponto de partida e na meta para empresas em Área com Severas 
Restrições Operativas – ASRO. Para o ponto de partida, a ponderação máxima entre as perdas 
médias é de 50%. No caso da meta, o percentual máximo da média ponderada dos benchmarks é 
de 80%. 
 
32. 
A Área técnica acrescenta ainda que, embora o regulamento tenha flexibilizado o 
intervalo de ponderação para as distribuidoras com ASRO, foi omisso quanto à dosimetria. Em vista 
disso, a SGT elaborou uma metodologia interna para aplicação do intervalo de ponderação para as 
concessionárias nessa situação. 
 
33. 
Esse método parte da ponderação de 12,5% para o ponto de partida e de 70% para a 
meta, considerando a restrição de entregas dos correios de 10%, e aumenta respectivamente cerca 
de 3,41% e 0,91% para cada 1% adicional de restrição de entrega. O valor máximo da ponderação 
da média, de 50% para o ponto de partida e 80% para a meta, é atingido com a restrição de entregas 
de 21%. O gráfico abaixo demonstra as curvas descritas, conforme a metodologia definida.

Gráfico 02. Metodologia interna para ponderação em ASRO 
 
 
 
34. 
Como a restrição de entregas de mercadorias pelos correios na área de concessão da 
Light resultou em 18,88%, conforme Nota Técnica nº 21/2022-SRM/ANEEL, de 11/02/2022, a 
ponderação da perda média resultou em 42,77% para o ponto de partida e meta de 78,07%. 
 
35. 
No caso da LIGHT, o ponto de partida foi estabelecido em 40,93% sobre o mercado 
de baixa tensão faturado, com trajetória de redução, ficando estabelecida a meta de 37,40% ao final 
do ciclo. 
 
 
Custos da Parcela B 
 
36. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual 
se opera a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a 
atividade de distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou 
seja, os custos operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos 
prudentes realizados pela distribuidora. A Parcela B variou 16,95% em relação ao processo anterior, 
impactando em 3,82% o processo tarifário. 
 
37. 
A área técnica destacou que nessa análise estão contemplados os efeitos da 
transferência compulsória dos ativos referentes às DITs entre Furnas e LIGHT, após processo de 
validação efetuado pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF. 
 
38. 
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. 
 
39. 
 A aplicação da metodologia indicou aumento dos custos regulatórios ao longo do 
ciclo, com impacto de 0,35%, por estarem abaixo do intervalo eficiente. 
 
40. 
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. 
 
41. 
A remuneração do capital variou 9,32% em relação aos valores hoje existentes nas 
tarifas, o que representou impacto tarifário de 0,79%. A situação adveio da soma dos efeitos do 
aumento da Base de Remuneração Líquida e da redução da taxa média de remuneração  desta 
revisão comparada com a revisão anterior.  O Gráfico 2 demonstra os efeitos que explicam a 
variação na remuneração de capital. 
 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
42. 
A quota de reintegração regulatória variou 44,21% em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 2,15%. O aumento proveio da variação da 
Base de Remuneração Bruta e do aumento da  taxa média de depreciação, em relação a última 
revisão tarifária (de 3,83% para 4,02%). O Gráfico 3 demonstra ambos os efeitos. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 1,28%
10,60%
109,32%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
4,77%
39,44%
144,21%

43. 
A cobertura para anuidades variou 37,54% em relação aos valores hoje contidos nas 
tarifas, com impacto de 0,59% 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. 
 
 
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre as anuidades 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
 
44. 
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.  
 
45. 
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).  
 
46. 
O efeito tarifário referente a ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras 
receitas nesta revisão tarifária foi de -0,06%, já considerando receitas extras de UDER entre a data-
base do laudo de ativos do 4º CRTP (julho/2016) e a data da DRAC da distribuidora (mar/2017). 
 
 
Componentes Financeiros 
 
47. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão: 
 
 
Anuidades
Processo Anterior
Efeito das
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
41,36%
141,36%

Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária  
 
48. 
Os componentes financeiros relacionados à CVA em Processamento foram validados 
pela SFF, por meio do Memorando nº 23/2022-SFF/ANEEL, de 1º de fevereiro de 2022.  
 
49. 
Destacam-se, com impacto positivo nas tarifas, os valores da CVA Energia, com efeito 
de 9,48%, e a CVA Encargos Setoriais, com 7,33%, 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. 
 
50. 
Já os financeiros negativos, foram destacados pela SGT: 
 
a)  Antecipação dos créditos de PIS/COFINS. Como destacado antes, a distribuidora 
solicitou a consideração do valor de R$ 780 milhões de antecipação dos créditos de 
PIS/COFINS para reversão aos consumidores. Todavia, segundo informações obtidas 
por esta Agência, a distribuidora já compensou, até 31/01/2022, R$ 2,237 bilhões 
desses créditos. Em que pese a concessionária ter informado a capacidade mensal de 
compensação dos créditos de R$ 600 milhões nos próximos 12 meses, observa-se 
uma realização muito maior, praticamente o dobro da estimativa inicial. Vale 
destacar que Despacho nº 361/2021 permitiu, em situações excepcionais, de 
aumento tarifário expressivo, como o caso em tela, a utilização provisória, 
antecipadamente à conclusão da CP 05/2021, de parte dos créditos tributários de 
PIS/COFINS das distribuidoras, de até 20% do total envolvido nas ações judiciais (no 
caso da Light esse valor totaliza R$ 1,295 bilhões). Desse modo, recomendo a 
reversão de R$ 1,050 bilhão, cujo efeito foi de -8,46% neste processo tarifário. 
 
b) Financeiro relacionado à Bandeira Escassez Hídrica, no valor de R$ 763,7 milhões, 
com efeito de -6,15%. 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
1.176.419.733
    
9,48%
CVA em processamento - Transporte
54.688.666
          
0,44%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
909.470.826
       
7,33%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
52.006.533
          
0,42%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(96.018.776)
        
-0,77%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(55.709.543)
        
-0,45%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
43.943.336
          
0,35%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
35.006.074
          
0,28%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid
(3.831.084)
           
-0,03%
Sobrecontratação/exposição de energia
(363.359.589)
      
-2,93%
Previsão de Risco Hidrológico
372.770.927
       
3,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(358.836.380)
      
-2,89%
Ressarcimento de Créditos de PIS/COFINS
(1.050.000.000)
   
-8,46%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414)
(34.399.079)
        
-0,28%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
(763.670.798)
      
-6,15%
Importação JUL-AGO/2021
(45.683.009)
        
-0,37%
Bônus - Red. Volunt.
(128.169.335)
      
-1,03%
Outros
55.967.018
          
0,45%
Total
(199.404.478)
      
-1,61%

É oportuno mencionar que 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. 
 
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. 
 
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 fevereiro/2022.  Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas 
e o efeito financeiro da CVA será positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada. Ocorre 
que, parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela 
distribuidora na conta bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira 
escassez hídrica, que contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit 
existente à época. 
 
Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e 
CVA) e neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira 
Escassez Hídrica, propõe-se um tratamento excepcional nos processos tarifários de 
outubro/21 a junho/22, a fim de expurgar dos processos tarifários os custos que 
serão arcados pela bandeira escassez hídrica. 
 
Desse modo, o tratamento proposto deve observar o seguinte procedimento: no 
processo tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, 
para expurgar o efeito dos custos não cobertos pelas Bandeiras e que serão 
recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez; já no processo tarifário 
subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic. 
 
Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da 
Bandeira Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. 
 
 
c) Empréstimo referente à Conta Escassez, de R$ 173,8 milhões. 
 
De acordo com as regras aprovadas pela Aneel, através da REN n° 1008/2022, nos 
processos tarifários homologados entre a publicação da 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 como 
componente financeiro negativo. 
 
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); 
 
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. 
 
O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em 
contrapartida da redução média verificada do consumo de energia elétrica7. 
 
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. 
 
No caso específico da LIGHT, a empresa concordou com a reversão antecipada, para 
os consumidores, da parcela do empréstimo referente ao Programa de Incentivo à 
Redução Voluntária do Consumo, de modo que houve a inclusão de componente 
financeiro equivalente a R$ 128 milhões, com impacto no processo tarifário 
equivalente a -1,03%. 
 
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. 
 
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. 
 
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. 
 
Para a LIGHT, foi incluído componente financeiro referente à importação equivalente 
a R$ 45,7 milhões, com impacto de -0,37% na atual revisão. 
 
7 Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

51. 
Todas as medidas de mitigação 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. 
 
 
Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de 
melhoria da qualidade 
 
52. 
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. 
 
53. 
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 -0,89%. 
 
54. 
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 LIGHT-D é de -0,67%. 
 
55. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da 
Qualidade busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho 
entre as concessionárias, ajusta o valor da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o 
comportamento dos indicadores de qualidade técnico e comercial da distribuidora. O Fator de 
Ajuste de Qualidade, calculado para aplicação na atual revisão tarifária, foi definido em -1,03%. 
 
 
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão  
 
56. 
A tabela a seguir ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada 
em Audiência Pública e o resultado da revisão tarifária.

Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária  
 
57. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à 
Consulta Pública foram: 
 
a) Na Parcela A, destaca-se a variação de 2,88% dos custos de compra de energia, 
decorrente da atualização dos valores dos contratos por disponibilidade de energia 
nova/alternativa e do regime de cotas da Lei 12.783/2013; 
 
b) Já a Parcela B variou apenas -0,69%, 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; e 
 
c) Já os componentes financeiros variaram -4,51%, em comparação ao apresentado 
na CP, principalmente em decorrência do volume de crédito de PIS/COFINS 
considerado neste resultado. 
 
 
Subvenção CDE e composição das Tarifas 
 
58. 
O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência 
de março/2022 a fevereiro/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$ 20.707.584,43, já 
contemplando o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período 
de março/2021 a fevereiro/2022. 
 
59. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, 
com e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 68. 
 
 
8 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. 
 Descrição 
 CP
Participação na 
Revisão
% 
 Final 
Participação 
na Revisão
% 
 Variação
Total 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
5,15%
9,51%
4,36%
Encargos Setoriais
6,26%
6,78%
0,53%
Custos de Transmissão
-3,24%
-2,45%
0,79%
Custo de Aquisição de Energia 
2,26%
5,13%
2,88%
Receitas Irrecuperáveis
-0,12%
0,04%
0,16%
PARCELA B
4,50%
3,82%
-0,69%
Reposicionamento Tarifário
9,65%
13,32%
3,67%
Componentes Financeiros do Processo Atual 
2,90%
-1,61%
-4,51%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
2,58%
2,96%
0,39%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
15,13%
14,68%
-0,45%

Gráfico 6. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
 
Gráfico 7. Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
60. 
O Gráfico abaixo ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da concessionária nos 
últimos 10 anos, em comparação com as variações do IGP-M (111,96%) e do IPCA (65,02%) no 
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 8. 
 
Custo de       
Distribuição
23,24%
Custo de            
Energia
45,54%
Custo de     
Transmissão
8,43%
Receitas 
Irrecuperáveis
1,87%
PROINFA 2,20%
CDE
15,43%
ESS/EER 2,39%
Outros
0,90%
Encargos 
Setoriais
20,92%
Custo de       
Distribuição
15,19%
Custo de            
Energia
29,78%
Custo de     
Transmissão
5,52%
Encargos          
Setoriais
13,68%
Receitas 
Irrecuperáveis
1,22%
ICMS
31,04%
PIS/COFINS
3,57%
Tributos 
34,62%

Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
61. 
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 PRODIST9. Adicionalmente, foi aplicada para os conjuntos 
com Áreas de Severa Restrição à Operação – ASRO a mesma métrica adotada no processo específico 
de definição dos limites da ENEL RJ realizado no ano de 2020. 
 
62. 
Nos Gráficos 9 e 10 são apresentados o histórico de apuração de DEC e FEC, os limites 
globais propostos pela ANEEL na CP nº 077/2021, a contraproposta da Distribuidora e os limites 
propostos após a análise das contribuições enviadas. Em relação aos limites globais propostos para 
os anos de 2023 a 2027, a redução anual é de 3,05% no DEC e de 4,63% no FEC. 
 
 
9 “Limites dos indicadores de continuidade do serviço  
209. Para o estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC, as distribuidoras 
devem enviar à ANEEL suas BDGD, conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-
elétricos de seus conjuntos de unidades consumidoras.  
210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser aplicado 
o seguinte procedimento:  
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;  
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”;  
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o 
desempenho dos conjuntos semelhantes; e  
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, para a definição dos limites para os indicadores DEC e 
FEC.” 
 
328,74
387,08
468,58
543,46
543,85
478,63
525,82
526,65
574,98
641,30
625,65
663,11
694,05
802,20
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
RTE
2016
Reajuste
2016
Revisão
2017
RTE
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
RTE
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
Revisão
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da LIGHT. 
Fonte: Nota Técnica nº 0005/2022-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da LIGHT. 
Fonte: Nota Técnica nº 0005/2021-SRD/ANEEL. 
 
13,74
13,97
12,97
10,21
8,87
8,90
7,15
6,43
8,80
8,71
8,57
8,38
8,23
7,91
7,55
7,42
6,95
7,05
6,90
6,63
6,59
6,21
7,41 
7,36 
7,20 
7,17 
6,80 
7,18 
7,07 
6,81 
6,77 
6,43 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Histórico de Apuração e Propostas de Limites de DEC - LIGHT
DEC Apurado
DEC Limite
DEC Limite Proposto - CP
DEC Limite - Contraproposta
DEC Limite Proposto - Pós CP
7,35
7,15
7,19
5,89
5,07
4,99
4,75
3,80
6,70
6,50
6,32
5,97
5,93
5,67
5,37
5,24
4,81
4,81
4,62
4,36
4,34
3,87
4,88 
4,76 
4,55 
4,51 
4,16 
4,86 
4,75 
4,49 
4,47 
4,06 
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Histórico de Apuração e Propostas de Limites de FEC - LIGHT
FEC Apurado
FEC Limite
FEC Limite Proposto - CP
FEC Limite - Contraproposta
FEC Limite Proposto - Pós CP
                    
                    
                    
  8,80    8,71  8,57  8,38  8,23
7,91
7,55        
            8,23        
  13,74    13,97  12,97        7,42 7,41 7,36 7,20 7,17
6,95 7,18 7,07 6,80
6,81 6,77
7,05 6,90 6,4
6,63    
          10,21  8,87  8,90      6,59
6,21
                7,15  6,43  
                    
                    
                    
  6,70    6,50  6,32  5,97 5,93          
          5,67
5,37
5,24
4,81 4,88 4,76
4,86 4,75 4,55 4,51          
                  4,81 4,49 4,47 4,16
4,62  
  7,35    7,15  7,19          4,36 4,34 4,0
3,87  
                    
          5,89  5,07  4,99  4,75    
                  3,80  
                    

63. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da LIGHT, apresenta-se, nos Gráficos 11 
e 12, uma comparação com os limites das distribuidoras de grande porte da região Sudeste. 
Observa-se que os limites de DEC e FEC da LIGHT estão aderentes à realidade da região.   
 
 
Gráfico 11. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Sudeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 0005/2022-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 12. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Sudeste. 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região SE com NUC > 1 mi
LIGHT
CEMIG-D
CPFL- PIRATININGA
CPFL-PAULISTA
EDP ES
EDP SP
ELEKTRO
ELETROPAULO
ENEL RJ
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região SE com NUC > 1 mi
LIGHT
CEMIG-D
CPFL- PIRATININGA
CPFL-PAULISTA
EDP ES
EDP SP
ELEKTRO
ELETROPAULO
ENEL RJ

Fonte: Nota Técnica nº 0005/2022-SRD/ANEEL. 
 
64. 
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 LIGHT entre 2016 e 2020: 
 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela LIGHT. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2016 
5.954.865  
42.975.128,90  
2017 
4.619.815  
26.980.083,79  
2018 
3.805.999  
29.374.180,70  
2019 
3.980.274  
37.071.753,40  
2020 
3.137.330  
25.164.305,57  
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
III – DIREITO 
 
65. 
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 01/1996. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
66. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 01/1996 e no que 
constam dos Processos nº 48500.003571/2021-24 e  nº 48500.004727/2021-94, voto no sentido de 
APROVAR o resultado da revisão tarifária periódica de 2022 da LIGHT - Light Serviços de Eletricidade 
S/A., na forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de: 
 
 
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica, a vigorar a partir de 
15/03/2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 
14,68%, sendo 12,89%, em média, para os consumidores conectados na Alta 
Tensão e de 15,53%, em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão; 
 
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica 
– TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        5.954.865      42.975.128,90  
        4.619.815      26.980.083,79  
        3.805.999      29.374.180,70  
        3.980.274      37.071.753,40  
        3.137.330      25.164.305,57  

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 
LIGHT, 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 -0,67%;  
 
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 
2023 a 2027 a serem observados pela LIGHT; e 
 
g) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2023 a 
2026, conforme tabela abaixo: 
 
2023 
2024 
2025 
2026 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 
6,86% 
6,86% 
6,86% 
6,86% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
40,04% 
39,16% 
38,28% 
37,40% 
 
 
 
Brasília, 15 de março de 2022 
 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor
    2023      2024      2025      2026  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  6,86%      6,86%      6,86%      6,86%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  40,04%      39,16%      38,28%      37,40%