VOTO 
 
PROCESSOS: 48500.004626/2020-32 e 48500.000556/2021-24. 
 
INTERESSADO: EPB - Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia (EPB). 
 
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva. 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) e Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição (SRD). 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Energisa Paraíba – Distribuidora de Energia S.A. – 
EPB, a vigorar a partir de 28 de agosto 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 2025, consolidados 
após a avaliação das contribuições trazidas na Consulta Pública nº 30/2021 e na Audiência Pública nº 
15/2021. 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 019/2001-ANEEL1, que regula a exploração dos 
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Energisa Paraíba – 
Distribuidora de Energia S.A. (EPB), estabelece a data de 28 de agosto de 2021 para a realização da Quinta 
Revisão Tarifária Periódica da concessionária. 
2. 
As metodologias e os procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostos nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária – Proret2, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da 
estrutura tarifária. 
3. 
Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 46/2020, realizada em 23 de novembro de 2020, 
fui designada relatora do processo. 
 
1 Disponível em https://www.aneel.gov.br/contratos-de-distribuicao >> Contrato nº 019/2021 >> Quarto Termo Aditivo. 
2 Disponível em https://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret.

4. 
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD) apurou3 as perdas na 
distribuição da EPB e apresentou4 proposta para a fixação dos limites dos indicadores de continuidade 
coletivos DEC5 e FEC6 dos conjuntos de unidades consumidoras, para o período de 2022 a 2025. 
5. 
Em 25 de maio de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) emitiu a Nota Técnica 
nº 100/2021–SGT/ANEEL7 com a proposta da 5ª Revisão Tarifária Periódica da EPB a ser submetida à 
Consulta Pública 
6. 
Em 1º de junho de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública (CP) nº 
030/2021 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária, com período de 
contribuições de 2 de junho de 2021 a 16 de julho de 2021, com relização de Audiência Pública em 1º de 
julho de 2021. 
7. 
Como fechamento da CP nº 30/2021, a SRD consolidou8 a apuração das perdas na 
distribuição e recomendou9 os valores finais dos limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC. 
Ainda, em 9 de agosto, a SGT emitiu10 o Relatório de Contribuições da Consulta Pública nº 030/2021.  
8. 
A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF), por sua vez, consolidou11 
os valores necessários para a composição da Base de Remuneração, em 16 de agosto de 2021. 
9. 
Na mesma data, a EPB solicitou12 que fosse considerado no presente processo, na forma 
de componente financeiro negativo, o valor de R$ 22.795.309,78 (vinte e dois milhões, setecentos e 
noventa e cinco mil, trezentos e nove reais e setenta e oito centavos), equivalente aos créditos já 
recuperados e efetivamente aproveitados referentes à decisão transitada em julgado acerca da não 
incidência de tributos federais (PIS/COFINS) sobre o ICMS13. 
10. 
A SGT, mediante a Nota Técnica nº 185/2021-SGT/ANEEL14, de 19 de agosto de 2021, 
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da EPB. 
 
3 Nota Técnica nº 50/2021-SRD/ANEEL, SicNet nº 48554.000758/2021-00. 
4 Nota Técnica nº 44/2021-SRD/ANEEL, SicNet nº 48554.000728/2021-00. 
5 Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora. 
6 Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora. 
7 Documento SicNet nº 48581.000828/2021-00. 
8 Nota Técnica nº 50/2021-SRD/ANEEL, SicNet nº 48554.000758/2021-00. 
9 Nota Técnica nº 95/2021-SRD/ANEEL, SicNet nº 48554.001213/2021-00 
10 Nota Técnica nº 179/2021–SGT/ANEEL, SicNet nº 48581.001229/2021-00. 
11 Nota Técnica nº 151/2021-SFF/ANEEL, SicNet nº 48536.002881/2021-00. 
12 Carta ENERGISAPB/VPR/Nº 037/2021, SicNet nº 48513.021979/2021-00. 
13 Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços. 
14 Documento SicNet nº 48581.001266/2021-00.

11. 
É o relatório. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
12. 
Trata-se da revisão das tarifas da EPB, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 7,08%, sendo de 9,09%, em média, para os consumidores conectados na alta tensão e 
de 6,53%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão. 
13. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
                                                         Fonte: Nota Técnica nº 185/2021-SGT/ANEEL. 
 
14. 
O efeito médio de 7,08% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas 
A e B, com efeito tarifário de -0,12%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
processo tarifário, com efeito tarifário de 6,34%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de 0,86%. 
15. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de custos 
que compõem a tarifa, bem como às novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões tarifárias. 
Sobre a estrutura tarifária, houve uma variação maior nos custos médios dos ativos do subgrupo Média 
Tensão em relação aos considerados na última revisão, implicando um maior impacto para este subgrupo. 
Além disso, da comparação entre os dados de mercado considerados no atual processo tarifário com 
relação aqueles considerados no processo tarifário de 2020, foi observada estabilidade do mercado de 
alta tensão (consumidores cativos e livres) e aumento do mercado de baixa tensão, o que justifica a 
diferença dos efeitos indicados. 
16. 
No Gráfico 1 constam os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,09%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
6,53%
Efeito Médio AT+BT
7,08%

Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 185/2021-SGT/ANEEL. 
 
17. 
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. 
18. 
Na Tabela 2 constam os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores 
atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para o efeito 
médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1,71%
-1,19%
1,91%
-2,56%
6,34%
0,86%
7,08%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da EPB. 
 
            Fonte: Nota Técnica nº 185/2021-SGT/ANEEL. 
 
19. 
O reposicionamento econômico de -0,12% é derivado das variações de custos da Parcela A 
e da Parcela B. 
20. 
Dessa forma, passo a descrever cada uma das parcelas. 
 Descrição 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Requerida (R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A
1.283.493.128
  
1.335.359.414
  
4,0%
2,43%
62,7%
Encargos Setoriais
169.073.812
     
205.604.347
     
21,6%
1,71%
9,7%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
3.282.384
          
2.992.190
          
-8,8%
-0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
74.034.433
        
81.195.133
        
9,7%
0,34%
3,8%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
0
                          
14.228.609
        
-
0,67%
0,7%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
0
                          
20.383.292
        
-
0,96%
1,0%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
40.710.040
        
29.645.962
        
-27,2%
-0,52%
1,4%
PROINFA
30.514.420
        
35.878.859
        
17,6%
0,25%
1,7%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
20.443.218
        
21.179.324
        
3,6%
0,03%
1,0%
ONS
89.318
                
100.978
             
13,1%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
221.225.193
     
195.910.343
     
-11,4%
-1,19%
9,2%
Rede Básica
147.830.140
     
123.331.371
     
-16,6%
-1,15%
5,8%
Rede Básica Fronteira
50.149.486
        
47.819.753
        
-4,6%
-0,11%
2,2%
Conexão
12.433.268
        
12.774.774
        
2,7%
0,02%
0,6%
Uso do sistema de distribuição
10.812.299
        
11.984.445
        
10,8%
0,05%
0,6%
Custos de Aquisição de Energia
893.194.122
     
933.844.724
     
4,6%
1,91%
43,8%
PARCELA B
849.185.422
     
794.661.338
     
-6,4%
-2,56%
37,3%
Custos Operacionais
446.363.696
     
435.694.019
     
-2,4%
-0,50%
20,5%
Anuidades
52.672.809
        
49.574.883
        
-5,9%
-0,15%
2,3%
Remuneração
228.236.753
     
198.407.929
     
-13,1%
-1,40%
9,3%
Depreciação
109.705.844
     
113.994.077
     
3,9%
0,20%
5,4%
Receitas Irrecuperáveis
21.716.008
        
21.111.121
        
-2,8%
-0,03%
1,0%
Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda
(9.509.687)
         
(24.120.691)
      
153,6%
-0,69%
-1,1%
Reposicionamento Tarifário
2.132.678.550
  
2.130.020.752
  
-0,12%
100,0%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
141.688.275
     
6,34%
CVA em processamento - Energia
83.411.006
        
3,73%
CVA em processamento -Transporte
23.888.099
        
1,07%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
38.827.744
        
1,74%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(842.291)
            
-0,04%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais e Conta Covid
(2.085.680)
         
-0,09%
Sobrecontratação/exposição de energia
8.675.793
          
0,39%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
510.908
             
0,02%
Previsão de Risco Hidrológico
99.229.968
        
4,44%
Ajuste CUSD
410.226
             
0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC
(76.230)
              
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
136.604
             
0,01%
Conselho de Consumidores
(926.865)
            
-0,04%
Reversão do Risco Hidrológico
(71.492.291)
      
-3,20%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(1.377.001)
         
-0,06%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
68.692.125
        
3,08%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
5.321.360
          
0,24%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(39.485.731)
      
-1,77%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(54.635.220)
      
-2,45%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(1.428.107)
         
-0,06%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
7.729.170
          
0,35%
Reversão de Créditos de Pis/Cofins
(22.795.310)
      
-1,02%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
0,86%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
7,08%

Custos da Parcela A 
21. 
A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais, 
definidos em legislação específica, e às atividades de transmissão e de geração de energia elétrica. Essa 
Parcela representa 62,7% dos custos da concessionária, variou em 4,0%, o que representa um impacto 
tarifário 2,43%. 
22. 
Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 1,71%. Destaca-se, o início 
do recolhimento da CDE Conta-Covid destinada ao pagamento do empréstimo referente à Conta-Covid, 
conforme disposto no Decreto nº 10.350, de 2020. O encargo em questão impactou o processo em 1,62%, 
dividido em dois componentes, CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid TUSD com impactos iguais a 0,96% 
e 0,67%, respectivamente, conforme indicado na Tabela 2. Por sua vez, a CDE Uso contribuiu para um 
aumento adicional de 0,34%. 
23. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de -1,19%. Destaca-se a 
aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e das novas Receitas Anuais Permitidas 
das concessionárias de transmissão, conforme Resoluções Homologatórias nº 2.892 e nº 2.896, ambas de 
agosto de 2021. A redução dos custos de transmissão decorrem do efeito do reperfilamento do 
pagamento dos financeiros associados à RBSE15, que permitiu um menor pagamento do saldo devedor da 
respectiva componente financeira da RBSE nos ciclos tarifários de 2021/2022 e 2022/2023, período em 
que se espera uma pressão tarifária maior, e um pagamento uniforme a partir do ciclo tarifário 2023/2024 
a 2027/2028, quando se encerra o pagamento da componente. 
24. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 1,91%. Contribuiu para esse 
efeito as variações de montantes e custos associados aos CCEAR Nova e Alternativa, modalidade 
 
15 A RBSE corresponde às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, sobre cujos ativos, conforme 
Parecer da Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU (SicNet nº 48516.002928/2020-00) de 18 de novembro de 2020, 
deve incidir remuneração do custo de capital, tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, 
até 1º de julho de 2020. 
Ocorre que a diferença entre a remuneração indicada na Portaria MME 120/2016 e a remuneração até então aplicada por 
força de decisões judiciais liminares (IPCA), as quais foram cassadas, resultou em passivo financeiro o qual foi incorporado aos 
custos de transmissão para o período entre julho de 2020 até julho de 2028. Com o reperfilamento dos custos associados à 
RBSE, o pagamento desse passivo é reduzido entre julho de 2021 e julho de 2023, mediante a compensação nos anos 
subsequentes.

Disponibilidade, que impactaram o reajuste em 1,41%. Por outro lado, amenizou o efeito a redução do 
custo da energia associada ao contrato bilateral com a UTE Juiz de Fora que, em função do término do 
contrato previsto para 1º de fevereiro de 2022, teve os montantes de reduzidos em relação aos valores 
considerados no processo tarifário de 2020, o que impactou a revisão em -0,90%. 
25. 
O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia. 
 
Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia 
Fonte: Nota Técnica nº 185/2021-SGT/ANEEL. 
Perdas Regulatórias 
26. 
As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, 
resultando no valor de 9,584% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica n° 050/2021-
SRD/ANEEL16. 
27. 
Já as perdas não técnicas, abordagem adotada se baseia na comparação do desempenho 
das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória de perdas é 
estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos 
últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de chegada da trajetória é estabelecido 
comparando o desempenho da distribuidora com outras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob 
o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores. No caso da 
EPB, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 8,72% sobre o mercado 
de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução. 
 
16 Documento SicNet nº 48554.000758/2021-00. 
1,91%
0,01%
1,41%
0,49%
0,39%
-0,16%
0,66%
-0,90%
0,00%
Total
CCEAR
Existente
QTD
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Bilateral
 Proinfa

Custos da Parcela B 
28. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de 
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos 
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela 
distribuidora. A Parcela B representa 37,3% dos custos da concessionária e variou em -6,4%, o que 
representa um impacto tarifário de -2,56% 
29. 
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. 
30. 
A aplicação da metodologia indicou que os atuais custos operacionais na tarifa estão dentro 
da faixa de eficiência, porém, a aplicação de regra de compartilhamento de eficiência com o consumidor17 
indicou redução dos custos regulatórios ao longo ciclo, o que implicou variação de -2,4% desses custos, 
com impacto no efeito tarifário de -0,50%. 
 
 
17 A regra é associada à comparação entre custos reais da concessionária em relação a meta estabelecida pelos modelos 
regulatórios, que correspondeu ao percentual de 138,39%. Assim, foi aplicada regra de compartilhamento da eficiência da 
concessionária com o consumidor do valor correspondente ao excedente ao percentual regulatório de 120%. 
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo
Operacional
Custo Operacional
Revisão
100%
- 2,4%
97,6%

Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração. 
Fonte: Nota Técnica nº 185/2021-SGT/ANEEL. 
 
31. 
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. 
32. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de -13,1% em relação aos valores 
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de -1,40%. A situação adveio 
principalmente da redução da taxa de remuneração regulatória, que diminuiu em relação à considerada 
na revisão tarifária de 2017 da distribuidora, o que contribuiu com efeito em -10,7%. Por sua vez, o efeito 
da variação da Base Líquida foi de -2,3%. O Gráfico 4 demonstra os efeitos que explicam a variação na 
remuneração de capital.  
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre remuneração do capital. 
Fonte: Nota Técnica nº 185/2021-SGT/ANEEL. 
 
33. 
A quota de reintegração regulatória variou 3,9% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto no efeito médio de 0,20%. Este aumento se deu em função da 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100%
- 10,7%
+2,3%
86,9%

variação da base bruta, que contribuiu com 4,2%, enquanto a taxa média de depreciação se manteve 
praticamente estável, contribuindo para o efeito em aproximadamente -0,3%. O Gráfico 5 demonstra 
ambos os efeitos. 
 
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 185/2021-SGT/ANEEL. 
 
34. 
A cobertura para anuidades variou -5,9% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, 
com impacto de -0,15% na revisão. Esse resultado proveio da atualização da base de remuneração 
regulatória, conforme a regulamentação vigente, da qual o cálculo das anuidades depende. 
35. 
As receitas irrecuperáveis variaram -2,8% em relação aos valores tarifários atuais, com 
impacto de -0,03% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios de 
inadimplência que são admitidos para a EPB e da atualização da base de cálculo sobre a qual é apurada a 
cobertura das receitas irrecuperáveis. 
36. 
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.  
37. 
A Resolução Normativa nº 414, de 2010, estabelece a obrigatoriedade da cobrança de 
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de conexão, 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100%
-0,3%
+4,2%
103,9%

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).  
 
38. 
Os valores arrecadados de Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e 
Excedente de Reativos (ER), são subtraídos da Parcela B, implicando em impacto nas tarifas de -0,69%. 
Componentes Financeiros 
 
39. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da EPB. 
Tabela 3. Componentes Financeiros 
  
    Fonte: Nota Técnica nº 185/2021-SGT/ANEEL. 
 
40. 
Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes, 
contribuíram com o efeito de 6,34% na atual revisão da EPB. 
41. 
Com valores positivos destacam-se os itens associados à CVA Energia, com impacto de 
3,73%, decorente da diferença dos custos de energia incorridos pela concessionária em relação à 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
83.411.006
           
3,73%
CVA em processamento -Transporte
23.888.099
           
1,07%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
38.827.744
           
1,74%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(842.291)
               
-0,04%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais e Conta Covid
(2.085.680)
            
-0,09%
Sobrecontratação/exposição de energia
8.675.793
             
0,39%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
510.908
                
0,02%
Previsão de Risco Hidrológico
99.229.968
           
4,44%
Ajuste CUSD
410.226
                
0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC
(76.230)
                 
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
136.604
                
0,01%
Conselho de Consumidores
(926.865)
               
-0,04%
Reversão do Risco Hidrológico
(71.492.291)
         
-3,20%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(1.377.001)
            
-0,06%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
68.692.125
           
3,08%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
5.321.360
             
0,24%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(39.485.731)
         
-1,77%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(54.635.220)
         
-2,45%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(1.428.107)
            
-0,06%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
7.729.170
             
0,35%
Reversão de Créditos de Pis/Cofins
(22.795.310)
         
-1,02%
Total
141.688.275
        
6,34%

cobertura concedida no processo tarifário de 2020. Insta frisar, também, o financeiro de previsão do risco 
hidrológico, com impacto no efeito de 4,44%, decorrente do cenário desfavorável de produção de energia 
hidrelétrica para o próximo ano. 
42. 
Com valores negativos cabe citar os itens excepcionais considerados para mitigação do 
efeito tarifário, que passo a descrever a seguir. 
43. 
Modicidade Tarifária - Conta Covid: Os montantes do financeiro negativo relacionados à 
Conta-Covid implicaram a revisão em -0,62%, que correspondem aos valores repassados à concessionária 
de distribuição pela Conta Covid, associados aos itens previstos no §2º do Art. 5º da Resolução Normativa 
nº 885, de 2020, e que não foram revertidos em favor da modicidade tarifária no processo tarifário de 
2020. 
44. 
Modicidade Tarifária - Reversão de Receitas associadas às Resoluções Normativas nº 414, 
de 2010 e nº 376, de 2009: Trata-se de recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos 
encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, previstas no §3º Art. 
70-A da Resolução Normativa nº 414, de 2010; (ii) aos créditos que não puderam ser devolvidos aos 
consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do Art. 88 da Resolução Normativa nº 414, de 2010; 
e (iii) às multas aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, 
do Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER, conforme Art. 9 da Resolução Normativa nº 376, de 
2009. 
45. 
Instada a se manifestar a respeito dessas receitas, por meio do Ofício Circular nº 08/202118, 
a concessionária informou que o volume contabilizado até dezembro de 2020 equivale a R$ 
1.377.001,1219, contribuindo para redução do efeito em -0,06%. 
46. 
Modicidade Tarifária - Créditos de Pis/Cofins: Referente ao diferimento solicitado pela EPB 
em função dos créditos junto à Receita Federal em face da ação transitada em julgado, ajuizada pela 
distribuidora que tratou do questionamento da incidência do PIS e da COFINS sobre o ICMS. Esse 
componente financeiro, no valor de R$ -22.795.309,78 (vinte e dois milhões, setecentos e noventa e cinco 
 
18 Documento SicNet n º 48581.000515/2021-00. 
19 Os valores informados foram corrigidos pela SELIC até a data de aniversário prevista em contrato. Cumpre ressaltar que estes 
valores, informados pela concessionária, passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos 
processos tarifários.

mil, trezentos e nove reais e setenta e oito centavos), e que não havia sido considerado em fase de 
Consulta Pública, teve um impacto na revisão de -1,02%. 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
47. 
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. 
48. 
Esse índice é constituído por 3 componentes, sendo 2 deles definidos na revisão tarifária, 
o que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência 
dos Custos Operacionais – T. 
49. 
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma 
distribuidora em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do número 
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é de 
0,91%. 
50. 
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 EPB é de 0,94%. 
51. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à Qualidade 
e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da Concessionária 
entre 2019 e 2020, resultando em -0,17%. 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.  
52. 
Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da EPB, até a próxima revisão 
tarifária, será de 1,85%, acrescido do Componente Q que deve ser atualizado em cada processo de 
reajuste.

53. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos, são mostrados nos Gráficos 6 e 720.  
 
 
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 185/2021-SGT/ANEEL. 
 
 
Gráfico 7. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 185/2021-SGT/ANEEL. 
 
54. 
O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos, que variaram 59,0% abaixo das variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, respectivamente 
133,7% e 75,2%. 
 
20 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. 
Custo de 
Distribuição
37,3%
Custo de 
Energia
43,8%
Custo de 
Transmissão
9,2%
PROINFA
1,7%
CDE
5,4%
ESS/EER
1,4%
Outros
1,1%
Encargos     
Setorias
9,7%
Custo de 
Distribuição
26,6%
Custo de 
Energia
31,2%
Custo de 
Transmissão
6,6%
Encargos 
Setoriais
6,9%
ICMS…
PIS/COFINS…
Tributos
28,7%

Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 185/2021-SGT/ANEEL. 
 
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão 
 
55. 
A Tabela 4 ilustra a variação ocorrida no efeito médio a ser percebido pelos consumidores 
entre a proposta da Consulta Pública e o resultado da revisão tarifária. 
56. 
As maiores diferenças entre a versão final e a da consulta pública ocorreram nos Custos de 
Encargos e Transmissão, além da redução da Receita Verificada (mercado). 
57. 
Quanto aos Encargos Setoriais, a principal alteração se deu no Encargo de Serviço de 
Sistema, decorrente da alteração da metodologia de acionamento e cobertura para usinas térmicas. 
58. 
Para os Custos de Transporte, a diferença se deve pela homologação das Resoluções 
Homologatórias nº 2.892, de 6 de junho de 2021, e 2.896, de 13 de julho de 2021, que definiram, 
respectivamente, as Receitas Anuais Permitidas e as Tarifas de Uso de Sistemas de Transmissão para o 
ciclo 2021/2022. Como pode ser observado, a aplicação do disposto nas resoluções implicou em custos 
maiores que os previstos em fase de Consulta Pública. 
59. 
Ainda, houve uma redução de 0,26%21 do mercado total verificado no período de referência 
na fase final. Assim, a receita verificada reduziu de R$ 2.159.976,927 para R$ 2.132.678.550, queda de 
 
21 Mercado total verificado no período de referência na fase final foi de 4.750.126 MWh, menor que o considerado na fase de 
Audiência Pública, 4.737.926 MWh. 
375,54
387,65
317,82
304,45
367,87
379,56
418,17
440,26
434,87
494,60
571,77
545,40
562,11
596,93
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Revisão
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Revisão
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

1,28%. Como consequência da variação de mercado, observa-se aumento do efeito médio associado aos 
itens de custo fixo. 
60. 
Como exemplo, observa-se que, a despeito da estabilidade da parcela B calculada22,  houve 
variação positiva do efeito médio de 0,41%, passando de -2,96% na fase de CP para -2,56% na fase final. 
61. 
Para os componentes financeiros, destaco a reversão dos cérditos de PIS/COFINS no valor 
de  R$ 22.795.309,78, que contribuiu para amenizar o efeito médio em -1,02%. 
Tabela 4. Comparação da Proposta da CP 030/2020 e o resultado da revisão. 
 
Fonte: Nota Técnica nº 185/2021-SGT/ANEEL. 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
22 Tendo em vista que praticamente não houve BRR fiscalizada, considerada na versão final, em relação àquela usada na fase 
de Consulta Pública, as variações no valor da Parcela B foi pequena, passando de R$ 795,44 Milhões da fase de CP para R$ 
794.662 Milhões na fase final, variação negativa -0,1%.

62. 
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 dos Procedimentos de Distribuição (PRODIST)23. 
63. 
Nos Gráficos 9 e 10 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos 
de DEC e FEC para a EPB antes e após à Consulta Pública. Em relação aos limites globais propostos para o 
período 2022 a 2025, a redução média anual é 4,11% no DEC e de 5,57% no FEC. 
 
 
Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da EPB. 
Fonte: Nota Técnica nº 95/2021-SRD/ANEEL. 
 
 
23 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.

Gráfico 10. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da EPB. 
Fonte: Nota Técnica nº 95/2021-SRD/ANEEL. 
64. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da EPB, apresenta-se, nos Gráficos 11 e 12, 
uma comparação com os limites das distribuidoras da região Nordeste com mais de 1 milhão de 
consumidores. Observa-se que os limites de DEC e FEC da EPB estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 11. Limites de DEC das distribuidoras da Região Nordeste com mais de 1 milhão de consumidores. 
Fonte: Nota Técnica nº 95/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 12. Limites de FEC das distribuidoras da Região Nordeste com mais de 1 milhão de consumidores. 
Fonte: Nota Técnica nº 95/2021-SRD/ANEEL. 
 
65. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC24, FIC25, DMIC26 e DICRI27) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 5 apresenta os valores pagos e o número de 
compensações efetuadas pela EPB entre 2016 e 2020. 
Tabela 5. Compensações efetuadas pela EPB. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2016 
 1.659.515  
 3.639.821,90  
2017 
 1.519.582  
 3.482.220,06  
2018 
 1.832.236  
 5.415.806,62  
2019 
 1.564.751  
 5.058.621,01  
2020 
 1.572.510  
 5.894.746,01  
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
III – DIREITO 
 
66. 
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) Módulos 7 e 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema 
Elétrico Nacional – Prodist; e 
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 019/2001-ANEEL. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
67. 
Diante do exposto e do que consta nos processos nº 48500.004626/2020-32 e nº 
48500.000556/2021-24, voto por aprovar o resultado da Revisão Tarifária Periódica da EPB - Energisa 
Paraíba - Distribuidora de Energia (EPB), na forma da Resolução Homologatória anexa, a fim de: 
a) homologar o resultado da quinta revisão tarifária periódica da EPB, a vigorar a partir de 
28 de agosto de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores 
 
24 Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora. 
25 Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora. 
26 Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora. 
27 Duração da Interrupção Individual ocorrida em Dia Crítico por unidade consumidora.
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        1.659.515      3.639.821,90  
        1.519.582      3.482.220,06  
        1.832.236      5.415.806,62  
        1.564.751      5.058.621,01  
        1.572.510      5.894.746,01  

de 7,08%, sendo de 9,09%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão 
e de 6,53%, 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; 
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas 
como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; 
d) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a 
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à EPB, de 
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
e) definir os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
f) fixar os componentes T e Pd do Fator X em 0,94% e 0,91%, respectivamente; 
g) fixar os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022 a 
2025 a serem observados pela EPB; e 
h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2021 a 2024, 
conforme tabela abaixo: 
2021 
2022 
2023 
2024 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 
9,5835% 
9,5835% 
9,5835% 
9,5835% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
6,2779% 
6,2779% 
6,2779% 
6,2779% 
 
Brasília, 24 de agosto de 2021. 
 
 
ELISA BASTOS SILVA 
Diretora
    2021      2022      2023      2024  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  9,5835%      9,5835%      9,5835%      9,5835%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  6,2779%      6,2779%      6,2779%      6,2779%