ACP - AVISO DE CONSULTA PÚBLICA 018
Tipo de documento: voto
Ementa: Comunica aos agentes do setor de energia elétrica e demais interessados, que foi aberta a Consulta Pública, com período de envio de contribuição de 20 de abril de 2022 a 6 de junho de 2022, mediante intercâmbio de documentos, com o objetivo de obter subsídios para o aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Periódica das Centrais Elétricas de Carazinho S.A. – Eletrocar, a vigorar a partir de 22 de julho de 2022, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC, para o período de 2023 a 2027.
Assunto: Aviso
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-04-20
Autor: SMA/ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.003569/2021-55 e 48500.004726/2021-40 (DEC e FEC)
INTERESSADO: ELETROCAR - Centrais Elétricas de Carazinho S/A.
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
ÁREAS RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de
Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
ASSUNTO Proposta de abertura de Consulta Pública para colher subsídios e informações para
aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da ELETROCAR - Centrais
Elétricas de Carazinho S/A., a vigorar a partir de 22/07/2022, e definir os correspondentes limites
dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
– DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período
de 2023 a 2027.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição 084/2000, que regula a exploração dos
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da ELETROCAR - Centrais
Elétricas de Carazinho S/A., estabelece a data de 22 de maio de 2022 para a realização da Revisão
Tarifária Periódica da concessionária.
2. As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão
tarifária e da estrutura tarifária.
3. Em 8 de novembro de 2021, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 44/2021, o
presente processo foi distribuído a minha relatoria.
4. As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas
017/2022-SGT/ANEEL1,
por meio do Ofício nº de 28 de janeiro de 2022, cujos dados foram
encaminhados pela concessionária mediante o Ofício OF/SG/013/20222, de 10 março de 2022.
5. Pelo Memorando nº 059/2022-SRD/ANEEL3, de 21 de março de 2022, a
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD disponibilizou o percentual de
perdas técnicas na distribuição a ser considerado na fase de consulta pública da Eletrocar.
1 Documento SIC nº 48581.000225/2022
2 Documento SIC nº 48513.007432/2022
3 Documento SIC nº 48554.000673/2022

031/2022-SRM/ANEEL4,
6. Nos mesmo dia, por intermédio do Memorando nº a
Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM prestou as informações
concernentes ao contrato bilateral que a distribuidora possui com a Eletrocar.
7. Para fins de abertura da Consulta Pública, pelo Memorando nº 19-SFF/ANEEL5, de 29
de março de 2022, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF informou os
valores para a composição da Base de Remuneração da Eletrocar, os valores brutos concernentes a
Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER).
7. Em 7 de abril de 2022, a SGT realizou reunião virtual com os representantes da
Eletrocar para discutir a proposta da revisão tarifária. Em 13 de abril de 2022 esta superintendência
realizou reunião similar com o Conselho de Consumidores da distribuidora.
8. Em 11 de abril de 2022, a proposta preliminar da revisão tarifária foi encaminhada à
Eletrocar e ao Conselho de Consumidores. Senda retificada e reenviada no dia 13 de abril de 2022
para a distribuidora e seu conselho.
9. Em 7 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica nº 010/2022-SRD/ANEEL6, que
apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para a proposta de estabelecimento dos
limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da
Eletrocar, para os anos de 2023 a 2027.
10. Por intermédio da Nota Técnica n° 48/2022–SGT/ANEEL7, de 13 de abril de 2022, a
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT apresentou a proposta de cálculo a ser submetida à
Consulta Pública da Revisão Tarifária Periódica da Eletrocar.
11. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
12. A revisão das tarifas da Eletrocar, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 13,14%, sendo de 6,72%, em média, para os consumidores conectados na alta
tensão e de 15,32%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
13. Importante ressaltar que as tarifas constantes desse processo, bem como a
comparação de tarifas, e por consequência os efeitos percebidos não consideram o definido na Lei
nº 14.299, de 5 de janeiro de 2022, que institui subvenção para as concessionárias de distribuição
de energia elétrica com mercado anual menor que 350 GWh, nem a aplicação desse comando legal
pela Resolução Homologatória nº 3.009, de 1º de fevereiro de 2022. Conforme consta no Voto de
4 Documento SIC nº 48580.000349/2022
5 Documento SIC nº 48536.001083/2022
6 Documento SIC nº 48554.000577/2022
7 Documento SIC nº 48581.001266/2022

aprovação da REH nº 3.009/2022, a citada Lei terá instrução complementar para regular o disposto
na referida Lei.
14. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1.
Tabela 1. Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 6,72%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 15,32%
Efeito Médio AT+BT 13,14%
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL
15. O efeito médio de 13,14% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 6,07%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados
no atual processo tarifário, com efeito tarifário de 8,88%; e (iii) da retirada dos componentes
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão,
representando -1,81% de efeito.
16. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuíram para o efeito
médio.
13,14%
8,88%
6,17%
0,92%
0,31%
0,00%
-1,33%
-1,81%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL
17. Segundo a área técnica, a diferença de efeitos de 9,00% entres os grupos tarifários A
e B se deve basicamente a alteração das tarifas de referência (estrutura tarifária) calculadas nos
processos de revisão e aos itens de custo (natureza: TE ou TUSD).

18. Quanto à estrutura tarifa explica-se que houve dois movimentos que leveram a este
impacto: i) maior responsabilidade de demanda (kW) para os consumidores de BT nas redes da
distribuidora e; ii) redução do mercado de energia (MWh) destes consumidores. Quanto aos custos
destaca-se o aumento do mix de compra e a CVAEnergia; que têm impacto mais expressivo sobre os
consumidores cativos (totalidade dos clientes conectados em BT).
19. 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.
20. 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 Eletrocar

Receita Receita Participação Participação
Descrição Variação
Verificada (R$) Requerida (R$) na Receita
na Revisão

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 64.583.949 | 71.864.510 | 11,3% | 7,40% | 68,9% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 18.059.443 | 24.128.448 | 33,6% | 6,17% | 23,1% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 148.669 | 145.711 | -2,0% | -0,00% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 11.472.930 | 15.476.290 | 34,9% | 4,07% | 14,8% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 1.243.631 | 1.142.574 | -8,1% | -0,10% | 1,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 1.303.431 | 1.286.312 | -1,3% | -0,02% | 1,2% |
| Encargos Serviços do Sistema(ESS) e Energia Reserva(EER) | 1.164.007 | 2.408.994 107,0% | 1,27% | 2,3% |  |
| PROINFA | 1.867.406 | 2.752.850 | 47,4% | 0,90% | 2,6% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 859.370 | 915.718 | 6,6% | 0,06% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 11.372.566 | 11.673.684 | 2,6% | 0,31% | 11,2% |
| Rede Básica | 5.228.768 | 5.420.952 | 3,7% | 0,20% | 5,2% |
| Rede Básica Fronteira | 2.364.096 | 2.226.699 | -5,8% | -0,14% | 2,1% |
| MUST Itaipu | 703.736 | 738.176 | 4,9% | 0,03% | 0,7% |
| Transporte de Itaipu | 675.697 | 888.234 | 31,5% | 0,22% | 0,9% |
| Conexão | 2.400.268 | 2.399.623 | 0,0% | -0,00% | 2,3% |
| Custos de Aquisição de Energia | 35.086.660 | 35.994.042 | 2,6% | 0,92% | 34,5% |
| Receitas Irrecuperáveis | 65.281 | 68.335 | 4,7% | 0,00% | 0,1% |
| PARCELA B | 33.816.114 | 32.503.829 | -3,9% | -1,33% | 31,1% |
| Custos Operacionais | 19.394.768 | 18.981.088 | -2,1% | -0,42% | 18,2% |
| Anuidades | 3.175.935 | 3.014.819 | -5,1% | -0,16% | 2,9% |
| Remuneração | 9.896.738 | 8.835.444 | -10,7% | -1,08% | 8,5% |
| Depreciação | 3.243.077 | 3.385.178 | 4,4% | 0,14% | 3,2% |
| UD+ER+OR | (1.894.405) | (1.712.701) | -9,6% | 0,18% | -1,6% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 98.400.063 104.368.339 | 6,07% | 100% |  |  |

| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 8.741.363 | 8,88% |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 7.353.879 | 7,47% |
| CVA em processamento - Transporte | 1.059.948 | 1,08% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 5.325.624 | 5,41% |
| CVA CDE Covid | 155.977 | 0,16% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 39.864 | 0,04% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.065.687 | 1,08% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (242.881) | -0,25% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (623.449) | -0,63% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 12.773 | 0,01% |
| Neutralidade Encargo CDE Covid | (39.563) | -0,04% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (293.441) | -0,30% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 4.305.551 | 4,38% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (4.861.277) | -4,94% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (16.335) | -0,02% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (3.122) | 0,00% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 1.239 | 0,00% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 634.964 | 0,65% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (382.590) | -0,39% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (266.382) | -0,27% |
| Conselho de Consumidores | (239.084) | -0,24% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (51.244) | -0,05% |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,81%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 13,14%
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL
21. O reposicionamento econômico de 6,07% é derivado das variações de custos das
Parcelas A e B.
Parcela A
22. A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos
setoriais, definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia
elétrica, inclusive a geração própria. A Parcela A representa 68,9% dos custos da concessionária,
cuja variação identificada foi de 11,3%, representando um impacto tarifário 7,40%.
23. Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma
participação de 6,17%. Destacam-se o aumento a previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para
a distribuidora, cujo impacto foi de 4,07%, bem como o aumento dos ESS e EER, com impacto de
1,27%.
24. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 0,31%. Sobre essa
aumento, vale destacar as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e os custos de conexão
são estimados e terão seus valores atualizados conforme o resultados das novas Receitas Anuais
Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão para o ciclo 2022-2023, que serão aprovadas
em julho deste ano.

25. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 0,92%. Contribuiu para
essa variação o contrato Bilateral e de suprimento, impacto de 1,72%; por outro lado a energia
associada a cota de Itaipu sofreu redução em função da queda do dólar comparado ao processo
anterior.
Perdas Regulatórias
26. As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist,
resultando no valor de 5,24% em relação à energia injetada, conforme informado pela SRD/ANEEL.
Ressalta-se que as informações encaminhadas pela Eletrocar não permitiram à SRD proceder ao
cálculo das perdas na distribuição por meio da aplicação do método de estudo de fluxo de potência.
Assim foram definidas, nesta versão preliminar, as perdas técnicas com base nos últimos processos
de revisão tarifária da concessionária.
27. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da
trajetória de perdas é estabelecido por meio da ponderação entre a meta do ciclo anterior e as
perdas reais da concessionária (média de 3 anos). Já 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.
28. No caso da Eletrocar, conforme regra definida no Submódulo 2.6 do Proret,
observando o ponto de partida, foi estabelecido para 2022 o valor de 1,74% sobre o mercado de
baixa tensão faturado, ficando estabelecida como meta o percentual de 1,63% ao final do ciclo.
Receitas Irrecuperáveis
29. A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa
que tem baixa expectativa de arrecadação em função da inadimplência por parte dos consumidores,
conforme previsto no regulamento.
30. Na presente revisão, as receitas irrecuperáveis variaram 4,7% em relação aos valores
hoje contidos nas tarifas, com impacto de 0,003% nas tarifas.
Custos da Parcela B
31. 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.

32. A Parcela B representa 31,1% dos custos da concessionária e apresentou uma
variação de -3,9%, o que representa um impacto tarifário de -1,33%.
33. 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.
34. No caso da Eletrocar, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está
acima do intervalo definido pelo método de benchmarking, assim haverá redução ao longo do
próximo ciclo tarifário, sendo o componente T do Fator X calculado em 0,01%.
35. 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.
36. A respeito da remuneração do capital, houve variação de -10,7% em relação aos
valores hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de -1,08%. A situação adveio
principalmente da redução da Base de Remuneração Líquida, em decorrência dos investimentos
realizados pela Eletrocar desde sua última revisão tarifária, comparada com a revisão de 2017
(atualiza ao longo do ciclo anterior). O Gráfico 2 demonstra os efeitos da variação na remuneração
de capital.
- 1,2% - 9,5%
100,0%
89,3%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL

37. A quota de reintegração regulatória variou de 4,4% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 0,14% nas tarifas. Este efeito se dá em
função do aumento da Base de Remuneração Bruta, comparada com a revisão de 2017 (atualiza ao
longo do ciclo anterior) e da variação negativa da taxa de depreciação. O Gráfico 3 demonstra ambos
os efeitos.
9,5%
- 5,1%
100,0% 104,4%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL
38. A cobertura para anuidades variou -5,1% em relação aos valores hoje contidos nas
tarifas, com impacto de -0,16% na revisão. Esse resultado proveio da dimuição da Base de Anuidade
Regulatória (BAR) das quais o cálculo das anuidades depende.
- 1,2%
- 3,9%
100,0%
94,9%

Anuidades Efeito Efeito Base de Anuidades
Processo Anterior WACC Anuidades Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL
39. 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.
40. A Resolução Normativa nº 414/2010 estabelece a obrigatoriedade da cobrança de
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de
conexão, sendo esta chamada "Ultrapassagem de Demanda" (UD), e de montantes de energia
reativa e demanda de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência
igual a 0,92, sendo chamado "Excedente de Reativos" (ER), sendo que ambas as receitas são
contabilizadas como redutoras da Parcela B.
41. Assim, o efeito tarifário referente a outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e
Excedente de Reativos nesta revisão tarifária foi no total de 0,18%.
Componentes Financeiros
42. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da Eletrocar.
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 7.353.879 | 7,47% |
| CVA em processamento - Transporte | 1.059.948 | 1,08% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 5.325.624 | 5,41% |
| CVA CDE Covid | 155.977 | 0,16% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 39.864 | 0,04% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.065.687 | 1,08% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (242.881) | -0,25% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (623.449) | -0,63% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 12.773 | 0,01% |
| Neutralidade Encargo CDE Covid | (39.563) | -0,04% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (293.441) | -0,30% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 4.305.551 | 4,38% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (4.861.277) | -4,94% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (16.335) | -0,02% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (3.122) | 0,00% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 1.239 | 0,00% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 634.964 | 0,65% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (382.590) | -0,39% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (266.382) | -0,27% |
| Conselho de Consumidores | (239.084) | -0,24% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (51.244) | -0,05% |
| Crédito de PIS/COFINS | (3.000.000) | -3,05% |
| Conta Escassez Hídriíca - Imp (jul-ago/21) | (342.496) | -0,35% |
| Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária | (852.278) | -0,87% |
| Total | 8.741.363 | 8,88% |

Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL

43. Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se os valores da CVA, estimado
pela concessionária, que totalizam um impacto de 14,0%, sendo 7,5% decorrente da CVA_Energia.
Ressalta-se que os financeiros estimados pela distribuidora nessa Consulta Pública serão fiscalizados
e recalculados pela ANEEL até a versão final deste processo.
44. Quanto os financeiros negativos, destacam-se: i) os créditos de PIS/COFINS; ii) o
empréstimo setorial referente à Escassez Hídrica e iii) o spread da Conta Covid (REN 952/2021).
Estas componentes estão detalhadas a seguir.
45. Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência
sobre ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em
Consulta Pública nº 05/2021. No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações excepcionais
autoriza o uso antecipado à conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total
de potencial crédito associado à respectiva ação judicial.
46. Para a fase de Consulta Pública da presente revisão tarifária, por solicitação da
Eletrocar, foi considerada a reversão em favor do consumidor de R$ 3,0 milhões, correspondendo a
um efeito de -3,05%.
47. De acordo com as regras previstas pela Aneel, no âmbito da CP 02/2022, nos
processos tarifários homologados entre a publicação da correspondente REN e a efetiva
transferência dos valores previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada antecipação da
reversão dos valores a serem recebidos do empréstimo (Empréstimo Setorial - conta Escassez
Hídrica), na forma de um componente financeiro negativo.
48. A contratação da operação financeira 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).
49. Para a fase de consulta pública está sendo considerado reversão em favor da
modicidade de todo o financiamento da Conta Escassez Hídrica previsto para a Eletrocar, com
parcelas associadas: à Importação julho-agosto/21, no valor de R$ 342.496 e ao Programa de
Incentivo à Redução Voluntária do Consumo, no valor de R$ 852.278; as quais representam redução
de efeitos de 0,35%, e 0,87%, respectivamente.
65. Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-ANEEL,
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por
distribuidoras de energia elétrica. Como consequência foi apurado componente financeiro negativo
nesse processo tarifário relativo ao Spread da Conta Covid da Eletrocar, correspondendo a
R$51.243, resultando em redução de efeito de 0,05%.

Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
50. 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.
51. Esse índice é constituído de três componentes, sendo apenas um deles definido na
revisão tarifária, o que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T.
52. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma
distribuidora em função da produtividade média do setor, do crescimento anual do mercado e do
número de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta
fase da Revisão foi de 0,91%.
53. 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. E como a cobertura de custos operacionais presentes na
tarifa está dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, o componente T a ser
aplicado nos reajustes subsequentes da Eletrocar foi de 0,01%.
54. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à
Qualidade e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da
Concessionária entre 2019 e 2020, resultando em 1,21%. 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.
55. Assim, o valor do Fator X calculado nessa fase da Revião, a ser aplicado nos reajustes
da Eletrocar, até a próxima revisão tarifária, foi de 2,12%.
56. 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 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico
6, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas
as alíquotas médias do ICMS, do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de
Mercado da ANEEL.

Custo de
Receitas
Custo de Transmissão
Irrecuperáveis
Energia
11,2%
0,1%
34,5% PROINFA
2,6%
CDE
17,2%
Encargos
23,1%
ESS/EER
Custo de 2,3%
Outros
Distribuição
1,0%
31,1%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL
Encargos Receitas
Custo de
Setoriais; Irrecuperáveis;
Transmissão;
15,7% 0,0%
7,6%
ICMS;
Custo de
Energia; 28,2%
23,4%
Tributos;
32,3%
PIS/COFINS;
Custo de
4,1%
Distribuição;
21,1%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL
57. Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (64,2%) e as variações do IGP-M (144,9%) e do IPCA (82,7%) no
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 7.

B1 - Residencial
IGPM
IPCA
664,93
582,68 582,71

546,51 527,91 504,70 541,57 561,45
411,19 454,22 448,87
405,02
344,90
331,84
Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Revisão

2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
58. 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.
59. No Gráfico 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais de DEC e
FEC propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2023 a 2027, a
redução média anual é de 4,00% no DEC e de 5,45% no FEC.
9 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";

Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da SULGIPE.
Fonte: Nota Técnica nº 010/2022-SRD/ANEEL.
60. Para avaliar a consistência dos limites globais da Eletrocar, apresenta-se, nos Gráficos
9 e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul. Observase que os limites de DEC e FEC da distristribuidora estão aderentes à realidade da região.
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Nordeste.
Fonte: Nota Técnica nº 010/2022-SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Nordeste.
Fonte: Nota Técnica nº 010/2022-SRD/ANEEL.
61. A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 4 apresenta os valores pagos e o
número de compensações efetuadas pela SULGIPE entre 2016 e 2020:
Tabela 4. Compensações efetuadas pela Eletrocar
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2017 | 31.661 | 115.018 |
| --- | --- | --- |
| 2018 | 27.458 | 129.976 |
| 2019 | 34.157 | 197.493 |
| 2020 | 16.747 | 129.164 |
| 2021 | 17.879 | 106.997 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
62. 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 084/2000.
IV – DISPOSITIVO
63. A partir de tais argumentos, considerando o que consta dos Processos
nº 48500.003569/2021-55 e 48500.004726/2021-40, voto por instaurar consulta pública po
intercâmbio documental, entre 20 de abril de 2022 e 6 de junho de 2022, com reunião virtual em
18 de maio de 2022, para colher subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à
Revisão Tarifária Periódica de 2022 da ELETROCAR - Centrais Elétricas de Carazinho S/A., a vigorar a
partir de 22 de julho de 2022, e definir os correspondentes limites dos indicadores de continuidade
de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para 2023 a 2027.
Brasília, 19 de abril de 2022
(assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor