REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2897/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Centrais Elétricas de Carazinho S.A - Eletrocar.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-07-21
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005022/2020-11
INTERESSADOS: ELETROCAR - Centrais Elétricas de Carazinho S/A.
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da ELETROCAR - Centrais Elétricas de Carazinho S/A., a
vigorar a partir de 22 de julho de 2021.
I. RELATÓRIO
A ELETROCAR é concessionária 1 do serviço público de distribuição de energia elétrica
sediada na cidade de Carazinho/RS que atende cerca de 38,6 mil unidades consumidoras, cujo consumo
de energia elétrica representa faturamento anual na ordem de R$ 92 milhões.
2. Em 21 de julho de 2020, foi aprovado o reajuste tarifário anual da ELETROCAR, conforme
Resolução Homologatória – REH nº 2.731/2020, por meio da qual as tarifas foram, em média, reajustadas
em 4,70%.
3. Em 18 de fevereiro de 2021, o processo foi distribuído, por meio de sorteio, à minha
relatoria.
4. Em 12 de julho de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da ELETROCAR
as planilhas de cálculo via correio eletrônico, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17
de março de 2015.
1Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 084/2000-ANEEL.

5. Em 16 de julho de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota
158/2021-SGT/ANEEL2,
Técnica nº consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021.
II. FUNDAMENTAÇÃO
6. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ELETROCAR conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 4,24%, sendo de 2,41%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 4,96%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 2,41%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 4,96%
Efeito Médio AT+BT 4,24%
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
7. O efeito médio de 4,24% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela "A"
(encargos, transmissão e energia) e da Parcela "B", contribuindo para o efeito médio em 0,82% e; (ii) da
inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um aumento de 3,39%; e (iii)
da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram
para uma variação de 0,03%, conforme apresentado no Gráfico 1.
8. A diferença de efeito entre os consumidores conectados em alta tensão e baixa tensão se
deve em boa parte à diminuição dos custos Conexão, que impactam mais fortemente os consumidores
livres e, por consequência, o efeito médio verificado na alta tensão.
2 SIC nº 48581.001086/2021-00

4,24%
3,39%
2,43%
1,72%
0,03%
-0,003%
-0,17%
-3,17%

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: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
9. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 66,51% dos custos da
Concessionária. A redução desses custos foi responsável por -0,90% pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos.

10. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 62.511.022 | 61.678.622 | -1,33% | -0,90% | 66,51% |
| Encargos Setoriais | 14.552.009 | 16.789.149 | 15,37% | 2,43% | 18,10% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 130.020 | 137.308 | 5,61% | 0,01% | 0,15% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 10.501.252 | 10.540.643 | 0,38% | 0,04% | 11,37% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 1.142.574 | 0,00% | 1,24% | 1,23% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | - | 1.286.312 | 0,00% | 1,40% | 1,39% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 1.668.095 | 1.148.719 | -31,14% | -0,56% | 1,24% |
| PROINFA | 1.443.368 | 1.712.875 | 18,67% | 0,29% | 1,85% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 809.274 | 820.718 | 1,41% | 0,01% | 0,88% |
| Custos de Transmissão | 13.356.847 | 10.442.757 | -21,82% | -3,17% | 11,26% |
| Rede Básica | 5.353.619 | 4.751.797 | -11,24% | -0,65% | 5,12% |
| Rede Básica Fronteira | 2.075.616 | 2.148.442 | 3,51% | 0,08% | 2,32% |
| MUST Itaipu | 742.486 | 694.493 | -6,46% | -0,05% | 0,75% |
| Transporte de Itaipu | 920.283 | 666.822 | -27,54% | -0,28% | 0,72% |
| Conexão | 4.264.844 | 2.181.203 | -48,86% | -2,27% | 2,35% |
| Custos de Aquisição de Energia | 34.539.361 | 34.386.715 | -0,44% | -0,17% | 37,08% |
| Receitas Irrecuperáveis | 62.805 | 60.001 | -4,47% | -0,003% | 0,06% |
| PARCELA B | 29.476.137 | 31.058.884 | 5,37% | 1,72% | 33,49% |
| IRT | 91.987.158 | 92.737.505 | 0,82% | 0,82% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 3.122.732 | 3,39% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 5.282.255 | 5,74% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 821.368 | 0,89% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.529.525 | 2,75% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (62.691) | -0,07% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (352.975) | -0,38% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (410.112) | -0,45% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (428.974) | -0,47% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (4.521) | -0,005% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (1.806.157) | -1,96% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 4.656.301 | 5,06% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (3.887.050) | -4,23% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (3.402.096) | -3,70% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (650.182) | -0,71% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 258.026 | 0,28% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (17.688) | -0,02% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (249.195) | -0,27% |  |  |  |
| Reversão do Diferimento Perdas RB RTA 2020 | 846.897,48 | 0,92% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 0,03%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 4,24%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
11. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 2,43%.
Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid,
conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira
para alívio do caixa das distribuidoras em 2020. Esta componente tem a maior participação no reajuste
dentre os encargos, sendo que os efeitos referentes a CDE Conta-Covid TUSD e CDE Conta-Covid TE são,
respectivamente, de 1,24% e 1,40%.

12. A CDE – USO teve aumento, conforme cotas anuais homologadas pela REH 2.864/2021, de
0,04% no efeito médio das tarifas.
13. Por outro lado, os encargos ESS/ERR, apresentaram um efeito de -0,56%. De acordo com a
SGT, essa redução decorreu da recente aprovação dos novos parâmetros das Bandeiras Tarifárias pela
Aneel, o que causou uma diminuição da cobertura de ERR, de 60% para 40%, da receita fixa dos geradores.
14. Os custos de Transmissão contribuíram para um efeito médio de -3,17%. Sobre esse item,
destaca-se os custos com Conexão com efeito de -2,27%, devido aos ajustes previstos no processo
anterior a serem considerados nesse processo tarifário.
15. É necessário frisar que, em relação aos custos com Encargos de Conexão para o ciclo 20212022, homologados no processo 48500.000375/2021-06, procedeu-se com alteração manual os valores
associados à Parcelas de Ajuste relacionadas com o Grupo GRP TAPERA 2 – ELETROCAR. Tal ajuste foi
necessário em razão de alteração dos custos repassados à cobertura tarifária da ELETROCAR em seu RTA
2020. Conforme consta na Nota Técnica nº 122/2020-SGT/ANEEL3, de 13 de julho de 2020:
38. Cabe reforçar que, em virtude de erro material da SFF nos dados encaminhados para
o processo de RAP 2020-2021, os valores dos encargos referentes às ELs 69 kV TAPERA 2
CARAZINHO C1 e C2 e suas respectivas parcelas de ajuste são provisórios. Após
estabelecimento dos valores definitivos, os ajustes necessários serão realizados no
processo tarifário subsequente.
16. O erro material verificado durante a condução do processo tarifário 2020 da 'ELETROCAR'
foi corrigido de forma regulamentar por meio do Despacho nº 1.698, de 15 de junho de 2021. Contudo,
esse ajuste já havia sido processado de forma provisória no respectivo processo tarifário 2020 da
distribuidora, o que levou o Sistema de Gestão da Transmissão – SIGET a superestimar as PA calculadas
para corrigir tal problema no reajuste da RAP, ciclo 2021-2022.
3 Nota Técnica nº122/SGT/ANEEL (SIC 48581.001119/2020-00)

17. Este fato ocorreu porque o SIGET baseia-se nos valores homologados de RAP (constantes
na Resolução Homologatória nº 2.725, de 14 de julho de 2020, e Despacho nº 1.698, de 15 de junho de
2021) para calcular a PA, desconsiderando ajustes manuais nos processos de distribuição.
18. Desse modo, as PA de IdePA nº 46749 e 46750, homologadas para o ciclo 2021-2022, foram
recalculadas dentro do processo 2021 da ELETROCAR, sendo firmados os valores de – R$ 45.771,38 e –R$
74.128,17, a preços de 06/2021, para ressarcimento aos consumidores da distribuidora. Os quadros I e II
apresentam o resultado da referida devolução, já corrigida pelo índice constante no Contrato de
Concessão nº 057/2001:
Quadro I – Recálculo da PA IdePA nº 46479, referente à diferença entre a PA em DIT Exclusiva publicada
na REH nº 2.725/2020 e no Despacho nº 1.698/2021 (após recursos) no período de 01/07/2020 a
30/06/2021.
Valores (R$)
constantes na REH nº Valores (R$) considerados no Valores (R$) constantes

| 2.725/2020 | processo 'ELETROCAR' 2020 | no DSP nº 1.698/2021 | PA Apurada (R$) | Recálculo da PA (R$) |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| 832.037,03 | 170.414,84 | 639.100,36 |  |  |
| 2.194.500,02 | 511.044,44 | - 2.579.770,15 | - | 45.771,38 |
| 3.026.537,05 | 681.459,28 | 639.100,36 |  |  |

Quadro II – Recálculo da PA IdePA nº 46450, referente à diferença entre o encargo conexão publicado na
REH nº 2.725/2020 e o do Despacho nº 1.698/2021 (após recursos) no período de 01/07/2020 a
30/06/2021.
Valores (R$) constantes Valores (R$) considerados no Valores (R$) constantes

| na REH nº 2.725/2020 processo 'ELETROCAR' 2020 | no DSP nº 1.698/2021 | PA Apurada (R$) | Recálculo da PA (R$) |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 768.737,20 | 320.494,14 | 288.481,79 |  |  |  |  |
| 899.182,72 | 354.992,54 | 318.403,31 | - | 1.146.512,52 | - | 74.128,17 |
| 1.667.919,92 | 675.486,68 | 606.885,10 |  |  |  |  |

19. Já os custos de Compra de Energia representaram uma redução tarifária de - 0,17%.
Contribuíram significativamente para essa variação; (i) a redução do custo de Itaipu que é indexado em
dólar, que passou do RTA 2020 de R$ 5,23 para R$ 5,03 no processo atual e (ii) redução tarifa de Angra I
e II para as distribuidora cotistas para o ano de 2021, conforme REH 2821/2020.

20. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 33,49% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 1,72% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.
21. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre julho de 2020
e junho de 2021 do IPCA, de 8,35%, subtraída do Fator X, de 2,71%, o que totaliza 5,64%.
22. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem4 e com tributos5), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição,
além do pagamento dos encargos setoriais.
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Custo de
Custo de Receitas
Energia Irrecuperáveis
Transmissão
37,1%
11,3% 0,1%
PROINFA
1,8%
CDE
14,0%
Impostos
18,1%
ESS/EER
1,2%
Custo de
Outros
Distribuição
1,0%
33,5%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
4 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais
de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
5 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 27,01% para o ICMS e de 4,99% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total
de 32% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de
47,01% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Encargos Receitas
Custo de

Transmissão Setoriais; Irrecuperáveis;
12,3% 0,0%
7,7%
ICMS;
27,0%
Custo de
Energia;
Tributos;
25,2%
32,0%
PIS/COFINS;
Custo de 5,0%
Distribuição;
22,8%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
financeiros6

23. Quanto aos componentes a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em 3,39% no atual reajuste da ELETROCAR, conforme indicado na Tabela
2.
24. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
6 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 5.282.255 | 5,74% |
| CVA em processamento - Transporte | 821.368 | 0,89% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.529.525 | 2,75% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (62.691) | -0,07% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (352.975) | -0,38% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (410.112) | -0,45% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (428.974) | -0,47% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (4.521) | 0,00% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (1.806.157) | -1,96% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 4.656.301 | 5,06% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (3.887.050) | -4,23% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (3.402.096) | -3,70% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (650.182) | -0,71% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 258.026 | 0,28% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (17.688) | -0,02% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (249.195) | -0,27% |
| Reversão do Diferimento Perdas RB RTA 2020 | 846.897 | 0,92% |
| Total | 3.122.732 | 3,39% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
25. Destaca-se a CVA em Processamento – Energia, com efeito de 5,74%, em decorrência da
diferença entre cobertura concedida no último processo tarifário e custos com aquisição de energia
efetivamente incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA.
26. Ressalta-se também a CVA em processamento – Encargos Setoriais, com efeito de 2,75%,
tendo maior destaque os encargos ESS/ERR com 1,72%, resultado da diferença da cobertura tarifária e o
efetivo pagamento apresentado no relatório de apuração do Saldo de CVA em Processamento e dos
Resultados do Mercado de Curto Prazo, no Anexo II da Nota Técnica citada no item 4.
27. Merecem destaque ainda os financeiros negativos relacionados à reversão dos valores
transferidos para a ELETROCAR de recursos da CONTA-COVID, sendo que estes, devidamente atualizados
pela SELIC, correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, e totalizam um
impacto estimado de -4,12%.
28. Por fim, se faz necessário destacar que houve nesse processo a reversão do Diferimento de
Perdas na Rede Básica considerado no processo tarifário 2020 com efeito de 0,92%.

29. Um ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 158/2021-SGT/ANEEL
mencionada no item 4, é a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos
(50,55%) e as variações do IGP-M (131,19%) e do IPCA (74,08%) no mesmo período, conforme
demonstrado no Gráfico 5.
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
582,68 582,71
561,45
546,51 541,57
527,91
504,70
454,22 448,87
411,19
387,06 405,02
344,90
331,84
Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste
2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
30. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de julho/2021 a junho/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de
julho/2020 a junho/2021.

Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 162.124 | 417.087 | 579.212 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 20.480 | 22.133 | 42.614 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 551 | 13.575 | 14.125 |
| Subsídio Rural | 3.179 | 121.944 | 125.123 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (3.535) | 23.021 | 19.485 |
| Total | 182.798 | 597.761 | 780.559 |

IV. DIREITO
31. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei nº
9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; iv) Decreto nº
7.246, de 28/7/2010; v) Decreto nº 7.945, de 7/3/2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público
de Distribuição de Energia Elétrica nº 084/2000-ANEEL e suas alterações posteriores.
V. DISPOSITIVO
32. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005022/2020-11, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ELETROCAR - Centrais
Elétricas de Carazinho S/A., a vigorar a partir de 22 de julho de 2021, que conduz ao
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 4,24%, sendo 2,41% para os
consumidores em alta tensão e 4,96% para os consumidores em baixa tensão;
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da ELETROCAR;
c) Estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como DIT de uso exclusivo; e
d) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à
ELETROCAR, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.

Brasília, 20 de julho de 2021.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor