ACP - AVISO DE CONSULTA PÚBLICA 013
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 3 de junho de 2022, com o objetivo de obter subsídios para o aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Periódica do Departamento Municipal de Energia de Ijuí - Demei, 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: 48500.003567/2021-66 e 48500.000960/2022-89
INTERESSADO: Departamento Municipal de Energia de Ijuí (Demei)
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva
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 de Revisão Tarifária Periódica de 2022 do Departamento Municipal de Energia
de Ijuí (Demei), 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 o período
de 2023 a 2027.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 085/2000, que regula a exploração dos
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão do Departamento
Municipal de Energia de Ijuí (Demei), estabelece a data de 22 de julho 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. Na 44ª Sessão de Sorteio Público Ordinária de 2021, realizada em 8 de novembro de
2021, o presente processo foi distribuído a minha relatoria.
4. As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas
12/2022-SGT/ANEEL1,
por meio do Ofício nº de 27 de janeiro de 2022, e foram encaminhados pela
concessionária mediante o Ofício nº 55/20222, de 11 de março de 2022.
1 Documento SIC nº 48581.000217/2022-00.
2 Documento SIC nº 48513.007704/2022.

5. Por meio da Nota Técnica nº 0006/2022-SRD/ANEEL3, de 22 de fevereiro de 2022, a
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD) 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 DEMEI, para os anos de 2023
a 2027.
6. Mediante o Memorando nº 33/2022-SRM/ANEEL4, de 21 de março de 2022, a
Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado (SRM) prestou as informações
concernentes ao contrato bilateral que a distribuidora possui.
7. A SRD, por meio do Memorando nº 64/2022-SRD/ANEEL5, de 23 de março de 2022,
enviou a apuração das perdas técnicas na distribuição da concessionária, consolidada pela Nota
Técnica n° 16/2022-SRD/ANEEL da mesma data.
8. Por meio do Memorando nº 91/2022-SFF/ANEEL6, de 30 de março de 2022, a
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF) informou os valores para a
composição da Base de Remuneração da DEMEI, os valores brutos concernentes a Outras Receitas
(OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER).
9. Em 08 de abril de 2022, a proposta da revisão tarifária foi encaminhada à DEMEI e ao
Conselho de Consumidores.
10. Por intermédio da Nota Técnica n° 40/2022–SGT/ANEEL7, de 11 de abril de 2022, a
Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) apresentou proposta de Revisão Tarifária da Demei a
ser submetida à Consulta Pública.
11. É o relatório.
3
Documento SIC nº 48554.000440/2022.
4 Documento SIC nº 48580.000351/2022.
5 Documento SIC nº 48554.000688/2022.
6 Documento SIC nº 48536.001113/2022.
7 Documento SIC nº 48581.001152/2022.

II – FUNDAMENTAÇÃO
12. A revisão das tarifas da DEMEI, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 6,45%, sendo de 11,03%, em média, para
os consumidores conectados na alta tensão e de 5,43%, 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
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 11,03%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 5,43%
Efeito Médio AT+BT 6,45%
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL
14. O efeito médio de 6,45% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 5,51%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados
no atual processo tarifário, com efeito tarifário de 7,94%; e (iii) da retirada dos componentes
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão,
representando -7,00% de efeito.
15. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuíram para o efeito
médio.
7,94%
6,45%
4,62%
1,57%
0,87%
0,02%
-1,57%
-7,00%

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 SGT/ANEEL

16. Segundo a área técnica, 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.
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. 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 DEMEI

Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação

| Verificada (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 65.541.529 | 71.522.647 | 9,13% | 7,07% | 80,16% |
| Encargos Setoriais | 14.326.228 | 18.233.519 27,27% | 4,62% | 20,43% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 94.796 | 87.626 -7,56% | -0,01% | 0,10% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 9.417.955 | 11.538.872 22,52% | 2,51% | 12,93% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 913.011 | 865.714 -5,18% | -0,06% | 0,97% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 471.148 | 328.275 -30,32% | -0,17% | 0,37% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 1.123.345 | 2.607.861 132,15% | 1,76% | 2,92% |  |
| PROINFA | 1.517.751 | 1.992.813 31,30% | 0,56% | 2,23% |  |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 788.222 | 812.359 | 3,06% | 0,03% | 0,91% |
| Custos de Transmissão | 17.422.062 | 18.155.093 | 4,21% | 0,87% | 20,35% |
| Rede Básica | 8.195.390 | 8.582.109 | 4,72% | 0,46% | 9,62% |
| Rede Básica Fronteira | 6.489.355 | 6.526.677 | 0,58% | 0,04% | 7,31% |
| MUST Itaipu | 583.243 | 734.353 25,91% | 0,18% | 0,82% |  |
| Transporte de Itaipu | 668.958 | 704.915 | 5,38% | 0,04% | 0,79% |
| Conexão | 1.485.116 | 1.607.039 | 8,21% | 0,14% | 1,80% |
| Custos de Aquisição de Energia | 33.712.854 | 35.040.713 | 3,94% | 1,57% | 39,27% |
| Receitas Irrecuperáveis | 80.386 | 93.321 16,09% | 0,02% | 0,10% |  |
| PARCELA B | 19.029.558 | 17.705.347 -6,96% | -1,57% | 19,84% |  |
| Custos Operacionais | 13.663.781 | 13.617.592 -0,34% | -0,05% | 15,26% |  |
| Anuidades | 1.452.864 | 1.587.846 | 9,29% | 0,16% | 1,78% |
| Remuneração | 3.571.666 | 2.842.138 -20,43% | -0,86% | 3,19% |  |
| Depreciação | 1.984.467 | 2.423.111 22,10% | 0,52% | 2,72% |  |
| UD+ER+OR | (1.643.220) | (2.765.340) 68,29% | -1,33% | -3,10% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 84.571.087 | 89.227.994 | 5,51% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 6.717.142 | 7,94% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 2.466.954 | 2,92% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 323.485 | 0,38% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 7.089.084 | 8,38% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (939.265) | -1,11% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.214.828 | 1,44% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (219.915) | -0,26% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.260.669) | -1,49% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 36.150 | 0,04% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 3.546.586 | 4,19% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (3.898.302) | -4,61% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (455.704) | -0,54% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/ | (4.336) | -0,01% |  |  |  |
| Importação JUL-AGO/2021 | (296.951) | -0,35% |  |  |  |
| Bônus - Red. Volunt. | (884.802) | -1,05% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -7,00%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 6,45%
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL
19. O reposicionamento econômico de 5,51% é derivado das variações de custos das
Parcelas A e B.
Parcela A
20. 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 80,16% dos custos da concessionária,

cuja variação identificada foi de 9,13%, representando um impacto tarifário 7,07%.
21. Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma
participação de 4,62%. Ressalta-se a previsão da nova cota de CDE Uso de 2022 para a distribuidora
(efeito foi de 2,51%) e a nova cota calculada de ESS/EER (efeito de 1,76%).
22. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 0,87%. Sobre esse
efeito, vale destacar a estimativa de aumento das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão
(TUST) e das novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão para o ciclo
2022-2023, cujo reajuste está previsto para ocorrer no mês de julho do presente ano.
23. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 1,57%. Contribuiu para
esse efeito o aumento do custo da energia proveniente do contrato bilateral, com impacto de
1,58%, o qual é reajustado pela variação do IPCA. Por outro lado, foi identificada uma redução do
custo de Itaipu (efeito de -1,41%), o qual é indexado no dólar, cuja cotação passou de R$ 5,03 (no
processo passado) para R$ 4,75 (na atual fase do processo).
Perdas Regulatórias
24. 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 4,99% em relação à energia injetada, conforme informado pela SRD.
25. 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, 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.

26. No caso da Demei, conforme regra definida no Submódulo 2.6A do Proret, o ponto
de partida foi estabelecido em 1,65% sobre o mercado de baixa tensão faturado, sem trajetória de
redução, ficando estabelecida o mesmo percentual para a meta ao final do ciclo.
Receitas Irrecuperáveis
27. 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.
28. Na presente revisão, as receitas irrecuperáveis variaram 16,09% em relação aos
valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de 0,02% nas tarifas.
Custos da Parcela B
29. 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.
30. A Parcela B representa 19,84% dos custos da concessionária e apresentou uma
variação de -6,96%, o que representa um impacto tarifário de -1,57%.
31. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método
de comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão
reconhecidos nas tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que
serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.
32. No caso da Demei, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está dentro
do intervalo definido pelo método de benchmarking. Assim, não haverá uma trajetória de aumento
ou redução destes custos ao longo do ciclo.

33. O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos
investimentos realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de
Remuneração Líquida e do Custo de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela
amortização dos investimentos realizados e visa recompor os ativos afetos à prestação do serviço
ao longo da vida útil e está relacionada à Base de Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A
última refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em
hardware, software, veículos e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo e
depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço.
34. A respeito da remuneração do capital, houve variação de -20,43% em relação aos
valores hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de -0,86%. A situação adveio
principalmente da Base de Remuneração Líquida identificada, cujos investimentos realizados pela
Demei desde sua última revisão tarifária (incremento da ordem de R$ 2,5 milhões) foi menor que a
atualização dessa parcela ao longo do último ciclo.
35. A SGT destacou que, dada a imunidade tributária conferida à distribuidora, por se
tratar de ente municipal, isenta de imposto de renda, foi utilizado um WACC de 7,85% para o cálculo
da remuneração de capital.
- 2,52%
-17,90%
100,0%
79,57%

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 SGT/ANEEL
36. A quota de reintegração regulatória variou 22,10%, em comparação aos valores
contidos atualmente nas tarifas, o que representou um impacto de 0,52% neste processo. Este

aumento se dá principalmente em função da variação da base bruta (incremento de R$ 5,4 milhões).
O gráfico a seguir demonstra os itens responsáveis por esse efeito.
24,00%
-1,90%
122,10%
100,0%

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 SGT/ANEEL
37. A cobertura para anuidades variou 9,29%, com impacto de 0,16% 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. O Gráfico a seguir demonstra os efeitos da variação das anuidades.
16,42%
-7,13%
109,29%
100,0%

Anuidades Efeito Efeito Base de Anuidades
Processo Anterior WACC Anuidades Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL
38. As Outras Receitas (OR) se referem 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.
39. A Resolução Normativa nº 1.000/2021 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).
40. As receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos são consideradas
como redudores da Parcela B.
41. Destaca-se ainda que também está sendo considerado o saldo acumulado dos valores
de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos no período anterior à Data Referência de
Alteração Contratual informado pela SFF, apurados no mês de fevereiro de 2017, conforme previsto
no Submódulo 2.1A do Proret.
42. Assim, o efeito tarifário referente a Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e
Excedente de Reativos nesta revisão tarifária foi no total de -1,33%.
Componentes Financeiros
43. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da Demei.

Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 2.466.954 | 2,92% |
| CVA em processamento - Transporte | 323.485 | 0,38% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 7.089.084 | 8,38% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (939.265) | -1,11% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.214.828 | 1,44% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (219.915) | -0,26% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.260.669) | -1,49% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 36.150 | 0,04% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 3.546.586 | 4,19% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (3.898.302) | -4,61% |
| Conselho de Consumidores | (455.704) | -0,54% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício - | 4.336,26 | -0,01% |
| Importação JUL-AGO/2021 | (296.951,33) | -0,35% |
| Bônus - Red. Volunt. | (884.802,41) | -1,05% |
| Total | 6.717.142 | 7,94% |

Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL
44. Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se os valores da CVA
calculados pela concessionária, que totalizaram um impacto de 11,68%. Ressalta-se que os
financeiros estimados pela distribuidora nessa Consulta Pública serão fiscalizados e recalculados
pela ANEEL até a versão final deste processo.
45. Por outro lado, com efeito redutor, merece relevo os componentes financeiros
relacionados ao empréstimo decorrente da Escassez Hídrica (Importação JUL-AGO/2021 e Bônus –
Redução Voluntária), como efeito total de -1,40%.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
46. 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.
47. 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.

48. 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 1,53%.
49. 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 abaixo do intervalo definido pelo método de benchmarking, o componente T a ser
aplicado nos reajustes subsequentes da DEMEI foi de 0,00%.
50. 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 -1,19%. 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.
51. Assim, o valor do Fator X calculado nessa fase da Revisão, a ser aplicado nos reajustes
da DEMEI, até a próxima revisão tarifária, foi de 0,00%, a ser acrescido dos Componentes Pd e Q,
atualizados em cada reajuste tarifário.
52. 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.

Receitas
Irrecuperáveis
0,1%
Custo de PROINFA 2,2%
Transmissão
20,3%
Custo de
CDE 14,3%
Energia Tributos
20,4%
39,3%
Custo de
Distribuição
ESS/EER 2,9%
19,8% Outros
1,0%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL
Receitas
Custo de Irrecuperáveis
Transmissão 0,1%
13,5% Encargos
Setoriais
13,6%
Tributos ICMS

Custo de 33,5% 30,6%
Energia
26,1%
Custo de
Distribuição
PIS/COFINS 2,9%
13,2%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL
53. Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (49,34%) e as variações do IGP-M (150,59%) e do IPCA (84,88%)
no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 7.

B1 - Residencial
IGPM
IPCA
614,12
582,42
558,44
537,88

503,59 497,32 507,03
471,32
411,22 426,30 420,88
386,04
350,04
335,70
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 SGT/ANEEL
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
54. 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
PRODIST9.
no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do
55. 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 5,00% no DEC e de 5,71% 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";
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 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da DEMEI.
Fonte: Nota Técnica nº 0006/2022-SRD/ANEEL.
56. Para avaliar a consistência dos limites globais da DEMEI, apresenta-se, nos Gráficos 9
e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras da região Sul de pequeno porte (menos de
1 milhão de unidades consumidoras). Observa-se que os limites de DEC e FEC da DEMEI estão
aderentes à realidade da região.
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 0006/2022-SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 0006/2022-SRD/ANEEL.
57. 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 Demei entre 2017 e 2021:
Tabela 4. Compensações efetuadas pela DEMEI.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2017 | 26.238 | 116.193,36 |
| --- | --- | --- |
| 2018 | 20.823 | 91.342,36 |
| 2019 | 17.910 | 64.971,27 |
| 2020 | 15.808 | 86.428,71 |
| 2021 | 10.551 | 41.399,73 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
58. 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 085/2000.
IV – DISPOSITIVO
59. Diante do exposto e do que consta dos Processos nº 48500.003567/2021-66 e
48500.000960/2022-89, voto por instaurar Consulta pública, entre 20 de abril e 03 de junho de
2022, com reunião virtual em 04 de maio de 2022, para colher subsídios e informações para
aprimorar a proposta de Revisão Tarifária Periódica de 2022 do Departamento Municipal de Energia
de Ijuí (Demei), a vigorar a partir de 22 de julho de 2022, e definir os correspondentes limites dos
indicadores de contin uidade 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)
ELISA BASTOS SILVA
Diretora