REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3069/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Departamento Municipal de Energia de Ijuí - Demei.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-07-21
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.003567/2021-66 e 48500.000960/2022-89.
INTERESSADO: Departamento Municipal de Energia de Ijuí (Demei).
RELATOR: Diretor Giácomo Francisco Bassi Almeida.
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) e Superintendência de Regulação dos
Serviços de Distribuição (SRD).
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2022 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
de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC), para o período de 2023 a
2027, após conclusão da Consulta Pública nº 013/2022.
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.
2. Em 19 de abril de 2022, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública n°
13/2022, com período de contribuições ocorreu entre 20 de abril de 2022 e 03 de junho de 2022, para
discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária da distribuidora. Houve ainda realização, por
videoconferência, em 04 de maio de 2022.
3. Conforme destacado pelas áreas técnicas, houve apenas contribuições relacionadas à

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), cuja análise consta da Nota Técnica nº 039/2022-SRD/ANEEL, de 13 de junho de
20221.
4. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobras indicada na Lei nº
14.182, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021, de 31 de agosto de 2021, e
a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia (MME) acerca do aporte inicial associado ao
processo de capitalização da Eletrobrás, a Diretoria Colegiada decidiu autorizar a Superintendência de
Gestão Tarifária (SGT) a aplicar os procedimentos e realizar o tratamento tarifário associado ao rateio do
aporte inicial decorrente da capitalização da Eletrobrás, conforme proposta preliminar indicada na Nota
92/2022-SGT/ANEEL2,
Técnica nº sendo instituída, portanto, a CDE Modicidade Eletrobras.
5. Por meio do Memorando nº 157/2022-SRD/ANEEL3, de 21 de junho de 2022, a
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD) informou o percentual de perdas
técnicas na distribuição a ser considerado no cálculo final da revisão do Demei.
6. As informações concernentes à validação de pagamentos relativos a itens de Parcela A,
Garantias Financeiras, Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos da
173/2022-SFF/ANEEL4,
distribuidora foram prestadas pelo Memorando nº de 24 de junho de 2022,
complementado pelo Memorando nº 179/2022-SFF/ANEEL5, de 28 de junho de 2022.
3. A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF), por intermédio do
Memorando nº 190/2022-SFF/ANEEL6, de 08 de julho de 2022, informou a validação dos dados para a
composição da Base de Remuneração da distribuidora, incluídos os ativos provenientes da transferência
das Demais Instalações de Transmissão (DITs) de Furnas.
1
Documento Sicnet nº 48554.001306/2022-00.
2 Documento Sicnet nº 48581.001709/2022-00.
3 Documento Sicnet nº 48554.001358/2022-00.
4 Documento Sicnet nº 48536.002316/2022-00.
5 Documento Sicnet nº 48536.002349/2022-00.
6 Documento Sicnet nº 48536.002467/2022-00.

4. Por fim, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT), por intermédio da Nota Técnica nº
122/2022-SGT/ANEEL7,
de 12 de julho de 2022, consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica do
Demei.
5. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
6. A revisão das tarifas do Demei, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 17,82%, sendo de 21,50%, em média, para os
consumidores conectados na alta tensão e de 16,90%, em média, para os consumidores conectados na
baixa tensão.
7. 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) 21,50%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 16,90%
Efeito Médio AT+BT 17,82%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
8. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de custos
que compõem a tarifa e as novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões tarifárias. Quanto aos
custos, a diferença é justificada pelo aumento das despesas relacionadas ao transporte, que têm impacto
mais expressivo sobre os consumidores de Alta Tensão (AT). No que tange às novas TRs, destacou-se que
houve um aumento significativo nos custos médios dos ativos utilizados para atender os consumidores
do subgrupo AT, provocando um efeito maior para esses consumidores.
9. O efeito médio de 17,82% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas
A e B, com efeito tarifário de 19,21%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de 7,62%; (iii) do efeito da Subvenção da Lei nº 14.299/2022 , com
7 Documento Sicnet nº 48581.001892/2022-00.

efeito de -0,94%; e (iv) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo
tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o impacto de -8,08%.
10. Detaca-se que o Demei, por possuir mercado de energia inferior a 350 GWh (trezentos e
cinquenta gigawatts-hora) anuais, é elegível para obtenção da subvenção econômica de que trada a Lei
nº 14.299, de 5 janeiro de 2022. Assim, tendo em vista que as tarifas de uso do sistema de distribuição
(TUSD) da RGE SUL, concessionária adjacente e localizada na mesma unidade federativa, homologadas
pela REH nº 3.045/2022, de 21 de junho de 2022, são maiores que as calculadas nessa revisão, houve o
enquadramento ao dispositivo legal para o recebimento de subvenção econômica da CDE pelo Demei.
11. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
17,82%
10,01%
7,62%
6,00%
3,91%
0,01%
-0,73% -0,94%
-8,08%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Subvenção Lei Consumidor
Anteriores 14.299/2022
Gráfico - 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
12. 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.

13. 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

Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação

Verificada (R$) (R$) na Receita
na Revisão

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 58.511.488 | 73.509.441 25,63% | 19,94% | 81,97% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 12.724.583 | 17.241.177 35,50% | 6,00% | 19,23% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 83.253 | 78.719 -5,45% | -0,01% | 0,09% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 8.359.951 | 12.111.308 44,87% | 4,99% | 13,51% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 810.444 | 784.209 -3,24% | -0,03% | 0,87% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 420.401 | 409.780 -2,53% | -0,01% | 0,46% |  |
| CDE Modicidade Eletrobras | - | (2.185.000) | - | -2,90% | -2,44% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 1.002.351 | 3.231.573 222,40% | 2,96% | 3,60% |  |
| PROINFA | 1.350.855 | 1.992.813 47,52% | 0,85% | 2,22% |  |
| P&D, Efic.Energ | 697.327 | 817.775 17,27% | 0,16% | 0,91% |  |
| Custos de Transmissão | 15.667.860 | 23.194.431 48,04% | 10,01% | 25,86% |  |
| Rede Básica | 7.376.585 | 11.016.031 49,34% | 4,84% | 12,28% |  |
| Rede Básica Fronteira | 5.839.703 | 8.275.415 41,71% | 3,24% | 9,23% |  |
| MUST Itaipu | 520.423 | 529.191 | 1,68% | 0,01% | 0,59% |
| Transporte de Itaipu | 596.905 | 755.972 26,65% | 0,21% | 0,84% |  |
| Conexão | 1.334.244 | 2.617.823 96,20% | 1,71% | 2,92% |  |
| Custos de Aquisição de Energia | 30.047.652 | 32.992.024 | 9,80% | 3,91% | 36,79% |
| Receitas Irrecuperáveis | 71.393 | 81.808 14,59% | 0,01% | 0,09% |  |
| PARCELA B | 16.714.639 | 16.169.174 -3,26% | -0,73% | 18,03% |  |
| Custos Operacionais | 12.001.601 | 12.067.832 | 0,55% | 0,09% | 13,46% |
| Anuidades | 1.276.125 | 1.498.641 17,44% | 0,30% | 1,67% |  |
| Remuneração | 3.137.178 | 3.121.175 -0,51% | -0,02% | 3,48% |  |
| Depreciação | 1.743.060 | 2.162.355 24,06% | 0,56% | 2,41% |  |
| UD+ER+OR | (1.443.325) | (2.680.828) 85,74% | -1,65% | -2,99% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 75.226.127 | 89.678.615 | 19,21% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 5.734.296 | 7,62% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 3.446.161 | 4,58% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 877.421 | 1,17% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 4.054.414 | 5,39% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (77.024) | -0,10% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (162.165) | -0,22% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 758.318 | 1,01% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (389.083) | -0,52% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 13.330 | 0,02% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (62.482) | -0,08% |  |  |  |
| Previsão do Risco Hidrológico | 2.555.781 | 3,40% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (3.917.588) | -5,21% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (462.836) | -0,62% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes | (4.166) | -0,01% |  |  |  |
| Reconhecimento Retroativo de Custo de CSLL | 285.969 | 0,38% |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica - Importação JUL-AGO/2021 | (296.951) | -0,39% |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica - Bônus - Red. Volunt. | (884.802) | -1,18% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -8,08%
Efeito Médio sem aplicação da Lei 14.299/2022 18,76%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores (com a Lei 14.299/2022) 17,82%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT

14. O reposicionamento econômico de 19,21% é derivado das variações de custos da Parcela
A e da Parcela B.
Parcela A
15. A Parcela A compreende os custos não gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais,
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica,
inclusive a geração própria. A Parcela A representou 81,97% dos custos da concessionária, com impacto
tarifário de 19,94%.
16. Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 6,00%, com destaque para a
previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para a distribuidora, cujo efeito foi de 4,99% e a previsão dos
Encargos de Serviço de Sistema e de Energia Reserva (ESS/EER), com efeito de 2,96%. Em contrapartida,
a inclusão do novo componente econômico denominado CDE Modicidade Eletrobras resultou num efeito
de -2,90%.
17. Quanto aos custos de transmissão, estes impactaram a revisão em 10,01%, principalmente
em decorrência da aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as novas
Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão para o ciclo 2022-2023, conforme
Resoluções Homologatórias nº 3.066 e nº 3.067, ambas de 12 de julho de 2022.
18. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a uma
variação no efeito médio de 3,91%, com destaque para o contrato bilateral que a distribuidora possui
(impacto de 2,32%) e para o custo da energia proveniente das usinas no regime de cotas da Lei
12.783/2013, o qual impactou o processo em 1,53%. Destaque-se que o impacto associado a este item
decorre da aplicação da tarifa homologada por meio da Resolução Homologatória nº 3.068/2022, que é
a referência para definição da cobertura tarifárias das distribuidoras, bem como da redução dos
montantes associados à atualização das garantias físicas e do início da descotização das usinas de
titularidade da Eletrobrás, previstos para o início de 2023. Em contrapartida o custo associado à energia
proveniente de Itaipu, que caiu em função da redução da tarifa de repasse da potência contratada,
estabelecida na Resolução Homologatória nº 3.007, de 23 de dezembro de 2021, apresentou um efeito
de -0,88%.

Perdas Regulatórias
19. 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 Nota Técnica nº 16/2022SRD/ANEEL.
20. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis.
21. No caso do Demei, o ponto de partida foi estabelecido em 1,74% sobre o mercado de baixa
tensão faturado, sem trajetória de redução, ficando estabelecida a mesma taxa ao final do ciclo.
22. Para o cálculo das perdas das perdas das DIT de uso compartilhado e na Rede Básica foram
utilizados os dados contabilizados pela CCEE nos últimos 12 meses.
Custos da Parcela B
23. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela
distribuidora. A Parcela B variou -3,26% em relação ao processo anterior, impactando em -0,73% o
processo tarifário.
24. 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.
25. A aplicação da metodologia indicou que a cobertura de custos operacionais presentes nas
tarifas está dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo que não haverá
trajetória de ajuste destes custos ao longo do ciclo. Mesmo assim, em função da aplicação dos
componentes Pd e Q do Fator X, os custos operacionais apresentaram uma variação de 0,55%, quando
comparados com os atuais custos presentes nas tarifas, contribuindo para um aumento tarifário de 0,09%.
26. 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.
27. A remuneração do capital variou -0,51% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas,
o que representou impacto tarifário de -0,02%. A situação adveio principalmente da redução da taxa
média de remuneração, comparada com a revisão de 2017. Em contrapartida, foi identificado um
aumento da Base de Remuneração Líquida em decorrência dos investimentos realizados pelo DEMEI
desde sua última revisão tarifária. O Gráfico 2 demonstra os efeitos que explicam a variação na
remuneração de capital.

2,99%
- 3,50%
100,0% 99,49%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
28. A quota de reintegração regulatória variou 24,06% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto de 0,56%. O aumento proveio especialmente da variação da
Base de Remuneração Bruta. Note o Gráfico 3:
24,52%
-0,46%
124,06%
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: Superintendência de Gestão Tarifária

29. A cobertura para anuidades variou 17,44% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas,
com impacto de 0,30% na revisão. Esse resultado proveio da atualização da base de remuneração
regulatória, da qual o cálculo das anuidades depende.
22,12%
-4,68%
117,44%
100,0%

Anuidades Efeito Efeito Base de Anuidades
Processo Anterior WACC Anuidades Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
30. A outras receitas (OR) se referem as receitas de atividades relacionadas com a concessão
de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser classificadas em duas
categorias, conforme sua natureza: "receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica", que
são as relativas aos serviços cobráveis; e "receitas de atividades acessórias", que são atividades de
natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e risco das
concessionárias.
31. 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).
32. O efeito tarifário referente a ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras
receitas nesta revisão tarifária foi de -1,65%, já considerando as receitas extras de UDER identificadas
entre a data-base do laudo de ativos do 4º CRTP (janeiro/2017) e a data de referência da distribuidora
(fevereiro/2017).
Componentes Financeiros
33. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão:
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 3.446.161 | 4,58% |
| CVA em processamento - Transporte | 877.421 | 1,17% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 4.054.414 | 5,39% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (77.024) | -0,10% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (162.165) | -0,22% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 758.318 | 1,01% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (389.083) | -0,52% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 13.330 | 0,02% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (62.482) | -0,08% |
| Previsão do Risco Hidrológico | 2.555.781 | 3,40% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (3.917.588) | -5,21% |
| Conselho de Consumidores | (462.836) | -0,62% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes | (4.166) | -0,01% |
| Reconhecimento Retroativo de Custo de CSLL | 285.969,37 | 0,38% |
| Conta Escassez Hídrica - Importação JUL-AGO/2021 | (296.951,33) | -0,39% |
| Conta Escassez Hídrica - Bônus - Red. Volunt. | (884.802,41) | -1,18% |
| Total | 5.734.296 | 7,62% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
34. Os componentes financeiros relacionados à CVA em Processamento foram calculados pela
SGT com base nos pagamentos validados pela SFF por meio do Memorando nº 173/2022-SFF/ANEEL, de
24 de junho de 2022, complementado pelo Memorando nº 179/2022-SFF/ANEEL, de 28 de junho de 2022.
35. Destacam-se, com impacto positivo nas tarifas, os valores da CVA em processamento, com
efeito agregado de 11,14%, em decorrência da diferença entre a cobertura concedida no último processo
tarifário e os custos efetivamente incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA.
36. Ainda com efeito de aumento, ressalta-se o reconhecimento extraordinário de
componente financeiro relacionado ao parcelamento de débitos com a União, concernentes à
condenação da distribuidora ao recolhimento da Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL) entre
janeiro de 2005 e dezembro de 2008. Neste processo tarifário, foram considerados os pagamentos
efetivamente realizados pela distribuidora entre janeiro e junho de 2022, resultando no montante de R$
286 mil, cujo efeito para este processo foi de 0,38%.

37. Já com efeito de redução, merece destaque o empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica),
com efeito de -1,57%.
38. E, por fim, destaco que no presente processo tarifário, não há créditos referentes a
exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/PASEP e da COFINS a serem considerados, tendo em vista
inexistir ação judicial da distribuidora que pleiteasse a devolução de tributos recolhidos a maior.
Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de
melhoria da qualidade
39. 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.
40. O componente de produtividade do Fator X – Pd, calculado de forma ex-post para a
distribuidora, se denomina índice de ajuste de mercado nesta revisão, considera os ganhos potenciais de
produtividade no ano anterior à revisão tarifária (período de referência), e o período em que as tarifas
definidas na revisão estarão vigentes. O Fator de Ajuste de Mercado, calculado para aplicação na atual
revisão tarifária, é de 0,82%.
41. 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 Demei é de 0,00%.
42. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da
Qualidade busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre
as concessionárias, ajusta o valor da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos
indicadores de qualidade técnico e comercial da distribuidora. O Fator de Ajuste de Qualidade, calculado
para aplicação na atual revisão tarifária, foi definido em -1,37%.

Composição da receita da Distribuidora
43. Quanto à participação de cada segmento de custo na composição da receita da

Distribuidora, com e sem tributos, são demonstrados nos Gráficos 5 e 68.
Receitas
Irrecuperáveis
0,09%
PROINFA 2,22%
Custo de
Transmissão
25,86%
CDE
Encargos 12,40%
Custo de 19,23%
Energia
36,79%
Custo de
ESS/EER
Distribuição
3,60%
18,03%
Outros
1,00%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
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
0,06%
Encargos
Setoriais
Custo de
13,56%
Transmissão
18,24%
ICMS
Tributos
26,59%
29,48%
Custo de
Energia
Custo de
25,94%
Distribuição
PIS/COFINS 2,89%
12,71%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão
44. A Tabela 4 ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada em Consulta
Pública e o resultado da revisão tarifária.
Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão

CP 013/2022 Final Variação CP 013/2022 Final Variação CP Final
Receita Receita Receita Receita Receita Receita Participação Participação Variação
Descrição

| Verificada | Verificada Verificada Requerida | Requerida Requerida na Revisão na Revisão Total |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| (R$) | (R$) | Final/CP | (R$) | (R$) | Final/CP | % | % |
| PARCELA A | 65.541.529 | 58.511.488 -10,7% | 71.522.647 | 73.509.441 | 2,78% 7,07% | 19,94% 12,86% |  |
| Encargos Setoriais | 14.326.228 | 12.724.583 -11,2% | 18.233.519 | 17.241.177 -5,44% 4,62% | 6,00% | 1,38% |  |
| Custos de Transmissão | 17.422.062 | 15.667.860 -10,1% | 18.155.093 | 23.194.431 27,76% 0,87% | 10,01% | 9,14% |  |
| Custo de Aquisição de Energia | 33.712.854 | 30.047.652 | -10,9% 35.040.713 | 32.992.024 | -5,85% 1,57% | 3,91% | 2,34% |
| Receitas Irrecuperáveis | 80.386 | 71.393 | -11,2% | 93.321 | 81.808 -12,34% 0,02% | 0,01% | 0,00% |
| PARCELA B | 19.029.558 | 16.714.639 | -12,2% 17.705.347 | 16.169.174 | -8,68% -1,57% | -0,73% | 0,84% |
| Reposicionamento Tarifário | 84.571.087 | 75.226.127 | -11,0% 89.227.994 | 89.678.615 | 0,51% 5,51% | 19,21% 13,71% |  |
| Componentes Financeiros | 6.717.142 | 5.734.296 | 7,94% | 7,62% | -0,32% |  |  |
| Efeito da retirada dos Financeiros Anteriores | -7,00% | -8,08% | -1,08% |  |  |  |  |
| Efeito Médio Sem aplicação da Lei 14.299/2022 | 6,45% | 18,76% 12,31% |  |  |  |  |  |

Efeito Médio com aplicação da Lei 14.299/2022 17,82%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
7. Na abertura da Consulta Pública, o efeito médio estimado era de 6,45%. Contudo, após as
atualizações dos cálculos, verificou-se que o efeito médio ao consumidor é de 17,82%. Conforme

salientado pela SGT, o principal responsável por essa diferença de efeitos foi a variação da receita
verificada, causada pela superestimação do mercado apurado para abertura da Consulta Pública, cujo
crescimento não se realizou ao final do processo.
8. Tanto na abertura da Consulta Pública quanto nos valores apurados finais, a Receita
Requerida para a distribuidora totalizou cerca de R$ 89 milhões. Entretanto, a receita verificada (calculada
a partir da aplicação das tarifas vigentes ao mercado realizado nos 12 meses anteriores ao processo
tarifário) reduziu cerca de 11%, o que causou a diferença observada.
9. Os itens mais afetados e representativos que levaram à alteração dos valores, quando
comparados com a proposta apresentada para a consulta pública, foram:
a) Na Parcela A, a variação de 9,14% dos custos de transporte, decorrente da recente
aprovação 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. Além
disso, foi identificada uma variação de 2,34% do custo de aquisição de energia, em
decorrência do novo custo do contrato bilateral e da nova tarifa e montantes associados à
atualização das garantias físicas das usinas no regime de cotas da Lei 12.783/2013; e
b) Na Parcela B, foi identificada uma variação 0,84%, justificada pela variação do mercado
realizado em relação àquele considerado na fase de CP.
45. Além disso, houve o enquadramento do Demei para obtenção da subvenção econômica de
que trada a Lei nº 14.299/2022, cujo impacto neste processo foi de -0,94% no efeito médio.
Subvenção CDE e composição das Tarifas
46. O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de
julho/2022 a junho/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$ 137.401,91, já contemplando a
inclusão da subvenção da Lei nº 14.299/2022 e o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e
os realizados no período de julho/2021 a junho/2022.

Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
47. 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.
48. Nos Gráficos 7e 8 são apresentados o histórico de apuração de DEC e FEC, os limites globais
propostos pela ANEEL na CP nº 013/2022, a contraproposta da Distribuidora e os limites propostos após
a análise das contribuições enviadas. Em relação aos limites globais propostos para os anos de 2023 a
2027, a redução anual é de 5,00% no DEC e de 5,71% no FEC.
9 Limites dos indicadores de continuidade do serviço
209. Para o estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC, as distribuidoras devem
enviar à ANEEL suas BDGD, conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus
conjuntos de unidades consumidoras.
210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser aplicado o
seguinte procedimento:
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o desempenho
dos conjuntos semelhantes; e
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, para a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC."

Gráfico 7. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos do DEMEI.
Fonte: Nota Técnica nº 0039/2022-SRD/ANEEL.

Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos do DEMEI.
Fonte: Nota Técnica nº 0039/2022-SRD/ANEEL.
49. Para avaliar a consistência dos limites globais do Demei, apresenta-se, nos Gráficos 9 e 10,
uma comparação entre os limites propostos para o Demei e os limites de outras distribuidoras da região
Sul de pequeno porte (menos de 1 milhão de unidades consumidoras). Observa-se que os limites de DEC
e FEC da Distribuidora estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 0039/2022-SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 0039/2022-SRD/ANEEL.
50. A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 5 apresenta os valores pagos e o número de
compensações efetuadas pelo DEMEI entre 2017 e 2021:
Tabela 5. Compensações efetuadas pelo 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
51. 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
52. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 085/2000 e no que constam
dos Processos nº 48500.003567/2021-66 e nº 48500.000960/2022-89, voto no sentido de APROVAR o

resultado da revisão tarifária periódica de 2022 do Departamento Municipal de Energia de Ijuí (Demei),
na forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica, a vigorar a partir de 22 de julho
de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 17,82%,
sendo 21,50%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 16,90%,
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) APROVAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE ao DEMEI, de
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
d) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso exclusivo;
e) DEFINIR os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
f) FIXAR o componente T do Fator X em 0,00%;
g) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2023
a 2027 a serem observados pelo DEMEI; e
h) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2023 a 2026,
conforme tabela abaixo:

2023 2024 2025 2026
Perdas Técnicas sobre Energia 4,99% 4,99% 4,99% 4,99%
Perdas Não Técnicas sobre 1,74% 1,74% 1,74% 1,74%
Brasília, 19 de julho de 2022.

(assinado digitalmente)
GIÁCOMO FRANCISCO BASSI ALMEIDA
Diretor Substituto