AAP - AVISO DE AUDIÊNCIA PÚBLICA 005
Tipo de documento: voto
Ementa: Comunica aos interessados que foi aberta a Audiência Pública, no dia 12 de maio de 2022, no formato de reunião virtual, com o objetivo de obter subsídios para o aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Periódica da Hidroelétrica Panambi S.A – Hidropan, 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: 48500.003570/2021-80 e 48500.000834/2022-24
INTERESSADO: HIDROPAN - Hidroelétrica Panambi S/A.
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
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 de Revisão Tarifária Periódica de 2022 da HIDROPAN - Hidroelétrica Panambi
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 nº 086/2000, que regula a exploração dos
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da HIDROPAN -
Hidroelétrica Panambi S/A., e 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. Em 08 de novembro de 2021, na 44ª Sessão de Sorteio Público Ordinária de 2021, o
presente processo foi distribuído a minha relatoria.
4. As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas
16/2022-SGT/ANEEL1,
por meio do Ofício nº de 28 de janeiro de 2022, cujos dados foram
encaminhados pela concessionária mediante o Ofício HP nº 29/20222, de 11 de março de 2022.
1 Documento SIC nº 48581.000224/2022-00.
2 Documento SIC nº 48513.007665/2022.

5. Em 22 de fevereiro de 2022, foi emitida a Nota Técnica nº 0007/2022-SRD/ANEEL3,
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
HIDROPAN, para os anos de 2023 a 2027.
6. Pelo Memorando nº 35/2022-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 de compra de energia que a distribuidora possui com a Rio
Grande Energia S/A. – RGE.
7. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, pelo
65/2022-SRD/ANEEL5,
Memorando nº de 23 de março de 2022, enviou a apuração das perdas
técnicas na distribuição da concessionária, consolidada pela Nota Técnica n° 17/2022-SRD/ANEEL
da mesma data.
8. Para fins de abertura da Consulta Pública, pelo Memorando nº 87/2022-SFF/ANEEL6,
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 HIDROPAN, os valores brutos
concernentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos
(ER), assim como o saldo acumulado de UDER referente ao período pré-DRAC.
9. Em 08 de abril de 2022, a SGT/ANEEL realizou reunião com os representantes da
HIDROPAN para discutir a proposta da revisão tarifária7. Já os representantes do conselho de
consumidores, embora previamente convocados para reunião, não compareceram nem justificaram
a ausência à reunião8
10. No dia 08 de abril de 2022, a proposta da revisão tarifária, para fins de abertura de
consulta pública, foi encaminhada à HIDROPAN e ao Conselho de Consumidores.
3 Documento SIC nº 48554.000441/2022.
4
Documento SIC nº 48580.000353/2022.
5 Documento SIC nº 48554.000690/2022.
6 Documento SIC nº 48536.001080/2022.
7 Documento SIC nº 48581.001148/2022.
8 Documento SIC nº 48581.001149/2022.

11. Por fim, por intermédio da Nota Técnica n° 41/2022–SGT/ANEEL9, de 11 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 HIDROPAN.
II – FUNDAMENTAÇÃO
12. A revisão das tarifas da HIDROPAN, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 18,17%, sendo de 21,08%, em média, para os consumidores conectados na alta
tensão e de 17,03%, 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) 21,08%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 17,03%
Efeito Médio AT+BT 18,17%
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL
14. O efeito médio de 18,17% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 14,94%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros
apurados no atual processo tarifário, com efeito tarifário de 1,67%; e (iii) da retirada dos
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente
revisão, representando 1,57% de efeito.
15. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuíram para o efeito
médio.
9 Documento SIC nº 48581.001153/2022.

18,17%
9,10%
5,92%
1,67% 1,57%
0,87%
0,01%
-0,97%

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 HIDROPAN

Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação

| Verificada (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 40.313.618 | 49.183.188 22,00% | 15,90% | 76,72% |  |
| Encargos Setoriais | 9.959.595 | 13.260.813 33,15% | 5,92% | 20,68% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 81.646 | 78.419 -3,95% | -0,01% | 0,12% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 6.788.755 | 9.491.313 39,81% | 4,85% | 14,80% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 856.736 | 801.843 -6,41% | -0,10% | 1,25% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 639.598 | 640.268 | 0,10% | 0,00% | 1,00% |
| PROINFA | 1.120.000 | 1.726.269 54,13% | 1,09% | 2,69% |  |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 472.860 | 522.701 10,54% | 0,09% | 0,82% |  |
| Custos de Transmissão | 5.757.856 | 6.244.393 | 8,45% | 0,87% | 9,74% |
| Rede Básica | 3.215.720 | 3.376.812 | 5,01% | 0,29% | 5,27% |
| Rede Básica Fronteira | 2.354.043 | 2.472.272 | 5,02% | 0,21% | 3,86% |
| Conexão | 188.093 | 395.309 110,17% | 0,37% | 0,62% |  |
| Custos de Aquisição de Energia | 24.559.219 | 29.633.588 20,66% | 9,10% | 46,22% |  |
| Receitas Irrecuperáveis | 36.949 | 44.394 20,15% | 0,01% | 0,07% |  |
| PARCELA B | 15.464.580 | 14.926.093 -3,48% | -0,97% | 23,28% |  |
| Custos Operacionais | 8.531.333 | 8.473.313 -0,68% | -0,10% | 13,22% |  |
| Anuidades | 1.658.022 | 1.604.579 -3,22% | -0,10% | 2,50% |  |
| Remuneração | 4.430.183 | 3.855.412 -12,97% | -1,03% | 6,01% |  |
| Depreciação | 1.702.016 | 1.782.987 | 4,76% | 0,15% | 2,78% |
| UD+ER+OR | (856.973) | (790.197) -7,79% | 0,12% | -1,23% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 55.778.198 | 64.109.281 | 14,94% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 929.750 | 1,67% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 1.430.834 | 2,57% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 640.434 | 1,15% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.072.623 | 3,72% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (31.332) | -0,06% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 502.469 | 0,90% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (146.953) | -0,26% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (354.771) | -0,64% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 19.713 | 0,04% |  |  |  |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 12.929 | 0,02% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (217.326) | -0,39% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular | (28.951) | -0,05% |  |  |  |
| Crédito de PIS/COFINS | (2.969.920) | -5,32% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,57%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 18,17%
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL
19. O reposicionamento econômico de 14,94% 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.
21. A Parcela A representa 76,72% dos custos da concessionária, cuja variação

identificada foi de 22,00%, representando um impacto tarifário 15,90%.
22. Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma
participação de 5,92%. Ressalta-se a previsão de aumento da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para
a distribuidora, cujo impacto foi de 4,85%.
23. 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.
24. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 9,10%. Contribuiu
especialmente para esse efeito a expectativa de aumento do custo associado ao contrato bilateral
de suprimento que a distribuidora possui com a distribuidora RGE, o que ocorrerá em junho,
também deste ano.
Perdas Regulatórias
25. 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 4,32% em relação à energia injetada, conforme informado pela SRD/ANEEL.
26. 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.
27. No caso da HIDROPAN, conforme regra definida no Submódulo 2.6A do Proret, foi
restabelecido como ponto de partida o percentual de 1,69% sobre o mercado de baixa tensão
medido, o que corresponde a 0,46% sobre o mercado de baixa tensão faturado, sem trajetória de
redução, ficando estabelecida a mesma taxa para a meta ao final do ciclo.

Receitas Irrecuperáveis
28. 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.
29. Na presente revisão, as receitas irrecuperáveis variaram 20,15% em relação aos
valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de 0,01% nas tarifas.
Custos da Parcela B
30. 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.
31. A Parcela B representa 23,28% dos custos da concessionária e apresentou uma
variação de -3,48%, o que representa um impacto tarifário de -0,97%.
32. 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.
33. No caso da HIDROPAN, 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.
34. 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.
35. A respeito da remuneração do capital, houve variação de -12,97% em relação aos
valores hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de -1,03%. A situação adveio
principalmente da base líquida identificada, em decorrência dos baixos investimentos realizados
pela HIDROPAN desde sua última revisão tarifária, cujo incremento foi de R$ 1,7 milhão, associada
à queda da taxa média de remuneração, comparada com a revisão de 2017. O Gráfico a seguir
demonstra os efeitos da variação na remuneração de capital.
- 1,16%
- 11,81%
100,0%
87,03%

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 4,76%, em comparação aos valores
contidos atualmente nas tarifas, o que representou um impacto de 0,15%. Este aumento se dá
principalmente em função da variação da taxa de depreciação (de 3,74% para 3,93%). O gráfico a
seguir demonstra esse efeito.

5,02%
- 0,26%
104,76%
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 -3,22%, com impacto de -0,10% 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.
5,02%
- 8,24%
100,0%
96,78%

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. Quanto às outras receitas (OR), estas 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. Quanto ao tratamento das receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de
Reativos, estas receitas entram 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 pré-DRAC informado pela SFF,
apurados no mês de fevereiro/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 0,12%.
Componentes Financeiros
43. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da HIDROPAN.
Tabela 3. Componentes Financeiros
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação

| CVA em processamento - Energia | 1.430.834 | 2,57% |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Transporte | 640.434 | 1,15% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.072.623 | 3,72% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (31.332) | -0,06% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 502.469 | 0,90% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (146.953) | -0,26% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (354.771) | -0,64% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 19.713 | 0,04% |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 12.929 | 0,02% |
| Conselho de Consumidores | (217.326) | -0,39% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | (28.951) | -0,05% |
| Crédito de PIS/COFINS | (2.969.920) | -5,32% |
| Total | 929.750 | 1,67% |

Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL

44. Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se os valores da CVA,
calculados pela concessionária, que totalizaram um impacto de 7,43%. 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 a antecipação dos créditos de
PIS/COFINS, solicitados pela distribuidora, no montante de R$ 2,9 milhões, para reversão aos
consumidores neste processo tarifário, cujo efeito foi de -5,32%.
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 1,07%.
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 HIDROPAN 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 -0,39%. 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 Revião, a ser aplicado nos reajustes
da HIDROPAN, 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 610.
Receitas
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA 2,7%
Custo de
Transmissão
Custo de
9,7%
Energia
Tributos
46,2% CDE
20,7% 17,1%
Custo de
Distribuição
Outros
23,3%
0,9%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL
Custo de Receitas
Transmissão Irrecuperáveis
0,0%
6,5%
Encargos
Setoriais
13,8%
ICMS
Tributos
Custo de 28,5%
33,2%
Energia
30,9%
Custo de
Distribuição
PIS/COFINS 4,7%
15,6%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL
10
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.

53. Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (82,61%) e as variações do IGP-M (144,91%) e do IPCA (82,66%)
no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 7.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
749,26
641,50
600,74 602,62
570,74
537,39 546,50
520,14
488,71 483,50
426,03
410,31
357,56
334,39
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
na Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST11.
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 5,45% no DEC e de 5,71% no FEC.
11 "Limites 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 físicoelétricos 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 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da HIDROPAN.
Fonte: Nota Técnica nº 0007/2022–SRD/ANEEL.
56. Para avaliar a consistência dos limites globais da HIDROPAN, apresenta-se, nos
Gráficos 9 e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Observa-se que os limites de DEC e FEC da HIDROPAN estão aderentes à realidade da região.
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 0007/2022–SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul
Fonte: Nota Técnica nº 0007/2022–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 HIDROPAN entre 2017 e 2021:
Tabela 4. Compensações efetuadas pela HIDROPAN.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2017 | 28.793 | 135.051,09 |
| --- | --- | --- |
| 2018 | 5.444 | 14.205,16 |
| 2019 | 3.996 | 36.273,90 |
| 2020 | 5.850 | 37.897,92 |
| 2021 | 12.694 | 115.539,31 |

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 086/2000.
IV – DISPOSITIVO
59. A partir de tais argumentos, considerando o que consta dos Processos nº
48500.003570/2021-80 e 48500.000834/2022-24, voto por instaurar consulta pública, entre 20 de
abril e 03 de junho de 2022, com reunião virtual em 12 de maio de 2022, para colher subsídios e
informações para aprimorar a proposta de Revisão Tarifária Periódica de 2022 da HIDROPAN -
Hidroelétrica Panambi 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)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor