REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 12225/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Estabelece os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da Centrais Elétricas de Carazinho S.A – Eletrocar, para o período 2023 a 2027.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-07-21
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.003569/2021-55 e 48500.004726/2021-40 (DEC e FEC)
INTERESSADO: ELETROCAR - Centrais Elétricas de Carazinho S/A.
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
ÁREAS RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos
Serviços de Distribuição – SRD
ASSUNTO Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da ELETROCAR - Centrais Elétricas de
Carazinho S/A., a vigorar a partir de 22/07/2022, 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.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição 084/2000, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da ELETROCAR - Centrais Elétricas de
Carazinho S/A., estabelece a data de 22 de maio de 2022 para a realização da Revisão Tarifária Periódica
da concessionária.
2. As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos
de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura
tarifária.
3. Em 8 de novembro de 2021, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 44/2021, o presente
processo foi distribuído a minha relatoria.
4. A Resolução Normativa nº 1.0081, de 15 de março de 2022, dispôs sobre a Conta Escassez
Hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE.
5. Em 19 de abril de 2022, durante a 13ª RPO da Diretoria Colegiada da ANEEL, o resultado
preliminar da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Eletrocar foi apresentado, sendo instaurada a
Consulta Pública nº 018/2022, realizada entre 22 de abril de 2022 e 6 de junho de 2022, para colher
subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da
distribuidora.
1 Disponível em

6. Em 18 de maio de 2022, a ANEEL realizou Audiência Pública virtual na qual foram
apresentados o resumo da metodologia empregada nos processos de revisão tarifária, os resultados
preliminares da reposicionamento tarifário e os 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.
7. As contribuições à Consulta Pública nº 018/2022 foram analisadas e respondidas pela Nota
125/2022-SGT/ANEEL2,
Técnica nº de 14 de julho de 2022.
043/2022-SRD/ANEEL3,
8. Em 21 de junho de 2022, foi emitida a Nota Técnica nº que
apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para a proposta de estabelecimento dos limites
dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Eletrocar, para
os anos de 2023 a 2027.
9. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista o processo de desestatização da Eletrobrás
indicado na Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, a Diretoria Colegiada da ANEEL 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 Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL4, de 20 de junho de 2022, sendo instituída,
portanto, a CDE Modicidade Eletrobrás.
10. Em 27 de junho de 2022, foi sancionada a Lei nº 14.385/2022, que disciplina a devolução
aos consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais que versam sobre a
retirada do ICMS da base do PIS/COFINS.
11. Na mesma data, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
enviou, por meio do Memorando nº 044/2022-SRD/ANEEL5, informações das perdas na distribuição da
Eletrocar a serem utilizadas nesta versão final da revisão da concessionária.
12. Em 28 de junho de 2022, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF
enviou, por meio do Memorando nº 178/2022-SFF/ANEEL6, os valores solicitados para a composição da
Base de Remuneração preliminar, assim como os valores apurados de Outras Receitas, Ultrapassagem de
Demanda e Excedente de Reativos.
13. Em 08 de julho de 2022, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF
enviou por meio do Memorando nº 188/2022-SFF/ANEEL7, a Nota Técnica n° 116/2022-SFF/ANEEL8 que
apresentou os valores da Base de Remuneração Regulatória (BRR) validados.
2 Documento SIC nº 48581.001917/2022.
3
Documento SIC nº 48554.001363/2022
4 Documento SIC nº 48581.001709/2022.
5 Documento SIC nº 48554.001381/2022.
6 Documento SIC nº 48536.002347/2022.
7 Documento SIC nº 48536.002463/2022.
8
Documento SIC nº 48536.002462/2022.

14. Em 11 de julho de 2022, a SGT realizou reunião virtual com os representantes da Eletrocar
para discutir a proposta da revisão tarifária. Em 14 de julho de 2022 esta superintendência realizou
reunião similar com o Conselho de Consumidores da distribuidora.
15. Em 11 de julho de 2022, a proposta preliminar da revisão tarifária foi encaminhada à
Eletrocar e ao Conselho de Consumidores. Senda retificada e reenviada no dia 14 de julho de 2022 para a
distribuidora e seu conselho.
16. Por fim, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica n°
126/2022–SGT/ANEEL9,
de 14 de julho de 2022, consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da
Eletrocar.
17. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
18. A revisão das tarifas da Eletrocar, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de -4,24%, sendo de -8,21%, em média, para os consumidores conectados na alta tensão e
de -2,82%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
19. 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) -8,21%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -2,82%
Efeito Médio AT+BT -4,24%
20. O efeito médio de -4,24% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas
A e B, com efeito tarifário de 10,89%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de -13,08%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, representando -2,05%
de efeito.
21. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuíram para o efeito médio.
9 Documento SIC nº 48581.001918/2022

6,18%
4,78%
2,13%
-0,01%
-2,18% -2,05%
-4,24%
-13,08%

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
22. Segundo a área técnica, a diferença de efeitos de 5,38% entres os grupos tarifários A e B se
deve basicamente a alteração das tarifas de referência (estrutura tarifária) calculadas nos processos de
revisão e aos itens de custo (natureza: TE ou TUSD).
23. Quanto à estrutura tarifa explica-se que houve dois movimentos que leveram a este
impacto: i) maior responsabilidade de demanda (kW) para os consumidores de BT nas redes da
distribuidora e; ii) redução do mercado de energia (MWh) destes consumidores. Quanto aos custos
destaca-se o aumento do mix de compra e a CVA - Energia; que têm impacto mais expressivo sobre os
consumidores cativos (totalidade dos clientes conectados em BT).
24. 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.
25. A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores
atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para o efeito
médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária.

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da Eletrocar

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 61.434.999 | 73.702.123 | 20,0% | 13,08% | 70,9% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 17.293.614 | 23.091.402 | 33,5% | 6,18% | 22,2% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 142.481 | 135.866 | -4,6% | -0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 11.015.527 | 16.244.058 | 47,5% | 5,57% | 15,6% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 1.194.050 | 1.142.574 | -4,3% | -0,05% | 1,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 1.231.101 | 1.286.312 | 4,5% | 0,06% | 1,2% |
| CDE Modicidade Eletrobrás | - | (2.730.000) | 0,0% | -2,91% | -2,6% |
| Encargos Serviços do Sistema(ESS) e Energia Reserva(EER) | 1.099.414 | 3.540.155 222,0% | 2,60% | 3,4% |  |
| PROINFA | 1.796.503 | 2.752.850 | 53,2% | 1,02% | 2,6% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 814.538 | 719.587 | -11,7% | -0,10% | 0,7% |
| Custos de Transmissão | 10.903.636 | 15.387.449 | 41,1% | 4,78% | 14,8% |
| Rede Básica | 5.023.573 | 7.372.779 | 46,8% | 2,50% | 7,1% |
| Rede Básica Fronteira | 2.271.319 | 2.224.973 | -2,0% | -0,05% | 2,1% |
| MUST Itaipu | 664.684 | 666.778 | 0,3% | 0,00% | 0,6% |
| Transporte de Itaipu | 638.201 | 952.523 | 49,3% | 0,34% | 0,9% |
| Conexão | 2.305.858 | 4.170.397 | 80,9% | 1,99% | 4,0% |
| Custos de Aquisição de Energia | 33.175.104 | 35.171.215 | 6,0% | 2,13% | 33,8% |
| Receitas Irrecuperáveis | 62.645 | 52.057 | -16,9% | -0,01% | 0,1% |
| PARCELA B | 32.369.380 | 30.321.573 | -6,3% | -2,18% | 29,1% |
| Custos Operacionais | 18.565.014 | 18.225.769 | -1,8% | -0,36% | 17,5% |
| Anuidades | 3.040.061 | 3.071.290 | 1,0% | 0,03% | 3,0% |
| Remuneração | 9.473.332 | 8.057.081 | -14,9% | -1,51% | 7,7% |
| Depreciação | 3.104.330 | 3.019.884 | -2,7% | -0,09% | 2,9% |
| UD+ER+OR | (1.813.358) | (2.052.452) | 13,2% | -0,25% | -2,0% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 93.804.379 104.023.696 | 10,89% | 100% |  |  |

| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (12.270.937) | -13,08% |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 4.108.122 | 4,38% |
| CVA em processamento - Transporte | 1.022.908 | 1,09% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 5.469.967 | 5,83% |
| CVA CDE Covid | 159.335 | 0,17% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 324.328 | 0,35% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (75.520) | -0,08% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 201.640 | 0,21% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (463.992) | -0,49% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 3.357 | 0,00% |
| Neutralidade Encargo CDE Covid | 3.864 | 0,00% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (296.958) | -0,32% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 3.103.897 | 3,31% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (4.877.309) | -5,20% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (19.510) | -0,02% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (3.729) | 0,00% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 1.480 | 0,00% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 634.418 | 0,68% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (383.562) | -0,41% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (267.277) | -0,28% |
| Conselho de Consumidores | (242.826) | -0,26% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (51.244) | -0,05% |
| Crédito de PIS/COFINS | (19.427.552) | -20,71% |
| Empréstimo Escassez Hídriíca - Imp (jul-ago/21) | (342.496) | -0,37% |
| Empréstimo Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária | (852.278) | -0,91% |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,05%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -4,24%
26. O reposicionamento econômico de 10,89% é derivado das variações de custos das Parcelas
A e B.
Parcela A
27. 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 70,9% dos custos da concessionária, cuja variação
identificada foi de 20,0%, representando um impacto tarifário 13,08%.
28. Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma participação
de 6,18%. Destacam-se positivamente: i) o aumento da nova cota de CDE (Uso) de 2022, impacto de
5,57%, em função, principalmente, do aumento dios consumidores beneficiados com a tarifa social e do
aumento dos custos referentes a CCC (devido o aumento do custo dos combustíveis); ii) o aumento dos
Encargos de Serviço de Sistema e de Energia Reserva (ESS/EER), impacto de 2,60%. Em contrapartida, a
inclusão da CDE Modicidade Eletrobrás resultou num efeito de -2,91%; conforme proposta preliminar de
regulamentação disposta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL.
29. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 4,78%. Sobre essa

aumento, vale destacar o aumento nos custos de Rede Básica, efeito de 2,50%, devido as 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, conforme as REH nº 3.066/2022 e REH nº
3.067/2022. Adicionalmente, destaca-se o aumento nos custos de Conexão, efeito de 1,99%, advindo,
principalmente, da entrada, em julho de 2021, de novo módulo referentes as Demais Instalações de
Transmissão – DIT de uso exclusivo da Eletrocar.
30. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 2,13%. Contribuiu para a
variação positiva: i) os Contratos Bilateral e de Suprimento, efeito de 1,12%; ii) dos Contratos de Cotas de
Garantia Física (CCGF) que tiveram seus montantes reduzidos e seu preço majorado em função da
adequação das garantias físicas de algumas usinas cotistas e da redução dos montantes das cotas das
usinas da Eletrobras a partir de 2023, efeito de 1,67%. Por outro lado, a energia associada a cota de Itaipu
sofreu redução em função da queda do dólar comparado ao processo do ano anterior, efeito de -1,44%.
Perdas Regulatórias
31. As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist,
resultando no valor de 5,24% em relação à energia injetada, conforme informado pela SRD/ANEEL.
Ressalta-se que as informações encaminhadas pela Eletrocar não permitiram à SRD proceder ao cálculo
das perdas na distribuição por meio da aplicação do método de estudo de fluxo de potência. Assim foram
definidas, nesta versão preliminar, as perdas técnicas com base nos últimos processos de revisão tarifária
da concessionária.
32. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória de
perdas é estabelecido por meio da ponderação entre a meta do ciclo anterior e as perdas reais da
concessionária (média de 3 anos). Já o ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o
desempenho da distribuidora com outras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de
vista de combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores.
33. No caso da Eletrocar, conforme regra definida no Submódulo 2.6 do Proret, observando o
ponto de partida, foi estabelecido para 2022 o valor de 1,70% sobre o mercado de baixa tensão faturado,
ficando estabelecida como meta o valor de 1,61% ao final do ciclo.
Receitas Irrecuperáveis
34. 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.
35. Na presente revisão, as receitas irrecuperáveis variaram -16,9% em relação aos valores hoje
contidos nas tarifas, com impacto de -0,01% nas tarifas.
Custos da Parcela B

36. 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 representa 29,1% dos custos da concessionária e apresentou uma variação de -
6,3%, o que representa um impacto tarifário de -2,18%.
37. 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.
38. No caso da Eletrocar, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa dentro do
intervalo definido pelo método de benchmarking, assim não haverá redução ao longo do próximo ciclo
tarifário, sendo o componente T do Fator X calculado em 0,0%.
39. 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.
40. A respeito da remuneração do capital, houve variação de -14,9% em relação aos valores
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de -1,51%. A situação adveio
principalmente da redução da Base de Remuneração Líquida, em decorrência dos investimentos
realizados pela Eletrocar desde sua última revisão tarifária, comparada com a revisão de 2017 (atualizada
ao longo do ciclo anterior), além da redução da taxa de remuneração (WACC). O Gráfico 2 demonstra os
efeitos da variação na remuneração de capital.

- 1,0%
- 13,9%
100,0%
85,1%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
41. A quota de reintegração regulatória variou de -2,7% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de -0,09% nas tarifas. Este efeito se dá em função
do aumento da Base de Remuneração Bruta, comparada com a revisão de 2017 (atualizada ao longo do
ciclo anterior) e da variação negativa da taxa de depreciação. O Gráfico 3 demonstra ambos os efeitos.
2,7%
- 5,4%
100,0% 97,3%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
42. A cobertura para anuidades variou 1,0% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas,
com impacto de 0,03% na revisão. Esse resultado proveio do aumento da Base de Anuidade Regulatória
(BAR), suavisado pela diminuição do WACC, variáveis das quais o cálculo das anuidades depende.

4,9%
- 3,9%
100,0% 101,0%

Anuidades Efeito Efeito Base de Anuidades
Processo Anterior WACC Anuidades Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades
43. Quanto às outras receitas (OR), referem-se a receitas de atividades relacionadas com a
concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser classificadas
em duas categorias, conforme sua natureza: "receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia
elétrica", que são as relativas aos serviços cobráveis; e "receitas de atividades acessórias", que são
atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e
risco das concessionárias.
44. A Resolução Normativa nº 1000/2021 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), sendo que ambas as receitas são contabilizadas como redutoras da Parcela
B.
45. Assim, o efeito tarifário referente a outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e
Excedente de Reativos nesta revisão tarifária foi no total de -0,25%.
Componentes Financeiros
46. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da Eletrocar.

Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 4.108.122 | 4,38% |
| CVA em processamento - Transporte | 1.022.908 | 1,09% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 5.469.967 | 5,83% |
| CVA CDE Covid | 159.335 | 0,17% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 324.328 | 0,35% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (75.520) | -0,08% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 201.640 | 0,21% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (463.992) | -0,49% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 3.357 | 0,00% |
| Neutralidade Encargo CDE Covid | 3.864 | 0,00% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (296.958) | -0,32% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 3.103.897 | 3,31% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (4.877.309) | -5,20% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (19.510) | -0,02% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (3.729) | 0,00% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 1.480 | 0,00% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 634.418 | 0,68% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (383.562) | -0,41% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (267.277) | -0,28% |
| Conselho de Consumidores | (242.826) | -0,26% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (51.244) | -0,05% |
| Crédito de PIS/COFINS | (19.427.552) | -20,71% |
| Emprésttimo Escassez Hídriíca - Imp (jul-ago/21) | (342.496) | -0,37% |
| Empréstimo Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária | (852.278) | -0,91% |
| Total | (12.270.937) | -13,08% |

47. Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se positivamente: i) a CVA –
Encargos Setoriais, efeito de 5,83%, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito
ao longo de 2021, bem como do aumento do encargo de CDE Uso para o ano de 2022 em relação à
cobertura considerada no RTA de 2021; ii) CVA em processamento - Energia, com efeito de 4,38%, sendo
que os impactos mais significativos foram as exposições ao MCP relacionadas ao risco hidrológico dos
CCGF, Itaipu e dos CCEAR-Q repactuados.
48. Quanto os financeiros negativos, destacam-se: i) os créditos de PIS/COFINS e ii) o
empréstimo setorial referente à Escassez Hídrica. Estas componentes estão detalhadas a seguir.
49. Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência sobre
ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em Consulta Pública
nº 05/2021. No entanto, a Lei nº 14.385/2022, publicada em 28 de junho de 2022, disciplinou a devolução
de valores de tributos recolhidos a maior pelas prestadoras do serviço público de distribuição de energia
elétrica.

50. A Lei estabelece no caput do art. 3º-B o comando para a destinação integral aos usuários
do serviço os créditos de PIS/COFINS. Ainda, no seu parágrafo 1º, consta que a destinação será do valor
total do crédito utilizado em compensação perante a Secretaria da Receita Federal do Brasil, acrescido de
juros, além dos valores a serem compensados até o processo tarifário subsequente, conforme projeção
da ANEEL.
51. Desse modo, foi incluído o componente financeiro contemplando: (i) o valor total do
crédito utilizado até a data-base do processo tarifário, (ii) os valores dos créditos a serem compensados
até o processo tarifário subsequente, descontando-se, entretanto, os tributos incidentes e os valores que
foram repassados diretamente aos consumidores em virtude de decisões administrativas ou judiciais.
Para Eletrocar os referidos itens atualizados totalizaram R$ 19.427.551,69, resultando em impacto
de -20,71%.
52. Nos termos do Decreto nº 10.939/2022, da Resolução nº 2/2021 da CREG e da Medida
Provisória nº 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear medidas de
combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi aprovada a partir da
Resolução Normativa nº 1.008/2022, de 15 de março de 2022.
53. O Despacho nº 1.177/2022, de 3 de maio de 2022, indicou a data de 9 de maio para fixar
os valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e
permissionárias de distribuição de energia elétrica, referentes aos montantes de recursos solicitados nos
Termos de Aceitação às disposições do Decreto nº 10.939/2022. Para Eletrocar foi repassado o valor
atualizado de R$ 1,194.774,35, sendo considerado como componente financeiro negativo, atenuando o
efeito do atual processo tarifário em 1,27%.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
54. 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.
55. 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.
56. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma
distribuidora em função da produtividade média do setor, do crescimento anual do mercado e do número
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta fase da Revisão
foi de 0,61%.
57. O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses
custos ao longo do ciclo tarifário. E como a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está
dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, o componente T a ser aplicado nos reajustes
subsequentes da Eletrocar foi de 0,00%.

58. 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 2020 e 2021, resultando em 1,21%. Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na
prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas
praticadas.
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão
59. A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida no efeito médio a ser percebido pelos
consumidores entre a proposta da Consulta Pública e o resultado da revisão tarifária.
Tabela 4. Comparação da Proposta da CP 018/2022 e a Final

CP 18/2022 Final CP 18/2022 Final CP 018/2022
Final Efeito

Descrição Receita Receita Receita Receita Efeito na na Revisão Variação
Verificada Verificada Requerida Requerida Revisão Total
%

| (R$) | (R$) | (R$) | (R$) | % |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 64.583.949 61.434.999 72.709.946 73.702.123 | 8,26% | 13,08% | 4,82% |  |  |  |
| Encargos Setoriais | 18.059.443 17.293.614 24.185.941 23.091.402 | 6,23% | 6,18% | -0,05% |  |  |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 148.669 | 142.481 | 143.388 | 135.866 | -0,01% | -0,01% | 0,00% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 11.472.930 11.015.527 15.476.290 16.244.058 | 4,07% | 5,57% | 1,51% |  |  |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TUS 1.243.631 1.194.050 1.142.574 1.142.574 | -0,10% | -0,05% | 0,05% |  |  |  |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TE) 1.303.431 1.231.101 1.286.312 1.286.312 | -0,02% | 0,06% | 0,08% |  |  |  |  |
| CDE Modicidade Eletrobrás | - | - | - | (2.730.000) | 0,00% | -2,91% | -2,91% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 1.164.007 1.099.414 2.460.649 3.540.155 | 1,32% | 2,60% | 1,28% |  |  |  |
| PROINFA | 1.867.406 1.796.503 2.752.850 2.752.850 | 0,90% | 1,02% | 0,12% |  |  |  |
| P&D, Efic.Energ | 859.370 | 814.538 | 923.879 | 719.587 | 0,07% | -0,10% | -0,17% |
| Custos de Transmissão | 11.372.566 10.903.636 11.673.684 15.387.449 | 0,31% | 4,78% | 4,47% |  |  |  |
| Rede Básica | 5.228.768 5.023.573 5.420.952 7.372.779 | 0,20% | 2,50% | 2,31% |  |  |  |
| Rede Básica Fronteira | 2.364.096 2.271.319 2.226.699 2.224.973 | -0,14% | -0,05% | 0,09% |  |  |  |
| MUST Itaipu | 703.736 | 664.684 | 738.176 | 666.778 | 0,03% | 0,00% | -0,03% |
| Transporte de Itaipu | 675.697 | 638.201 | 888.234 | 952.523 | 0,22% | 0,34% | 0,12% |
| Conexão | 2.400.268 2.305.858 2.399.623 4.170.397 | 0,00% | 1,99% | 1,99% |  |  |  |
| Custo de Aquisição de Energia | 35.086.660 33.175.104 36.781.563 35.171.215 | 1,72% | 2,13% | 0,41% |  |  |  |
| Receitas Irrecuperáveis | 65.281 | 62.645 | 68.757 | 52.057 | 0,00% | -0,01% | -0,01% |
| PARCELA B | 33.816.114 32.369.380 32.503.829 30.321.573 | -1,33% | -2,18% | -0,85% |  |  |  |
| Custos Operacionais | 19.394.768 18.565.014 18.981.088 18.225.769 | -0,42% | -0,36% | 0,06% |  |  |  |
| Anuidades | 3.175.935 3.040.061 3.014.819 3.071.290 | -0,16% | 0,03% | 0,20% |  |  |  |
| Remuneração | 9.896.738 9.473.332 8.835.444 8.057.081 | -1,08% | -1,51% | -0,43% |  |  |  |
| Depreciação | 3.243.077 3.104.330 3.385.178 3.019.884 | 0,14% | -0,09% | -0,23% |  |  |  |
| OR, UD e ER | (1.894.405) (1.813.358) (1.712.701) (2.052.452) | 0,18% | -0,25% | -0,44% |  |  |  |
| Reposicionamento Tarifário | 98.400.063 93.804.379 105.213.775 104.023.696 | 6,92% | 10,89% | 3,97% |  |  |  |

| Componentes Financeiros do Processo Atual | 8.720.221 (12.270.937) | 8,86% | -13,08% -21,94% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 7.353.879 4.108.122 | 7,47% | 4,38% | -3,09% |  |
| CVA em processamento - Transporte | 1.059.948 1.022.908 | 1,08% | 1,09% | 0,01% |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 5.325.624 5.469.967 | 5,41% | 5,83% | 0,42% |  |
| CVA CDE Covid | 155.977 | 159.335 | 0,16% | 0,17% | 0,01% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 39.864 | 324.328 | 0,04% | 0,35% | 0,31% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.044.544 | (75.520) | 1,06% | -0,08% | -1,14% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (242.881) | 201.640 | -0,25% | 0,21% | 0,46% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (623.449) | (463.992) | -0,63% | -0,49% | 0,14% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 12.773 | 3.357 | 0,01% | 0,00% | -0,01% |
| Neutralidade Encargo CDE Covid | (39.563) | 3.864 | -0,04% | 0,00% | 0,04% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (293.441) | (296.958) | -0,30% | -0,32% | -0,02% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 4.305.551 3.103.897 | 4,38% | 3,31% | -1,07% |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (4.861.277) (4.877.309) | -4,94% | -5,20% | -0,26% |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (16.335) | (19.510) | -0,02% | -0,02% | 0,00% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (3.122) | (3.729) | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 1.239 | 1.480 | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 634.964 | 634.418 | 0,65% | 0,68% | 0,03% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (382.590) | (383.562) | -0,39% | -0,41% | -0,02% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (266.382) | (267.277) | -0,27% | -0,28% | -0,01% |
| Conselho de Consumidores | (239.084) | (242.826) | -0,24% | -0,26% | -0,02% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (51.244) | (51.244) | -0,05% | -0,05% | 0,00% |
| Crédito de PIS/COFINS | (3.000.000) (19.427.552) | -3,05% | -20,71% -17,66% |  |  |
| Empréstimo Escassez Hídriíca - Imp (jul-ago/21) | (342.496) | (342.496) | -0,35% | -0,37% | -0,02% |
| Empréstimo Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária | (852.278) | (852.278) | -0,87% | -0,91% | -0,04% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -2,65% | -2,05% | 0,60% |  |  |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 13,14% | -4,24% -17,37% |  |  |  |

60. As maiores diferenças entre a versão final e a da consulta pública ocorreram
principalmente nos Custos de Transporte (efeito de 4,47%) e nos Componentes Financeiros (efeito de -
21,94%); além do aumento do efeito médio em função da redução da Receita Verificada ocasionada pela
queda do mercado de referência, esta redução ocasionou um aumento no impacto tarifário de 5,20%.
61. Para os Custos de Transporte, a diferença se deve: i) pelo aumento dos custos de Rede
Básica e Rede Básica Fronteira, efeito de 2,40%, resultado das novas Tarifas de Uso dos Sistemas de
Transmissão (TUST) e Receita Anual Permitida (RAP); ii) pelo aumento nos custos de Conexão, efeito de
1,99%, advindo, principalmente, da entrada, em julho de 2022, de novo módulo referente as Demais
Instalações de Transmissão (DIT) de uso exclusivo da Eletrocar.
62. Quanto aos Componentes Financeiros, a diferença se deve principalmente entre a
diferença entre o financeiro referente aos créditos de PIS/COFINS. Quando da deliberação do processo
na versão da CP 018/2022 ainda não havia sido publicada a Lei nº 14.358, que disciplinou a devolução
destes tributos recolhidos a maior pelas distribuidoras de energia elétrica, efeito de negativo de 17,66%.
Participação dos Segmentos de Custos na Revisão Tarifária
63. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 610.
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.

Custo de
Receitas
Transmissão
14,8% Irrecuperáveis
Custo de
0,1%
Energia PROINFA
2,6%
33,8%
CDE
15,3%
Encargos
22,2%
ESS/EER
3,4%
Custo de
Outros
Distribuição
0,8%
29,1%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Encargos
Receitas
Custo de
Setoriais;
Irrecuperáveis;
Transmissão; 15,8%
0,0%
10,5%
ICMS;
Custo de 24,8%
Energia;
24,1%
Tributos;
28,8%
PIS/COFINS;
Custo de 4,0%
Distribuição;
20,7%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Evolução Tarifa Residencial – B1
64. Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (38,4%) e as variações do IGP-M (145,5%) e do IPCA (85,5%) no mesmo
período, conforme demonstrado no Gráfico 7.

B1 - Residencial
IGPM
IPCA
582,68 582,71

546,51 561,45 560,74
527,91 504,70 541,57
411,19 454,22 448,87
405,02
344,90
331,84
Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Revisão

2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
65. 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
PRODIST11.
Módulo 8 do
11 "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."

66. Nos Gráficos 9 e 10 são apresentados o histórico de apuração de DEC e FEC, os limites
globais propostos pela ANEEL na CP nº 018/2022, 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 4,00% no DEC e de 5,45% no FEC.
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos do ELETROCAR.
Fonte: Nota Técnica nº 043/2022-SRD/ANEEL.

Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos do ELETROCAR.
Fonte: Nota Técnica nº 043/2022-SRD/ANEEL.
67. Para avaliar a consistência dos limites globais da Eletrocar, apresenta-se, nos Gráficos 11 e
12, uma comparação entre os limites propostos para a Eletrocar 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 10. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 043/2022-SRD/ANEEL.
Gráfico 11. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.

Fonte: Nota Técnica nº 043/2022-SRD/ANEEL.
68. 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 pela Eletrocar entre 2017 e 2021:
Tabela 4. Compensações efetuadas pela Eletrocar
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

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

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
69. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.;
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009;
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret;
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional – Prodist;
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição 084/2000.
IV – DISPOSITIVO
70. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 084/2000 e no que constam
dos Processos nº 48500.003569/2021-55 e 48500.004726/2021-40, voto no sentido de aprovar o
resultado da revisão tarifária periódica de 2022 da ELETROCAR - Centrais Elétricas de Carazinho S/A., na
forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de:
a) homologar o resultado da revisão tarifária periódica, a vigorar a partir de 22/07/2022,
que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -4,24%, sendo de -
8,21%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -2,82%, 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 à Eletrocar, de
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
d) definir os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
e) fixar o componente T do Fator X em 0,00%;
f) fixar os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2023 a
2027 a serem observados pela Eletrocar; e
g) 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 5,2443% 5,2443% 5,2443% 5,2443%
Perdas Não Técnicas sobre Mercado 1,6738% 1,6488% 1,6267% 1,6071%
Brasília, 19 de julho de 2022
(assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor