REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3071/2022
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 Hidropan Distribuição de Energia S.A - Hidropan.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-07-21
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.003570/2021-80 e 48500.000834/2022-24
INTERESSADO: Hidropan Distribuição de Energia S.A. – Hidropan
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos
Serviços de Distribuição – SRD
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Hidropan Distribuição de Energia S.A. –
Hidropan, 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, após
conclusão da fase da Consulta Pública nº 014/2022.
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 Distribuição de Energia S.A.
(Hidropan), 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 19 de abril de 2022, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública nº
14/2022 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária da distribuidora. O
período de contribuições ocorreu entre 20/04/2022 e 03/06/2022, com a Audiência Pública, por
videoconferência, realizada em 12 de maio 2022. Todavia, não houve contribuições para qualquer tema
desta Consulta Pública1.
4. Pela Nota Técnica nº 0038/2022-SRD/ANEEL2, de 10 de junho de 2022, a Superintendência
de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD) apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada
para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos de unidades
consumidoras da Hidropan, para os anos de 2023 a 2027.
1 48542.002493/2022-00.
2 48554.001245/2022-00.

5. Já pelo Memorando nº 159/2022-SRD/ANEEL3, de 21 de junho de 2022, a SRD
disponibilizou o percentual de perdas técnicas na distribuição a ser considerado no cálculo final da revisão
da HIDROPAN.
6. As informações concernentes à validação de pagamentos da Parcela A, Garantias
Financeiras, Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos da distribuidora foram
prestadas pelo Memorando nº 172/2022-SFF/ANEEL4, de 24 de junho de 2022.
7. Em 28 de junho de 2022, foi publicada a Lei nº 14.385/2022, que disciplina a devolução,
aos consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados às ações judiciais que versam sobre a
retirada do ICMS da base do PIS/COFINS.
8. Em 07 de julho de 2022, foram realizadas reuniões com os representantes da distribuidora
e com o Conselho de Consumidores5.
9. A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF), por intermédio do
Memorando nº 189/2022-SFF/ANEEL6, de 08 de julho de 2022, validou os dados para a composição da
Base de Remuneração da distribuidora.
10. Em 14 de julho de 2022, foram encaminhadas, via e-mail, as planilhas finais de proposta de
cálculo à HIDROPAN e ao conselho de consumidores7.
11. Por fim, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT), por intermédio da Nota Técnica nº
127/2022-SGT/ANEEL8,
de 14 de julho de 2022, consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da
Hidropan.
II – FUNDAMENTAÇÃO
12. A revisão das tarifas da Hidropan, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -5,67%, sendo de 10,13%, em média, para os
consumidores conectados na alta tensão e de -12,14%, em média, para os consumidores conectados na
baixa tensão.
13. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na tabela 1.
3
48554.001361/2022-00.
4 48536.002314/2022-00.
5
48581.001853/2022-00.
6 48536.002465/2022-00.
7 48581.001922/2022-00.
8 48581.001920/2022-00.

Tabela 1. Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 10,13%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -12,14%
Efeito Médio AT+BT -5,67%
14. 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.
15. Segundo a SGT, a diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos
itens de custos que compõem a tarifa e as novas 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, destaca-se que houve
um aumento expressivo nos custos médios dos ativos utilizados para atender os consumidores do
subgrupo A4, provocando um maior efeito para esses consumidores.
16. O efeito médio de -5,67% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas
A e B, com efeito tarifário de 9,57%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de -14,73%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de -0,51%.
17. Detaca-se que a Hidropan, por possuir mercado de energia inferior a 350 GWh (trezentos
e cinquenta gigawatts-hora) anuais, é elegivel para obtenção da subvenção econômica de que trada a Lei
nº 14.299, de 5 janeiro de 2022. Todavia, tendo em vista que as tarifas de uso do sistema de distribuição
(TUSD) da RGE, 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, a Hidropan não
se enquadra ao dispositivo legal.
18. O gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.

6,87%
5,63%
0,19%
-0,01% -0,51%
-3,11%
-5,67%
-14,73%

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
19. 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.
20. 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 Revisão na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 39.316.906 | 44.427.566 13,00% | 9,38% | 74,43% |  |
| Encargos Setoriais | 9.851.465 | 13.594.468 37,99% | 6,87% | 22,77% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 80.094 | 78.462 -2,04% | 0,00% | 0,13% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 6.732.895 | 9.962.171 47,96% | 5,93% | 16,69% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 849.686 | 801.843 -5,63% | -0,09% | 1,34% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 616.556 | 640.268 | 3,85% | 0,04% | 1,07% |
| PROINFA | 1.112.730 | 1.726.269 55,14% | 1,13% | 2,89% |  |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 459.504 | 385.456 -16,11% | -0,14% | 0,65% |  |
| Custos de Transmissão | 5.718.802 | 8.784.972 53,62% | 5,63% | 14,72% |  |
| Rede Básica | 3.193.899 | 4.439.052 38,99% | 2,29% | 7,44% |  |
| Rede Básica Fronteira | 2.338.088 | 3.663.381 56,68% | 2,43% | 6,14% |  |
| Conexão | 186.814 | 682.539 265,36% | 0,91% | 1,14% |  |
| Custos de Aquisição de Energia | 23.710.176 | 22.015.772 -7,15% | -3,11% | 36,88% |  |
| Receitas Irrecuperáveis | 36.463 | 32.354 -11,27% | -0,01% | 0,05% |  |
| PARCELA B | 15.161.695 | 15.266.236 | 0,69% | 0,19% | 25,57% |
| Custos Operacionais | 8.364.240 | 8.318.597 -0,55% | -0,08% | 13,94% |  |
| Anuidades | 1.625.548 | 1.702.592 | 4,74% | 0,14% | 2,85% |
| Remuneração | 4.343.415 | 4.144.115 -4,59% | -0,37% | 6,94% |  |
| Depreciação | 1.668.680 | 1.942.201 16,39% | 0,50% | 3,25% |  |
| UD+ER+OR | (840.188) | (841.268) 0,13% | 0,00% | -1,41% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 54.478.601 | 59.693.803 | 9,57% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (8.022.788) | -14,73% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 937.383 | 1,72% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 470.170 | 0,86% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.250.414 | 4,13% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 21.589 | 0,04% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 16.803 | 0,03% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (222.516) | -0,41% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (452.972) | -0,83% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 15.166 | 0,03% |  |  |  |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 13.297 | 0,02% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (296.739) | -0,54% |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (35.000) | -0,06% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes | (56.783) | -0,10% |  |  |  |
| Crédito de PIS/COFINS | (10.683.599) | -19,61% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -0,51%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -5,67%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT
21. O reposicionamento econômico de 9,57% é derivado das variações de custos da Parcela A
e da Parcela B.
Parcela A
22. 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 74,43% dos custos da concessionária, com impacto
tarifário de 9,38%.

23. Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 6,87%, com destaque para a
previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para a distribuidora, cujo efeito foi de 5,93%.
24. Quanto aos custos de transmissão, estes impactaram a revisão em 5,63%, em decorrência
da 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, conforme Resoluções
Homologatórias nº 3.066 e nº 3.067, ambas de 12/07/2022.
25. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a uma
variação no efeito médio de -3,11%, com destaque para redução da tarifa de suprimento da RGE,
constante da REH 3.045/2022, cujo impacto foi de -3,19%.
Perdas Regulatórias
26. 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 Nota Técnica nº 17/2022SRD/ANEEL.
27. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis.
28. No caso da HIDROPAN, o ponto de partida foi estabelecido em 0,49% sobre o mercado de
baixa tensão faturado, sem trajetória de redução, ficando estabelecida a mesma taxa ao final do ciclo.
Custos da Parcela B
29. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela
distribuidora. A Parcela B variou 0,69% em relação ao processo anterior, impactando em 0,19% o processo
tarifário.
30. 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.
31. 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. No entanto, o conjunto do índice de produtividade
contribuiu para uma redução neste processo, cujo impacto foi de -0,08%.
32. 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.
33. A remuneração do capital variou -4,59%, em relação aos valores hoje existentes nas tarifas,
o que representou impacto tarifário de -0,37%. A situação adveio da base líquida identificada associada à
queda da taxa média de remuneração. O gráfico 2 demonstra os efeitos da remuneração de capital.
- 1,21%
-3,38%
100,0%
95,41%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
34. A quota de reintegração regulatória variou 16,39%, em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto de 0,50%. Este aumento se dá em função da variação da base
bruta e da elevação da taxa de depreciação (de 3,74% para 3,90%). Note o gráfico seguinte.
12,17%
4,22%
116,39%
100,0%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração

35. A cobertura para anuidades variou 4,74%, com impacto de 0,14% na revisão. Esse resultado
tem como principal efeito da variação do WACC no ciclo tarifário, parâmetro regulatório adotado para o
cálculo das anuidades. O gráfico abaixo demonstra esse efeito.
5,02%
-0,28%
100,0% 104,74%

Anuidades Efeito Efeito Base de Anuidades
Processo Anterior WACC Anuidades Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades
36. As 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.
37. 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).
38. O efeito tarifário referente a ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras
receitas nesta revisão tarifária foi de 0,00%, já considerando as receitas extras de UDER identificadas entre
a data-base do laudo de ativos do 4º CRTP (janeiro/2017) e a data da DRAC da distribuidora
(fevereiro/2017).
Componentes Financeiros
39. O final da tabela 2 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão. Destacamse, com impacto positivo nas tarifas, os valores da CVA em processamento, com efeito agregado de 6,71%,
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.

40. Por outro lado, com efeito redutor, ressalta-se o financeiro relacionado aos créditos de
PIS/COFINS, em cumprimento às determinação contidas na Lei nº 14.385/2022. No presente processo
tarifário, os referidos créditos totalizaram R$ 10.683.598,70, resultando uma redução de 19,61% no efeito
médio.
Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de
melhoria da qualidade
41. 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.
42. 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 0,94%.
43. 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 Hidropan é de 0,00%.
44. 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 -0,39%.
Composição da receita da Distribuidora
45. Quanto a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora, com e sem tributos, são demonstrados nos Gráficos 5 e 69.
9
No Gráfico 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 6, foram considerados
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS,
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.

Receitas
Irrecuperáveis
0,1% PROINFA 2,9%
Custo de
Transmissão
14,7%
Custo de

Energia Encargos CDE
36,9% 22,8%
19,1%
Custo de
Distribuição
25,6%
Outros
0,8%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Receitas
Custo de
Irrecuperáveis
Transmissão
0,0%
10,4%
Encargos
Setoriais
16,1%
ICMS
Tributos 25,2%
Custo de
29,4%
Energia
26,0%
Custo de
Distribuição
18,0% PIS/COFINS 4,2%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão
46. A Tabela 3 ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada em consulta
pública e o resultado da revisão tarifária.

Tabela 3 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão
CP Final
Variação
Descrição Participação na Participação
Total
Revisão na Revisão

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 15,90% | 9,38% | -6,52% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 5,92% | 6,87% | 0,95% |
| Custos de Transmissão | 0,87% | 5,63% | 4,76% |
| Custo de Aquisição de Energia | 9,10% | -3,11% | -12,21% |
| Receitas Irrecuperáveis | 0,01% | -0,01% | -0,02% |
| PARCELA B | -0,97% | 0,19% | 1,16% |
| Reposicionamento Tarifário | 14,94% | 9,57% | -5,36% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 1,67% | -14,73% | -16,39% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Ante | 1,57% | -0,51% | -2,08% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 18,17% | -5,67% | -23,84% |

47. 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 -12,21% dos custos de compra de energia, decorrente da
redução da tarifa de suprimento da RGE Sul para a Hidropan, constante da REH 3.045/2022;
b) na Parcela B a variação de 1,16% devido à atualização do mercado ocorrida no período
da consulta pública e do cálculo da base de remuneração sobre os ativos de ditribuição da
distribuidora; e
c) nos componentes financeiros a variação de -16,39%, em comparação ao apresentado
na consulta pública, principalmente em decorrência do volume de crédito de PIS/COFINS considerado
neste resultado.
Subvenção CDE e composição das Tarifas
48. 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$ 349.057,45, já contemplando 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
49. 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 PRODIST.
50. Na Consulta Pública, não foi recebida contribuição referente aos limites de DEC e FEC ou à
reconfiguração dos conjuntos unidades consumidoras, sendo mantida a proposta de limites de conjuntos
constante da Nota Técnica nº 0007/2022-SRD/ANEEL.

51. No gráfico 7, são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos para
a HIDROPAN na CP nº 014/2022. Em relação aos limites globais propostos para os anos de 2023 a 2027, a
redução anual é de 5,45% no DEC e de 5,71% no FEC.
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - HIDROPAN
18,00 17,00
16,00
16,00
14,00
15,00
14,00
13,00 13,00
14,00
12,00 12,00 12,00
12,00
11,00
12,00
10,00 10,00
11,00 11,00 11,00
10,00
9,00 9,00
10,00
8,00
9,00
8,00
6,00 7,00 7,00
10,14 6,00 6,00
9,35 9,56

8,68 8,74 5,00 5,00
4,00 7,62 7,98 7,49
6,73 7,22
5,99 5,74 6,25
5,22 5,09 5,55
2,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite DEC Limite Proposto FEC Limite Proposto
Gráfico 7. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da HIDROPAN.
Fonte: Nota Técnica nº 0038/2022-SRD/ANEEL.
52. Para avaliar a consistência dos limites globais da Hidropan, apresenta-se, nos gráficos 8 e
9, uma comparação entre os limites propostos para a Hidropan 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 8. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.

Fonte: Nota Técnica nº 0038/2022-SRD/ANEEL.
Gráfico 9. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 0038/2022-SRD/ANEEL.
53. 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 5. 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
54. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: Lei nº 9.427,
de 26 de dezembro de 1996; Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995;
Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária
(Proret); Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional
(Prodist); e Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 086/2000.
IV – DISPOSITIVO
55. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 086/2000 e no que constam
dos Processos nº 48500.003570/2021-80 e nº 48500.000834/2022-24, voto no sentido de APROVAR o

resultado da revisão tarifária periódica de 2022 da Hidropan Distribuição de Energia S.A. (Hidropan), 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 -5,67%, sendo
10,13%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -12,14%, em média, para os
consumidores conectados na Baixa Tensão;
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD) e as de 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 Hidropan, 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 Hidropan; e
g) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2023 a 2026,
conforme tabela a seguir:

2023 2024 2025 2026
Perdas Técnicas sobre Energia 4,32% 4,32% 4,32% 4,32%
Perdas Não Técnicas sobre 0,49% 0,49% 0,49% 0,49%
Brasília, 19 de julho de 2022
(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor