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 Proposta de abertura de Consulta Pública para colher subsídios e informações para 
aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da ELETROCAR - Centrais 
Elétricas de Carazinho 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 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. 
As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas 
por meio do Ofício nº 017/2022-SGT/ANEEL1, de 28 de janeiro de 2022, cujos dados foram 
encaminhados pela concessionária mediante o Ofício OF/SG/013/20222, de 10 março de 2022. 
 
5. 
Pelo Memorando nº 059/2022-SRD/ANEEL3, de 21 de março de 2022, a 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD disponibilizou o percentual de 
perdas técnicas na distribuição a ser considerado na fase de consulta pública da Eletrocar. 
 
 
1 Documento SIC nº 48581.000225/2022 
2 Documento SIC nº 48513.007432/2022 
3 Documento SIC nº 48554.000673/2022

6. 
Nos mesmo dia, por intermédio do Memorando nº 031/2022-SRM/ANEEL4, a 
Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM prestou as informações 
concernentes ao contrato bilateral que a distribuidora possui com a Eletrocar. 
 
7. 
Para fins de abertura da Consulta Pública, pelo Memorando nº 19-SFF/ANEEL5, 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 Eletrocar, os valores brutos concernentes a 
Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER). 
 
7. 
Em 7 de abril de 2022, a SGT realizou reunião virtual com os representantes da 
Eletrocar para discutir a proposta da revisão tarifária. Em 13 de abril de 2022 esta superintendência 
realizou reunião similar com o Conselho de Consumidores da distribuidora. 
 
8. 
Em 11 de abril de 2022, a proposta preliminar da revisão tarifária foi encaminhada à 
Eletrocar e ao Conselho de Consumidores. Senda retificada e reenviada no dia 13 de abril de 2022 
para a distribuidora e seu conselho. 
 
9. 
Em 7 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica nº 010/2022-SRD/ANEEL6, 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.  
 
10. 
Por intermédio da Nota Técnica n° 48/2022–SGT/ANEEL7, de 13 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 Eletrocar. 
 
11. 
É o relatório. 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
12. 
A revisão das tarifas da Eletrocar, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 13,14%, sendo de 6,72%, em média, para os consumidores conectados na alta 
tensão e de 15,32%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão. 
 
13. 
Importante ressaltar que as tarifas constantes desse processo, bem como a 
comparação de tarifas, e por consequência os efeitos percebidos não consideram o definido na Lei 
nº 14.299, de 5 de janeiro de 2022, que institui subvenção para as concessionárias de distribuição 
de energia elétrica com mercado anual menor que 350 GWh, nem a aplicação desse comando legal 
pela Resolução Homologatória nº 3.009, de 1º de fevereiro de 2022. Conforme consta no Voto de 
 
4 Documento SIC nº 48580.000349/2022 
5 Documento SIC nº 48536.001083/2022 
6 Documento SIC nº 48554.000577/2022 
7 Documento SIC nº 48581.001266/2022

aprovação da REH nº 3.009/2022, a citada Lei terá instrução complementar para regular o disposto 
na referida Lei. 
 
14. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL 
 
15. 
O efeito médio de 13,14% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das 
Parcelas A e B, com efeito tarifário de  6,07%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados 
no atual processo tarifário, com efeito tarifário de 8,88%; e (iii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, 
representando -1,81% de efeito. 
 
16. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuíram para o efeito 
médio. 
 
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL 
 
17. 
Segundo a área técnica, a diferença de efeitos de 9,00% 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).  
 
 
 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
6,72%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
15,32%
Efeito Médio AT+BT
13,14%
6,17%
0,31%
0,92%
0,00%
-1,33%
8,88%
-1,81%
13,14%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

18. 
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 CVAEnergia; que têm impacto mais expressivo sobre os 
consumidores cativos (totalidade dos clientes conectados em BT). 
 
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 da Eletrocar 
 
 
 Descrição 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Requerida (R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
64.583.949
     
71.864.510
     
11,3%
7,40%
68,9%
Encargos Setoriais
18.059.443
     
24.128.448
     
33,6%
6,17%
23,1%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
148.669
           
145.711
           
-2,0%
-0,00%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
11.472.930
     
15.476.290
     
34,9%
4,07%
14,8%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
1.243.631
        
1.142.574
        
-8,1%
-0,10%
1,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
1.303.431
        
1.286.312
        
-1,3%
-0,02%
1,2%
Encargos Serviços do Sistema(ESS) e Energia Reserva(EER)
1.164.007
        
2.408.994
        
107,0%
1,27%
2,3%
PROINFA
1.867.406
        
2.752.850
        
47,4%
0,90%
2,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
859.370
           
915.718
           
6,6%
0,06%
0,9%
Custos de Transmissão
11.372.566
     
11.673.684
     
2,6%
0,31%
11,2%
Rede Básica
5.228.768
        
5.420.952
        
3,7%
0,20%
5,2%
Rede Básica Fronteira
2.364.096
        
2.226.699
        
-5,8%
-0,14%
2,1%
MUST Itaipu
703.736
           
738.176
           
4,9%
0,03%
0,7%
Transporte de Itaipu
675.697
           
888.234
           
31,5%
0,22%
0,9%
Conexão
2.400.268
        
2.399.623
        
0,0%
-0,00%
2,3%
Custos de Aquisição de Energia
35.086.660
     
35.994.042
     
2,6%
0,92%
34,5%
Receitas Irrecuperáveis
65.281
             
68.335
             
4,7%
0,00%
0,1%
PARCELA B
33.816.114
     
32.503.829
     
-3,9%
-1,33%
31,1%
Custos Operacionais
19.394.768
     
18.981.088
     
-2,1%
-0,42%
18,2%
Anuidades
3.175.935
        
3.014.819
        
-5,1%
-0,16%
2,9%
Remuneração
9.896.738
        
8.835.444
        
-10,7%
-1,08%
8,5%
Depreciação
3.243.077
        
3.385.178
        
4,4%
0,14%
3,2%
UD+ER+OR
(1.894.405)
      
(1.712.701)
      
-9,6%
0,18%
-1,6%
RT considerando a varição tarifária da RTE
98.400.063
     
104.368.339
   
6,07%
100%

Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL 
 
21. 
O reposicionamento econômico de 6,07% é derivado das variações de custos das 
Parcelas A e 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 representa 68,9% dos custos da concessionária, 
cuja variação identificada foi de 11,3%, representando um impacto tarifário 7,40%. 
 
23. 
Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma 
participação de 6,17%. Destacam-se o aumento a previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para 
a distribuidora, cujo impacto foi de 4,07%, bem como o aumento dos ESS e EER, com impacto de 
1,27%. 
 
24. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 0,31%. Sobre essa 
aumento, vale destacar as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e os custos de conexão 
são estimados e terão seus valores atualizados conforme o resultados das novas Receitas Anuais 
Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão para o ciclo 2022-2023, que serão aprovadas 
em julho deste ano. 
 
 
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
8.741.363
        
8,88%
CVA em processamento - Energia
7.353.879
        
7,47%
CVA em processamento - Transporte
1.059.948
        
1,08%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
5.325.624
        
5,41%
CVA CDE Covid 
155.977
           
0,16%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
39.864
             
0,04%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.065.687
        
1,08%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(242.881)
          
-0,25%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(623.449)
          
-0,63%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
12.773
             
0,01%
Neutralidade Encargo CDE Covid
(39.563)
            
-0,04%
Sobrecontratação/exposição de energia
(293.441)
          
-0,30%
Previsão de Risco Hidrológico
4.305.551
        
4,38%
Reversão do Risco Hidrológico
(4.861.277)
      
-4,94%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(16.335)
            
-0,02%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(3.122)
              
0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.239
                
0,00%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
634.964
           
0,65%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(382.590)
          
-0,39%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(266.382)
          
-0,27%
Conselho de Consumidores 
(239.084)
          
-0,24%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(51.244)
            
-0,05%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,81%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
13,14%

25. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 0,92%. Contribuiu para 
essa variação o contrato Bilateral e de suprimento, impacto de 1,72%; por outro lado a energia 
associada a cota de Itaipu sofreu redução em função da queda do dólar comparado ao processo 
anterior.  
 
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 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. 
 
27. 
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. 
 
28. 
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 1,74% sobre o mercado de 
baixa tensão faturado, ficando estabelecida como meta o percentual de 1,63% ao final do ciclo. 
 
Receitas Irrecuperáveis 
 
29. 
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. 
 
30. 
Na presente revisão, as receitas irrecuperáveis variaram 4,7% em relação aos valores 
hoje contidos nas tarifas, com impacto de 0,003% nas tarifas. 
 
Custos da Parcela B 
 
31. 
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.

32. 
A Parcela B representa 31,1% dos custos da concessionária e apresentou uma 
variação de -3,9%, o que representa um impacto tarifário de -1,33%. 
 
33. 
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. 
 
34. 
No caso da Eletrocar, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está 
acima do intervalo definido pelo método de benchmarking, assim haverá redução ao longo do 
próximo ciclo tarifário, sendo o componente T do Fator X calculado em 0,01%. 
 
35. 
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. 
 
36. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de -10,7% em relação aos 
valores hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de -1,08%. 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 
(atualiza ao longo do ciclo anterior). O Gráfico 2 demonstra os efeitos da variação na remuneração 
de capital. 
 
 
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL 
 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 1,2%
- 9,5%
89,3%

37. 
A quota de reintegração regulatória variou de 4,4%  em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 0,14% nas tarifas. Este efeito se dá em 
função do aumento da Base de Remuneração Bruta, comparada com a revisão de 2017 (atualiza ao 
longo do ciclo anterior) e da variação negativa da taxa de depreciação. O Gráfico 3 demonstra ambos 
os efeitos. 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL 
 
38. 
A cobertura para anuidades variou -5,1% em relação aos valores hoje contidos nas 
tarifas, com impacto de -0,16% na revisão. Esse resultado proveio da dimuição da Base de Anuidade 
Regulatória (BAR) das quais o cálculo das anuidades depende. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades 
Fonte: Nota Técnica nº 10/2022-SGT/ANEEL 
 
39. 
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 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
- 5,1%
9,5%
104,4%
Anuidades
Processo Anterior
Efeito
WACC
Efeito Base de
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
- 3,9%
- 1,2%
94,9%

atividades acessórias”, que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato 
de concessão, exercida por conta e risco das concessionárias.  
 
40. 
A Resolução Normativa nº 414/2010 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.  
 
41. 
Assim, o efeito tarifário referente a outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos nesta revisão tarifária foi no total de 0,18%. 
 
Componentes Financeiros 
 
42. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da Eletrocar. 
Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL 
 
 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
7.353.879
         
7,47%
CVA em processamento - Transporte
1.059.948
         
1,08%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
5.325.624
         
5,41%
CVA CDE Covid 
155.977
            
0,16%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
39.864
              
0,04%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.065.687
         
1,08%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(242.881)
           
-0,25%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(623.449)
           
-0,63%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
12.773
              
0,01%
Neutralidade Encargo CDE Covid
(39.563)
             
-0,04%
Sobrecontratação/exposição de energia
(293.441)
           
-0,30%
Previsão de Risco Hidrológico
4.305.551
         
4,38%
Reversão do Risco Hidrológico
(4.861.277)
       
-4,94%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(16.335)
             
-0,02%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(3.122)
               
0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.239
                 
0,00%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
634.964
            
0,65%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(382.590)
           
-0,39%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(266.382)
           
-0,27%
Conselho de Consumidores 
(239.084)
           
-0,24%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(51.244)
             
-0,05%
Crédito de PIS/COFINS
(3.000.000)
       
-3,05%
Conta Escassez Hídriíca - Imp (jul-ago/21)
(342.496)
           
-0,35%
Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária
(852.278)
           
-0,87%
Total
8.741.363
         
8,88%

43. 
Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se os valores da CVA, estimado 
pela concessionária, que totalizam um impacto de 14,0%, sendo 7,5% decorrente da CVA_Energia. 
Ressalta-se que os financeiros estimados pela distribuidora nessa Consulta Pública serão fiscalizados 
e recalculados pela ANEEL até a versão final deste processo. 
 
44. 
Quanto os financeiros negativos, destacam-se: i) os créditos de PIS/COFINS; ii) o 
empréstimo setorial referente à Escassez Hídrica e iii) o spread da Conta Covid (REN 952/2021). 
Estas componentes estão detalhadas a seguir. 
 
45. 
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, o Despacho nº 361/2021 em situações excepcionais 
autoriza o uso antecipado à conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total 
de potencial crédito associado à respectiva ação judicial. 
 
46. 
Para a fase de Consulta Pública da presente revisão tarifária, por solicitação da 
Eletrocar, foi considerada a reversão em favor do consumidor de R$ 3,0 milhões, correspondendo a 
um efeito de -3,05%.  
 
47. 
De acordo com as regras previstas pela Aneel, no âmbito da CP 02/2022, nos 
processos tarifários homologados entre a publicação da correspondente REN e a efetiva 
transferência dos valores previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada antecipação da 
reversão dos valores a serem recebidos do empréstimo (Empréstimo Setorial - conta Escassez 
Hídrica), na forma de um componente financeiro negativo. 
 
48. 
A contratação da operação financeira abrangerá os seguintes itens: (i)  Estimativa do 
saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a competência de abril de 
2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica de que trata 
a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da CREG; (iii) Importação de energia referente às 
competências de julho e agosto de 2021 e (iv) Diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 
10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos aplicados no processo tarifário anterior à liberação dos 
recursos da operação financeira). 
 
49. 
Para a fase de consulta pública está sendo considerado reversão em favor da 
modicidade de todo o financiamento da Conta Escassez Hídrica previsto para a Eletrocar, com 
parcelas associadas: à Importação julho-agosto/21, no valor de R$ 342.496 e ao Programa de 
Incentivo à Redução Voluntária do Consumo, no valor de R$ 852.278; as quais representam redução 
de efeitos de 0,35%, e 0,87%, respectivamente. 
 
65. 
Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-ANEEL, 
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por 
distribuidoras de energia elétrica. Como consequência foi apurado componente financeiro negativo 
nesse processo tarifário relativo ao Spread da Conta Covid da Eletrocar, correspondendo a 
R$51.243, resultando em redução de efeito de 0,05%.

Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
 
50. 
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. 
 
51. 
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. 
 
52. 
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 0,91%. 
 
53. 
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 0,01%. 
 
54. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à 
Qualidade e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da 
Concessionária entre 2019 e 2020, resultando em 1,21%. 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.  
 
55. 
Assim, o valor do Fator X calculado nessa fase da Revião, a ser aplicado nos reajustes 
da Eletrocar, até a próxima revisão tarifária, foi de 2,12%. 
 
56. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, 
com e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 68.  
 
 
8 No Gráfico 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 
6, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas 
as alíquotas médias do ICMS, do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de 
Mercado da ANEEL.

Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL 
 
 
 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL 
 
 
57. 
Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (64,2%) e as variações do IGP-M (144,9%) e do IPCA (82,7%) no 
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 7. 
 
Custo de       
Distribuição
31,1%
Custo de            
Energia
34,5%
Custo de     
Transmissão
11,2%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
2,6%
CDE
17,2%
ESS/EER
2,3%
Outros
1,0%
Encargos
23,1%
Custo de       
Distribuição; 
21,1%
Custo de            
Energia; 
23,4%
Custo de     
Transmissão; 
7,6%
Encargos          
Setoriais; 
15,7%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,0%
ICMS; 
28,2%
PIS/COFINS; 
4,1%
Tributos; 
32,3%

Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 48/2022-SGT/ANEEL 
 
 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
58. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da 
Concessionária foi obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela 
ANEEL em dezembro de 2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada 
no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST9. 
 
59. 
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 4,00% no DEC e de 5,45% no FEC. 
 
 
9 5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL 
suas BDGD conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus 
conjuntos de unidades consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o 
seguinte procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
 
405,02
331,84
344,90
411,19
546,51
527,91
454,22
448,87
504,70
582,68
541,57
561,45
582,71
664,93
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Revisão
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
Revisão
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da SULGIPE. 
Fonte: Nota Técnica nº 010/2022-SRD/ANEEL. 
 
60. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Eletrocar, 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 distristribuidora estão aderentes à realidade da região. 
 
 
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Nordeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 010/2022-SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Nordeste. 
Fonte: Nota Técnica nº 010/2022-SRD/ANEEL. 
 
61. 
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 SULGIPE entre 2016 e 2020: 
 
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 
 
62. 
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;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        31.661      115.018  
        27.458      129.976  
        34.157      197.493  
        16.747      129.164  
        17.879      106.997  

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 
 
63. 
A partir de tais argumentos, considerando o que consta dos Processos                
nº 48500.003569/2021-55 e 48500.004726/2021-40, voto por instaurar consulta pública po 
intercâmbio documental, entre 20 de abril de 2022 e 6 de junho de 2022, com reunião virtual em 
18 de maio de 2022, para colher subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à 
Revisão Tarifária Periódica de 2022 da ELETROCAR - Centrais Elétricas de Carazinho 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) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ  
Diretor