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 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
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. 
 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%

Gráfico - 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
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. 
 
6,87%
5,63%
-3,11%
-0,01%
0,19%
-14,73%
-0,51%
-5,67%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária  
 
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%. 
 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
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%
Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação
Verificada (R$) (R$) na Revisão na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 3 9.316.906 4 4.427.566 13,00% 9,38% 74,43%      
Encargos Setoriais 9 .851.465 1 3.594.468 37,99% 6,87% 22,77%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8 0.094 7 8.462 -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) 8 49.686 8 01.843 -5,63% -0,09% 1,34%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 6 16.556 6 40.268 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. 4 59.504 3 85.456 -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 1 86.814 6 82.539 265,36% 0,91% 1,14%      
Custos de Aquisição de Energia 2 3.710.176 2 2.015.772 -7,15% -3,11% 36,88%      
Receitas Irrecuperáveis 3 6.463 3 2.354 -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 5 4.478.601 5 9.693.803 9,57% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (8.022.788) -14,73%      
  937.383 1,72%    
  4 70.170 0,86%    
  2 .250.414 4,13%    
  2 1.589 0,04%    
  1 6.803  0,03%
-0,41%
-0,83%
0,03%  
  ( 222.516)    
  ( 452.972)    
  1 5.166    
  1 3.297 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%      

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 17/2022-
SRD/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. 
 
 
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
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. 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 1,21%
-3,38%
95,41%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
4,22%
12,17%
116,39%

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
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. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
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. Destacam-
se, 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. 
Anuidades
Processo Anterior
Efeito
WACC
Efeito Base de
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
5,02%
-0,28%
104,74%

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.

Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
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. 
 
Custo de       
Distribuição
25,6%
Custo de            
Energia
36,9%
Custo de     
Transmissão
14,7%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA 2,9%
CDE
19,1%
Outros
0,8%
Encargos
22,8%
Custo de       
Distribuição
18,0%
Custo de            
Energia
26,0%
Custo de     
Transmissão
10,4%
Encargos          
Setoriais
16,1%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
ICMS
25,2%
PIS/COFINS 4,2%
Tributos 
29,4%

Tabela 3 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
  
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. 
 
 Descrição 
 CP
Participação na 
Revisão 
 Final 
Participação 
na Revisão 
 Variação
Total 
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%

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. 
 
 
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. 
6,73
5,99
7,62
7,22
5,22
5,55
5,74
6,25
10,14
8,68
8,74
9,35
5,09
7,98
7,49
9,56
17,00
16,00
14,00
13,00
13,00
12,00
12,00
12,00
11,00
15,00
14,00
12,00
11,00
11,00
11,00
10,00
9,00
7,00
10,00
10,00
9,00
9,00
8,00
7,00
6,00
6,00
5,00
5,00
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - HIDROPAN
DEC Apurado
FEC Apurado
DEC Limite
FEC Limite
DEC Limite Proposto
FEC Limite Proposto
17,00
16,00                                
14,00
15,00                                
13,00 13,00
14,00
12,00 12,00 12,00                                
11,00
12,00
10,00 10,00
11,00 11,00 11,00                                
    9,00 9,00
10,00
8,00
9,00                            
                              00  
                                7,00 7,00
                                
                                
  10,14    8,68    8,74    9,35                9,56  6,00 6,00
5,00 5,00
                                
6,73    5,99    7,62    7,22    5,22  5,09  5,55  7,98  5,74  7,49  6,25    
                                

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
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        28.793      135.051,09  
        5.444      14.205,16  
        3.996      36.273,90  
        5.850      37.897,92  
        12.694      115.539,31  

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
    2023      2024      2025      2026  
Perdas Técnicas sobre Energia  4,32%      4,32%      4,32%      4,32%    
Perdas NãInoj eTtéacdnaic as sobre  0,49%      0,49%      0,49%      0,49%