VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.003567/2021-66 e 48500.000960/2022-89. 
 
INTERESSADO: Departamento Municipal de Energia de Ijuí (Demei). 
 
RELATOR: Diretor Giácomo Francisco Bassi Almeida. 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) e Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição (SRD). 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2022 do Departamento Municipal de Energia de 
Ijuí (Demei), a vigorar a partir de 22 de julho de 2022, e definição dos correspondentes limites dos 
indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) e 
de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC), para o período de 2023 a 
2027, após conclusão da Consulta Pública nº 013/2022. 
 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 085/2000, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão do Departamento Municipal de Energia 
de Ijuí (Demei), 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. 
2. 
Em 19 de abril de 2022, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública n° 
13/2022, com período de contribuições ocorreu entre 20 de abril de 2022 e 03 de junho de 2022, para 
discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária da distribuidora. Houve ainda realização, por 
videoconferência, em 04 de maio de 2022. 
3. 
Conforme destacado pelas áreas técnicas, houve apenas contribuições relacionadas à

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), cuja análise consta da Nota Técnica nº 039/2022-SRD/ANEEL, de 13 de junho de 
20221. 
4. 
Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobras indicada na Lei nº 
14.182, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021, de 31 de agosto de 2021, e 
a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia (MME) acerca do aporte inicial associado ao 
processo de capitalização da Eletrobrás, a Diretoria Colegiada 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/ANEEL2, sendo instituída, portanto, a CDE Modicidade Eletrobras. 
5. 
Por meio do Memorando nº 157/2022-SRD/ANEEL3, de 21 de junho de 2022, a 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD) informou o percentual de perdas 
técnicas na distribuição a ser considerado no cálculo final da revisão do Demei. 
6. 
As informações concernentes à validação de pagamentos relativos a itens de Parcela A, 
Garantias Financeiras, Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos da 
distribuidora foram prestadas pelo Memorando nº 173/2022-SFF/ANEEL4, de 24 de junho de 2022, 
complementado pelo Memorando nº 179/2022-SFF/ANEEL5, de 28 de junho de 2022. 
3. 
A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF), por intermédio do 
Memorando nº 190/2022-SFF/ANEEL6, de 08 de julho de 2022, informou a validação dos dados para a 
composição da Base de Remuneração da distribuidora, incluídos os ativos provenientes da transferência 
das Demais Instalações de Transmissão (DITs) de Furnas. 
 
1 Documento Sicnet nº 48554.001306/2022-00. 
2 Documento Sicnet nº 48581.001709/2022-00. 
3 Documento Sicnet nº 48554.001358/2022-00. 
4 Documento Sicnet nº 48536.002316/2022-00. 
5 Documento Sicnet nº 48536.002349/2022-00. 
6 Documento Sicnet nº 48536.002467/2022-00.

4. 
Por fim, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT), por intermédio da Nota Técnica nº 
122/2022-SGT/ANEEL7, de 12 de julho de 2022, consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica do 
Demei. 
5. 
É o relatório. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
6. 
A revisão das tarifas do Demei, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 17,82%, sendo de 21,50%, em média, para os 
consumidores conectados na alta tensão e de 16,90%, em média, para os consumidores conectados na 
baixa tensão. 
7. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
8. 
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. 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, destacou-se que 
houve um aumento significativo nos custos médios dos ativos utilizados para atender os consumidores 
do subgrupo AT, provocando um efeito maior para esses consumidores. 
9. 
O efeito médio de 17,82% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas 
A e B, com efeito tarifário de 19,21%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual 
processo tarifário, com efeito tarifário de 7,62%; (iii) do efeito da Subvenção da Lei nº 14.299/2022 , com 
 
7 Documento Sicnet nº 48581.001892/2022-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
21,50%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
16,90%
Efeito Médio AT+BT
17,82%

efeito de -0,94%; e (iv) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo 
tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o impacto de -8,08%. 
10. 
Detaca-se que o Demei, por possuir mercado de energia inferior a 350 GWh (trezentos e 
cinquenta gigawatts-hora) anuais, é elegível para obtenção da subvenção econômica de que trada a Lei 
nº 14.299, de 5 janeiro de 2022. Assim, tendo em vista que as tarifas de uso do sistema de distribuição 
(TUSD) da RGE SUL, 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, houve o 
enquadramento ao dispositivo legal para o recebimento de subvenção econômica da CDE pelo Demei. 
11. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio. 
 
 
Gráfico - 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
 
 
 
12. 
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. 
6,00%
10,01%
3,91%
0,01%
-0,73%
7,62%
-8,08%
-0,94%
17,82%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição
Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito
Subvenção Lei
14.299/2022
Efeito Médio
Consumidor

13. 
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  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
58.511.488
          
73.509.441
           
25,63%
19,94%
81,97%
Encargos Setoriais
12.724.583
          
17.241.177
           
35,50%
6,00%
19,23%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
83.253
                  
78.719
                   
-5,45%
-0,01%
0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
8.359.951
             
12.111.308
           
44,87%
4,99%
13,51%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
810.444
                
784.209
                 
-3,24%
-0,03%
0,87%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
420.401
                
409.780
                 
-2,53%
-0,01%
0,46%
CDE Modicidade Eletrobras
-
                         
(2.185.000)
            
-
-2,90%
-2,44%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
1.002.351
             
3.231.573
              
222,40%
2,96%
3,60%
PROINFA
1.350.855
             
1.992.813
              
47,52%
0,85%
2,22%
P&D, Efic.Energ
697.327
                
817.775
                 
17,27%
0,16%
0,91%
Custos de Transmissão
15.667.860
          
23.194.431
           
48,04%
10,01%
25,86%
Rede Básica
7.376.585
             
11.016.031
           
49,34%
4,84%
12,28%
Rede Básica Fronteira
5.839.703
             
8.275.415
              
41,71%
3,24%
9,23%
MUST Itaipu
520.423
                
529.191
                 
1,68%
0,01%
0,59%
Transporte de Itaipu
596.905
                
755.972
                 
26,65%
0,21%
0,84%
Conexão
1.334.244
             
2.617.823
              
96,20%
1,71%
2,92%
Custos de Aquisição de Energia
30.047.652
          
32.992.024
           
9,80%
3,91%
36,79%
Receitas Irrecuperáveis
71.393
                  
81.808
                   
14,59%
0,01%
0,09%
PARCELA B
16.714.639
          
16.169.174
           
-3,26%
-0,73%
18,03%
Custos Operacionais
12.001.601
          
12.067.832
           
0,55%
0,09%
13,46%
Anuidades
1.276.125
             
1.498.641
              
17,44%
0,30%
1,67%
Remuneração
3.137.178
             
3.121.175
              
-0,51%
-0,02%
3,48%
Depreciação
1.743.060
             
2.162.355
              
24,06%
0,56%
2,41%
UD+ER+OR
(1.443.325)
           
(2.680.828)
            
85,74%
-1,65%
-2,99%
RT considerando a varição tarifária da RTE
75.226.127
          
89.678.615
           
19,21%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
5.734.296
              
7,62%
CVA em processamento - Energia
3.446.161
              
4,58%
CVA em processamento - Transporte
877.421
                 
1,17%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
4.054.414
              
5,39%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(77.024)
                  
-0,10%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(162.165)
                
-0,22%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
758.318
                 
1,01%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(389.083)
                
-0,52%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
13.330
                   
0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia
(62.482)
                  
-0,08%
Previsão do Risco Hidrológico
2.555.781
              
3,40%
Reversão do Risco Hidrológico
(3.917.588)
            
-5,21%
Conselho de Consumidores 
(462.836)
                
-0,62%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes
(4.166)
                    
-0,01%
Reconhecimento Retroativo de Custo de CSLL
285.969
                 
0,38%
Conta Escassez Hídrica - Importação JUL-AGO/2021
(296.951)
                
-0,39%
Conta Escassez Hídrica - Bônus - Red. Volunt.
(884.802)
                
-1,18%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-8,08%
Efeito Médio sem aplicação da Lei 14.299/2022
18,76%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores  (com a Lei 14.299/2022)
17,82%
Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação
Verificada (R$) (R$) na Revisão na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 5 8.511.488 7 3.509.441 25,63% 19,94% 81,97%      
Encargos Setoriais 1 2.724.583 1 7.241.177 35,50% 6,00% 19,23%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8 3.253 7 8.719 -5,45% -0,01% 0,09%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 8 .359.951 1 2.111.308 44,87% 4,99% 13,51%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) 8 10.444 7 84.209 -3,24% -0,03% 0,87%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 4 20.401 4 09.780 -2,53% -0,01% 0,46%
CDE Modicidade Eletrobras - ( 2.185.000) - -2,90% -2,44%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 .002.351 3 .231.573 222,40% 2,96% 3,60%
PROINFA 1 .350.855 1 .992.813 47,52% 0,85% 2,22%
P&D, Efic.Energ 6 97.327 8 17.775 17,27% 0,16% 0,91%      
Custos de Transmissão 1 5.667.860 2 3.194.431 48,04% 10,01% 25,86%      
Rede Básica 7 .376.585 1 1.016.031 49,34% 4,84% 12,28%
Rede Básica Fronteira 5 .839.703 8 .275.415 41,71% 3,24% 9,23%
MUST Itaipu 5 20.423 5 29.191 1,68% 0,01% 0,59%
Transporte de Itaipu 5 96.905 7 55.972 26,65% 0,21% 0,84%
Conexão 1 .334.244 2 .617.823 96,20% 1,71% 2,92%      
Custos de Aquisição de Energia 3 0.047.652 3 2.992.024 9,80% 3,91% 36,79%      
Receitas Irrecuperáveis 7 1.393 8 1.808 14,59% 0,01% 0,09%      
PARCELA B 16.714.639 16.169.174 -3,26% -0,73% 18,03%      
Custos Operacionais 1 2.001.601 1 2.067.832 0,55% 0,09% 13,46%
Anuidades 1 .276.125 1 .498.641 17,44% 0,30% 1,67%
Remuneração 3 .137.178 3 .121.175 -0,51% -0,02% 3,48%
Depreciação 1 .743.060 2 .162.355 24,06% 0,56% 2,41%
UD+ER+OR ( 1.443.325) ( 2.680.828) 85,74% -1,65% -2,99%      
RT considerando a varição tarifária da RTE 7 5.226.127 8 9.678.615 19,21% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 5 .734.296 7,62%      
  3 .446.161 4,58%    
  8 77.421 1,17%    
  4 .054.414 5,39%    
  ( 77.024) -0,10%    
  ( 162.165)  -0,22%
1,01%
-0,52%
0,02%  
  7 58.318    
  ( 389.083)    
  1 3.330    
  ( 62.482) -0,08%    
Previsão do Risco Hidrológico 2 .555.781 3,40%
Reversão do Risco Hidrológico ( 3.917.588) -5,21%
Conselho de Consumidores ( 462.836) -0,62%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes ( 4.166) -0,01%
Reconhecimento Retroativo de Custo de CSLL 2 85.969 0,38%
Conta Escassez Hídrica - Importação JUL-AGO/2021 ( 296.951) -0,39%
Conta Escassez Hídrica - Bônus - Red. Volunt. ( 884.802) -1,18%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -8,08%      
Efeito Médio sem aplicação da Lei 14.299/2022 18,76%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores (com a Lei 14.299/2022) 17,82%      

14. 
O reposicionamento econômico de 19,21% é derivado das variações de custos da Parcela 
A e da Parcela B.  
Parcela A 
15. 
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 81,97% dos custos da concessionária, com impacto 
tarifário de 19,94%. 
16. 
Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 6,00%, com destaque para a 
previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para a distribuidora, cujo efeito foi de 4,99% e a previsão dos 
Encargos de Serviço de Sistema e de Energia Reserva (ESS/EER), com efeito de 2,96%. Em contrapartida, 
a inclusão do novo componente econômico denominado CDE Modicidade Eletrobras resultou num efeito 
de -2,90%. 
17. 
Quanto aos custos de transmissão, estes impactaram a revisão em 10,01%, principalmente 
em decorrência da aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as 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 de julho de 2022. 
18. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a uma 
variação no efeito médio de 3,91%, com destaque para o contrato bilateral que a distribuidora possui 
(impacto de 2,32%) e para o custo da energia proveniente das usinas no regime de cotas da Lei 
12.783/2013, o qual impactou o processo em 1,53%. Destaque-se que o impacto associado a este item 
decorre da aplicação da tarifa homologada por meio da Resolução Homologatória nº  3.068/2022, que é 
a referência para definição da cobertura tarifárias das distribuidoras, bem como da redução dos 
montantes associados à atualização das garantias físicas e do início da descotização das usinas de 
titularidade da Eletrobrás, previstos para o início de 2023. Em contrapartida o custo associado à energia 
proveniente de Itaipu, que caiu em função da redução da tarifa de repasse da potência contratada, 
estabelecida na Resolução Homologatória nº 3.007, de 23 de dezembro de 2021, apresentou um efeito 
de -0,88%.

Perdas Regulatórias 
19. 
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 4,99% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 16/2022-
SRD/ANEEL. 
20. 
Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do 
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. 
21. 
No caso do Demei, o ponto de partida foi estabelecido em 1,74% sobre o mercado de baixa 
tensão faturado, sem trajetória de redução, ficando estabelecida a mesma taxa ao final do ciclo. 
22. 
Para o cálculo das perdas das perdas das DIT de uso compartilhado e na Rede Básica foram 
utilizados os dados contabilizados pela CCEE nos últimos 12 meses. 
 
Custos da Parcela B 
23. 
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 -3,26% em relação ao processo anterior, impactando em -0,73% o 
processo tarifário. 
24. 
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. 
25. 
 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. Mesmo assim, em função da aplicação dos 
componentes Pd e Q do Fator X, os custos operacionais apresentaram uma variação de 0,55%, quando 
comparados com os atuais custos presentes nas tarifas, contribuindo para um aumento tarifário de 0,09%. 
26. 
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. 
27. 
A remuneração do capital variou -0,51% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, 
o que representou impacto tarifário de -0,02%. A situação adveio principalmente da redução da taxa 
média de remuneração, comparada com a revisão de 2017. Em contrapartida, foi identificado um 
aumento da Base de Remuneração Líquida em decorrência dos investimentos realizados pelo DEMEI 
desde sua última revisão tarifária. O Gráfico 2 demonstra os efeitos que explicam a variação na 
remuneração de capital.

Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
28. 
A quota de reintegração regulatória variou 24,06% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto de 0,56%. O aumento proveio especialmente da variação da 
Base de Remuneração Bruta. Note o Gráfico 3: 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 3,50%
2,99%
99,49%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
-0,46%
24,52%
124,06%

29. 
A cobertura para anuidades variou 17,44% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, 
com impacto de 0,30% na revisão. Esse resultado proveio da atualização da base de remuneração 
regulatória, da qual o cálculo das anuidades depende. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
30. 
A 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.  
31. 
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 
Anuidades
Processo Anterior
Efeito
WACC
Efeito Base de
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
-4,68%
22,12%
117,44%

de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, sendo chamado 
“Excedente de Reativos” (ER).  
32. 
O efeito tarifário referente a ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras 
receitas nesta revisão tarifária foi de -1,65%, já considerando as receitas extras de UDER identificadas 
entre a data-base do laudo de ativos do 4º CRTP (janeiro/2017) e a data de referência da distribuidora 
(fevereiro/2017). 
 
Componentes Financeiros 
33. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão: 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 3. Componentes Financeiros

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária  
34. 
Os componentes financeiros relacionados à CVA em Processamento foram calculados pela 
SGT com base nos pagamentos validados pela SFF por meio do Memorando nº 173/2022-SFF/ANEEL, de 
24 de junho de 2022, complementado pelo Memorando nº 179/2022-SFF/ANEEL, de 28 de junho de 2022.  
35. 
Destacam-se, com impacto positivo nas tarifas, os valores da CVA em processamento, com 
efeito agregado de 11,14%, 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. 
36. 
Ainda com efeito de aumento, ressalta-se o reconhecimento extraordinário de 
componente financeiro relacionado ao parcelamento de débitos com a União, concernentes à 
condenação da distribuidora ao recolhimento da Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL) entre 
janeiro de 2005 e dezembro de 2008. Neste processo tarifário, foram considerados os pagamentos 
efetivamente realizados pela distribuidora entre janeiro e junho de 2022, resultando no montante de R$ 
286 mil, cujo efeito para este processo foi de 0,38%. 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
3.446.161
           
4,58%
CVA em processamento - Transporte
877.421
              
1,17%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
4.054.414
           
5,39%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(77.024)
               
-0,10%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(162.165)
             
-0,22%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
758.318
              
1,01%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(389.083)
             
-0,52%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
13.330
                 
0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia
(62.482)
               
-0,08%
Previsão do Risco Hidrológico
2.555.781
           
3,40%
Reversão do Risco Hidrológico
(3.917.588)
          
-5,21%
Conselho de Consumidores 
(462.836)
             
-0,62%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes
(4.166)
                  
-0,01%
Reconhecimento Retroativo de Custo de CSLL
285.969,37
         
0,38%
Conta Escassez Hídrica - Importação JUL-AGO/2021
(296.951,33)
       
-0,39%
Conta Escassez Hídrica - Bônus - Red. Volunt.
(884.802,41)
       
-1,18%
Total
5.734.296
           
7,62%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 3.446.161 4,58%
CVA em processamento - Transporte 877.421 1,17%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 4.054.414 5,39%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (77.024) -0,10%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  (162.165)  -0,22%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte 758.318 1,01%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (389.083) -0,52%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 1 3.330 0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia (62.482) -0,08%
Previsão do Risco Hidrológico 2.555.781 3,40%
Reversão do Risco Hidrológico ( 3.917.588) -5,21%
Conselho de Consumidores (462.836) -0,62%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes ( 4.166) -0,01%
Reconhecimento Retroativo de Custo de CSLL 2 85.969,37 0,38%
Conta Escassez Hídrica - Importação JUL-AGO/2021 (296.951,33) -0,39%
Conta Escassez Hídrica - Bônus - Red. Volunt. (884.802,41) -1,18%      
Total 5 .734.296 7,62%      

37. 
Já com efeito de redução, merece destaque o empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica), 
com efeito de -1,57%. 
38. 
E, por fim, destaco que no presente processo tarifário, não há créditos referentes a 
exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/PASEP e da COFINS a serem considerados, tendo em vista 
inexistir ação judicial da distribuidora que pleiteasse a devolução de tributos recolhidos a maior. 
Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de 
melhoria da qualidade 
39. 
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. 
40. 
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 0,82%. 
41. 
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  Demei é de 0,00%. 
42. 
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 -1,37%.

Composição da receita da Distribuidora 
43. 
Quanto à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora, 
com 
e 
sem 
tributos, 
são 
demonstrados 
nos 
Gráficos 
5 
e 
68. 
 
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
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. 
Custo de       
Distribuição
18,03%
Custo de            
Energia
36,79%
Custo de     
Transmissão
25,86%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,09%
PROINFA 2,22%
CDE
12,40%
ESS/EER
3,60%
Outros
1,00%
Encargos
19,23%

Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão  
44. 
A Tabela 4 ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada em Consulta 
Pública e o resultado da revisão tarifária. 
 
Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão 
 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
  
7. 
Na abertura da Consulta Pública, o efeito médio estimado era de 6,45%. Contudo, após as 
atualizações dos cálculos, verificou-se que o efeito médio ao consumidor é de 17,82%.  Conforme 
Custo de       
Distribuição
12,71%
Custo de            
Energia
25,94%
Custo de     
Transmissão
18,24%
Encargos          
Setoriais
13,56%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,06%
ICMS
26,59%
PIS/COFINS 2,89%
Tributos 
29,48%
 Descrição 
 CP 013/2022
Receita 
Verificada
(R$) 
 Final
Receita 
Verificada
(R$) 
 Variação 
Receita 
Verificada 
Final/CP 
 CP 013/2022
Receita 
Requerida
(R$) 
 Final
Receita 
Requerida
(R$) 
 Variação 
Receita 
Requerida 
Final/CP 
 CP
Participação 
na Revisão
% 
 Final 
Participação 
na Revisão
% 
 Variação
Total 
PARCELA A 
65.541.529
58.511.488
-10,7%
71.522.647
73.509.441
2,78%
7,07%
19,94%
12,86%
Encargos Setoriais
14.326.228
12.724.583
-11,2%
18.233.519
17.241.177
-5,44%
4,62%
6,00%
1,38%
Custos de Transmissão
17.422.062
15.667.860
-10,1%
18.155.093
23.194.431
27,76%
0,87%
10,01%
9,14%
Custo de Aquisição de Energia 
33.712.854
      
30.047.652
       
-10,9%
35.040.713
      
32.992.024
        
-5,85%
1,57%
3,91%
2,34%
Receitas Irrecuperáveis
80.386
              
71.393
               
-11,2%
93.321
              
81.808
                
-12,34%
0,02%
0,01%
0,00%
PARCELA B
19.029.558
      
16.714.639
       
-12,2%
17.705.347
      
16.169.174
        
-8,68%
-1,57%
-0,73%
0,84%
Reposicionamento Tarifário
84.571.087
      
75.226.127
       
-11,0%
89.227.994
      
89.678.615
        
0,51%
5,51%
19,21%
13,71%
Componentes Financeiros 
6.717.142
         
5.734.296
          
7,94%
7,62%
-0,32%
Efeito da retirada dos Financeiros Anteriores
-7,00%
-8,08%
-1,08%
Efeito Médio Sem aplicação da Lei 14.299/2022
6,45%
18,76%
12,31%
Efeito Médio com aplicação da Lei 14.299/2022
17,82%

salientado pela SGT, o principal responsável por essa diferença de efeitos foi a variação da receita 
verificada, causada pela superestimação do mercado apurado para abertura da Consulta Pública, cujo 
crescimento não se realizou ao final do processo.  
8. 
Tanto na abertura da Consulta Pública quanto nos valores apurados finais, a Receita 
Requerida para a distribuidora totalizou cerca de R$ 89 milhões. Entretanto, a receita verificada (calculada 
a partir da aplicação das tarifas vigentes ao mercado realizado nos 12 meses anteriores ao processo 
tarifário) reduziu cerca de 11%, o que causou a diferença observada. 
9. 
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 9,14% dos custos de transporte, decorrente da recente 
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. Além 
disso, foi identificada uma variação de 2,34% do custo de aquisição de energia, em 
decorrência do novo custo do contrato bilateral e da nova tarifa e montantes associados à 
atualização das garantias físicas das usinas no regime de cotas da Lei 12.783/2013; e 
b) Na Parcela B, foi identificada uma variação 0,84%, justificada pela variação do mercado 
realizado em relação àquele considerado na fase de CP. 
45. 
Além disso, houve o enquadramento do Demei para obtenção da subvenção econômica de 
que trada a Lei nº 14.299/2022, cujo impacto neste processo foi de -0,94% no efeito médio. 
 
Subvenção CDE e composição das Tarifas 
46. 
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$ 137.401,91, já contemplando a 
inclusão da subvenção da Lei nº 14.299/2022 e 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 
47. 
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. 
48. 
Nos Gráficos 7e 8 são apresentados o histórico de apuração de DEC e FEC, os limites globais 
propostos pela ANEEL na CP nº 013/2022, 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 5,00% no DEC e de 5,71% no FEC. 
 
9 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.”

Gráfico 7. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos do DEMEI. 
Fonte: Nota Técnica nº 0039/2022-SRD/ANEEL.

Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos do DEMEI. 
Fonte: Nota Técnica nº 0039/2022-SRD/ANEEL. 
 
49. 
Para avaliar a consistência dos limites globais do Demei, apresenta-se, nos Gráficos 9 e 10, 
uma comparação entre os limites propostos para o Demei 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 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 0039/2022-SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 0039/2022-SRD/ANEEL. 
 
50. 
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 pelo DEMEI entre 2017 e 2021: 
 
Tabela 5. Compensações efetuadas pelo Demei. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2017 
 26.238  
 116.193,36  
2018 
 20.823  
 91.342,36  
2019 
 17.910  
 64.971,27  
2020 
 15.808  
 86.428,71  
2021 
 10.551  
 41.399,73  
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
 
III – DIREITO 
 
51. 
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 nº 085/2000. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
52. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 085/2000 e no que constam 
dos Processos nº 48500.003567/2021-66  e nº 48500.000960/2022-89, voto no sentido de APROVAR o
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        26.238      116.193,36  
        20.823      91.342,36  
        17.910      64.971,27  
        15.808      86.428,71  
        10.551      41.399,73  

resultado da revisão tarifária periódica de 2022 do Departamento Municipal de Energia de Ijuí (Demei), 
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 de julho 
de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 17,82%, 
sendo 21,50%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 16,90%, 
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 ao DEMEI, de 
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
d) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso exclusivo; 
e) DEFINIR os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
f) FIXAR o componente T do Fator X em 0,00%;  
g) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2023 
a 2027 a serem observados pelo DEMEI; e 
h) 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 
4,99% 
4,99% 
4,99% 
4,99% 
Perdas Não Técnicas sobre 
1,74% 
1,74% 
1,74% 
1,74% 
 
 
 
Brasília, 19 de julho de 2022.
    2023      2024      2025      2026  
Perdas Técnicas sobre Energia  4,99%      4,99%      4,99%      4,99%    
Perdas NãInoj eTtéacdnaic as sobre  1,74%      1,74%      1,74%      1,74%    

(assinado digitalmente)  
GIÁCOMO FRANCISCO BASSI ALMEIDA 
Diretor Substituto