VOTO 
 
PROCESSOS: 48500.003569/2021-55 e 48500.004726/2021-40 (DEC e FEC) 
 
INTERESSADO: ELETROCAR - Centrais Elétricas de Carazinho S/A. 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
ÁREAS RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição – SRD 
 
ASSUNTO Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da ELETROCAR - Centrais Elétricas de 
Carazinho S/A., a vigorar a partir de 22/07/2022, e definição dos correspondentes limites dos indicadores 
de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência 
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2023 a 2027. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição 084/2000, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da ELETROCAR - Centrais Elétricas de 
Carazinho S/A., estabelece a data de 22 de maio de 2022 para a realização da Revisão Tarifária Periódica 
da concessionária. 
 
2. 
As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura 
tarifária.  
 
3. 
Em 8 de novembro de 2021, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 44/2021, o presente 
processo foi distribuído a minha relatoria. 
 
4. 
A Resolução Normativa nº 1.0081, de 15 de março de 2022, dispôs sobre a Conta Escassez 
Hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE. 
 
5. 
Em 19 de abril de 2022, durante a 13ª RPO da Diretoria Colegiada da ANEEL, o resultado 
preliminar da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Eletrocar foi apresentado, sendo instaurada a 
Consulta Pública nº 018/2022, realizada entre 22 de abril de 2022 e 6 de junho de 2022, para colher 
subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da 
distribuidora. 
 
 
1 Disponível em https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren20221008.pdf.

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

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

Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 126/2022-SGT/ANEEL 
22. 
Segundo a área técnica, a diferença de efeitos de 5,38% entres os grupos tarifários A e B se 
deve basicamente a alteração das tarifas de referência (estrutura tarifária) calculadas nos processos de 
revisão e aos itens de custo (natureza: TE ou TUSD).  
 
23. 
Quanto à estrutura tarifa explica-se que houve dois movimentos que leveram a este 
impacto: i) maior responsabilidade de demanda (kW) para os consumidores de BT nas redes da 
distribuidora e; ii) redução do mercado de energia (MWh) destes consumidores. Quanto aos custos 
destaca-se o aumento do mix de compra e a CVA - Energia; que têm impacto mais expressivo sobre os 
consumidores cativos (totalidade dos clientes conectados em BT). 
 
24. 
O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com 
a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes. 
 
25. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores 
atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para o efeito 
médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária. 
 
6,18%
4,78%
2,13%
-0,01%
-2,18%
-13,08%
-2,05%
-4,24%
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 da Eletrocar 
 
 
 
 Descrição 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Requerida (R$)  Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
61.434.999
     
73.702.123
    
20,0%
13,08%
70,9%
Encargos Setoriais
17.293.614
     
23.091.402
    
33,5%
6,18%
22,2%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
142.481
           
135.866
          
-4,6%
-0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
11.015.527
     
16.244.058
    
47,5%
5,57%
15,6%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
1.194.050
        
1.142.574
       
-4,3%
-0,05%
1,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
1.231.101
        
1.286.312
       
4,5%
0,06%
1,2%
CDE Modicidade Eletrobrás
-
                    
(2.730.000)
     
0,0%
-2,91%
-2,6%
Encargos Serviços do Sistema(ESS) e Energia Reserva(EER)
1.099.414
        
3.540.155
       
222,0%
2,60%
3,4%
PROINFA
1.796.503
        
2.752.850
       
53,2%
1,02%
2,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
814.538
           
719.587
          
-11,7%
-0,10%
0,7%
Custos de Transmissão
10.903.636
     
15.387.449
    
41,1%
4,78%
14,8%
Rede Básica
5.023.573
        
7.372.779
       
46,8%
2,50%
7,1%
Rede Básica Fronteira
2.271.319
        
2.224.973
       
-2,0%
-0,05%
2,1%
MUST Itaipu
664.684
           
666.778
          
0,3%
0,00%
0,6%
Transporte de Itaipu
638.201
           
952.523
          
49,3%
0,34%
0,9%
Conexão
2.305.858
        
4.170.397
       
80,9%
1,99%
4,0%
Custos de Aquisição de Energia
33.175.104
     
35.171.215
    
6,0%
2,13%
33,8%
Receitas Irrecuperáveis
62.645
             
52.057
            
-16,9%
-0,01%
0,1%
PARCELA B
32.369.380
     
30.321.573
    
-6,3%
-2,18%
29,1%
Custos Operacionais
18.565.014
     
18.225.769
    
-1,8%
-0,36%
17,5%
Anuidades
3.040.061
        
3.071.290
       
1,0%
0,03%
3,0%
Remuneração
9.473.332
        
8.057.081
       
-14,9%
-1,51%
7,7%
Depreciação
3.104.330
        
3.019.884
       
-2,7%
-0,09%
2,9%
UD+ER+OR
(1.813.358)
      
(2.052.452)
     
13,2%
-0,25%
-2,0%
RT considerando a varição tarifária da RTE
93.804.379
     
104.023.696
  
10,89%
100%

Fonte: Nota Técnica nº 126/2022-SGT/ANEEL 
 
26. 
O reposicionamento econômico de 10,89% é derivado das variações de custos das Parcelas 
A e B. 
 
Parcela A 
 
27. 
A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais, 
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, 
inclusive a geração própria. A Parcela A representa 70,9% dos custos da concessionária, cuja variação 
identificada foi de 20,0%, representando um impacto tarifário 13,08%. 
 
28. 
Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma participação 
de 6,18%. Destacam-se positivamente: i) o aumento da nova cota de CDE (Uso) de 2022, impacto de 
5,57%, em função, principalmente, do aumento dios consumidores  beneficiados com a tarifa social e do 
aumento dos custos referentes a CCC (devido o aumento do custo dos combustíveis); ii) o aumento dos 
Encargos de Serviço de Sistema e de Energia Reserva (ESS/EER), impacto de 2,60%. Em contrapartida, a 
inclusão da CDE Modicidade Eletrobrás resultou num efeito de -2,91%; conforme proposta preliminar de 
regulamentação disposta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL. 
 
29. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 4,78%. Sobre essa 
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(12.270.937)
   
-13,08%
CVA em processamento - Energia
4.108.122
       
4,38%
CVA em processamento - Transporte
1.022.908
       
1,09%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
5.469.967
       
5,83%
CVA CDE Covid 
159.335
          
0,17%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
324.328
          
0,35%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(75.520)
           
-0,08%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
201.640
          
0,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(463.992)
         
-0,49%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
3.357
               
0,00%
Neutralidade Encargo CDE Covid
3.864
               
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(296.958)
         
-0,32%
Previsão de Risco Hidrológico
3.103.897
       
3,31%
Reversão do Risco Hidrológico
(4.877.309)
     
-5,20%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(19.510)
           
-0,02%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(3.729)
             
0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.480
               
0,00%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
634.418
          
0,68%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(383.562)
         
-0,41%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(267.277)
         
-0,28%
Conselho de Consumidores 
(242.826)
         
-0,26%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(51.244)
           
-0,05%
Crédito de PIS/COFINS
(19.427.552)
   
-20,71%
Empréstimo Escassez Hídriíca - Imp (jul-ago/21)
(342.496)
         
-0,37%
Empréstimo Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária
(852.278)
         
-0,91%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-2,05%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-4,24%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (12.270.937) -13,08%    
  4 .108.122 4,38%  
  1 .022.908 1,09%  
  5 .469.967 5,83%  
  159.335 0,17%  
  324.328 0,35%  
  (75.520) -0,08%  
  201.640 0,21%  
  ( 463.992) -0,49%  
  3 .357 0,00%  
  3 .864 0,00%  
  ( 296.958) -0,32%  
  3 .103.897 3,31%  
Reversão do Risco Hidrológico (4.877.309) -5,20%    
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia (19.510) -0,02%    
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte (3.729) 0,00%    
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 .480 0,00%    
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 634.418 0,68%    
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 383.562) -0,41%    
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 267.277) -0,28%    
Conselho de Consumidores ( 242.826) -0,26%    
    
    
Empréstimo Escassez Hídriíca - Imp (jul-ago/21) ( 342.496) -0,37%    
Empréstimo Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária ( 852.278) -0,91%    
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,05%    
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -4,24%    

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

36. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de 
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos 
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela 
distribuidora. A Parcela B representa 29,1% dos custos da concessionária e apresentou uma variação de -
6,3%, o que representa um impacto tarifário de -2,18%. 
 
37. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas 
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro 
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. 
 
38. 
No caso da Eletrocar, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa dentro do 
intervalo definido pelo método de benchmarking, assim não haverá redução ao longo do próximo ciclo 
tarifário, sendo o componente T do Fator X calculado em 0,0%.  
 
39. 
O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de 
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo 
de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos realizados e visa 
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de 
Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos investimentos de curto período de 
recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos e em toda a infraestrutura de 
edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço. 
 
40. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de -14,9% em relação aos valores 
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de -1,51%. A situação adveio 
principalmente da redução da Base de Remuneração Líquida, em decorrência dos investimentos 
realizados pela Eletrocar desde sua última revisão tarifária, comparada com a revisão de 2017 (atualizada 
ao longo do ciclo anterior), além da redução da taxa de remuneração (WACC). O Gráfico 2 demonstra os 
efeitos da variação na remuneração de capital.

Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica nº 126/2022-SGT/ANEEL 
 
41. 
A quota de reintegração regulatória variou de -2,7%  em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de -0,09% nas tarifas. Este efeito se dá em função 
do aumento da Base de Remuneração Bruta, comparada com a revisão de 2017 (atualizada ao longo do 
ciclo anterior) e da variação negativa da taxa de depreciação. O Gráfico 3 demonstra ambos os efeitos. 
 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 126/2022-SGT/ANEEL 
 
42. 
A cobertura para anuidades variou 1,0% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, 
com impacto de 0,03% na revisão. Esse resultado proveio do aumento da Base de Anuidade Regulatória 
(BAR), suavisado pela diminuição do WACC, variáveis das quais o cálculo das anuidades depende. 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 1,0%
- 13,9%
85,1%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
- 5,4%
2,7%
97,3%

Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades 
Fonte: Nota Técnica nº 126/2022-SGT/ANEEL 
 
43. 
Quanto às outras receitas (OR), referem-se a receitas de atividades relacionadas com a 
concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser classificadas 
em duas categorias, conforme sua natureza: “receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia 
elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis; e “receitas de atividades acessórias”, que são 
atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e 
risco das concessionárias.  
 
44. 
A Resolução Normativa nº 1000/2021 estabelece a obrigatoriedade da cobrança de 
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de conexão, 
sendo esta chamada “Ultrapassagem de Demanda” (UD), e de montantes de energia reativa e demanda 
de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, sendo chamado 
“Excedente de Reativos” (ER), sendo que ambas as receitas são contabilizadas como redutoras da Parcela 
B.  
 
45. 
Assim, o efeito tarifário referente a outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos nesta revisão tarifária foi no total de -0,25%. 
 
Componentes Financeiros 
 
46. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da Eletrocar. 
 
Anuidades
Processo Anterior
Efeito
WACC
Efeito Base de
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
- 3,9%
4,9%
101,0%

Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 126/2022-SGT/ANEEL 
 
47. 
Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se positivamente: i) a CVA – 
Encargos Setoriais, efeito de 5,83%, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito 
ao longo de 2021, bem como do aumento do encargo de CDE Uso para o ano de 2022 em relação à 
cobertura considerada no RTA de 2021; ii) CVA em processamento - Energia, com efeito de 4,38%, sendo 
que os impactos mais significativos foram as exposições ao MCP relacionadas ao risco hidrológico dos 
CCGF, Itaipu e dos CCEAR-Q repactuados. 
 
48. 
Quanto os financeiros negativos, destacam-se: i) os créditos de PIS/COFINS e ii) o 
empréstimo setorial referente à Escassez Hídrica. Estas componentes estão detalhadas a seguir. 
 
49. 
Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência sobre 
ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em Consulta Pública 
nº 05/2021. No entanto, a Lei nº 14.385/2022, publicada em 28 de junho de 2022,  disciplinou a devolução 
de valores de tributos recolhidos a maior pelas prestadoras do serviço público de distribuição de energia 
elétrica. 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
4.108.122
         
4,38%
CVA em processamento - Transporte
1.022.908
         
1,09%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
5.469.967
         
5,83%
CVA CDE Covid 
159.335
            
0,17%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
324.328
            
0,35%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(75.520)
             
-0,08%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
201.640
            
0,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(463.992)
           
-0,49%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
3.357
                 
0,00%
Neutralidade Encargo CDE Covid
3.864
                 
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(296.958)
           
-0,32%
Previsão de Risco Hidrológico
3.103.897
         
3,31%
Reversão do Risco Hidrológico
(4.877.309)
       
-5,20%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(19.510)
             
-0,02%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(3.729)
               
0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.480
                 
0,00%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
634.418
            
0,68%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(383.562)
           
-0,41%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(267.277)
           
-0,28%
Conselho de Consumidores 
(242.826)
           
-0,26%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(51.244)
             
-0,05%
Crédito de PIS/COFINS
(19.427.552)
     
-20,71%
Emprésttimo Escassez Hídriíca - Imp (jul-ago/21)
(342.496)
           
-0,37%
Empréstimo Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária
(852.278)
           
-0,91%
Total
(12.270.937)
     
-13,08%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia 4 .108.122 4,38%
CVA em processamento - Transporte 1 .022.908 1,09%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 5 .469.967 5,83%
CVA CDE Covid 159.335 0,17%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 324.328 0,35%
Neutralidade de Parcela A- Energia (75.520) -0,08%
Neutralidade de Parcela A - Transporte 201.640 0,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 463.992) -0,49%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 3 .357 0,00%
Neutralidade Encargo CDE Covid 3 .864 0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia ( 296.958) -0,32%
Previsão de Risco Hidrológico 3 .103.897 3,31%
Reversão do Risco Hidrológico (4.877.309) -5,20%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia (19.510) -0,02%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte (3.729) 0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 .480 0,00%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 634.418 0,68%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 383.562) -0,41%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 267.277) -0,28%
Conselho de Consumidores ( 242.826) -0,26%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 (51.244) -0,05%
Crédito de PIS/COFINS (19.427.552) -20,71%
Emprésttimo Escassez Hídriíca - Imp (jul-ago/21) ( 342.496) -0,37%
Empréstimo Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária ( 852.278) -0,91%  
Total ( 12.270.937) -13,08%  

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

58. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à Qualidade 
e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da Concessionária 
entre 2020 e 2021, resultando em 1,21%. Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na 
prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas 
praticadas. 
 
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão  
 
59. 
A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida no efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores entre a proposta da Consulta Pública e o resultado da revisão tarifária. 
 
Tabela 4. Comparação da Proposta da CP 018/2022 e a Final  
 
 
 Descrição 
 CP 18/2022
Receita 
Verificada
(R$) 
 Final
Receita 
Verificada
(R$) 
 CP 18/2022
Receita 
Requerida
(R$) 
 Final
Receita 
Requerida
(R$) 
 CP 018/2022
Efeito na 
Revisão
% 
 Final Efeito 
na Revisão
% 
 Variação
Total 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
64.583.949
61.434.999
72.709.946
73.702.123
8,26%
13,08%
4,82%
Encargos Setoriais
18.059.443
17.293.614
24.185.941
23.091.402
6,23%
6,18%
-0,05%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
148.669
         
142.481
         
143.388
         
135.866
         
-0,01%
-0,01%
0,00%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
11.472.930
   
11.015.527
   
15.476.290
   
16.244.058
   
4,07%
5,57%
1,51%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TUS
1.243.631
     
1.194.050
     
1.142.574
     
1.142.574
     
-0,10%
-0,05%
0,05%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TE)
1.303.431
     
1.231.101
     
1.286.312
     
1.286.312
     
-0,02%
0,06%
0,08%
CDE Modicidade Eletrobrás
-
                  
-
                  
-
                  
(2.730.000)
    
0,00%
-2,91%
-2,91%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
1.164.007
     
1.099.414
     
2.460.649
     
3.540.155
     
1,32%
2,60%
1,28%
PROINFA
1.867.406
     
1.796.503
     
2.752.850
     
2.752.850
     
0,90%
1,02%
0,12%
P&D, Efic.Energ 
859.370
         
814.538
         
923.879
         
719.587
         
0,07%
-0,10%
-0,17%
Custos de Transmissão
11.372.566
10.903.636
11.673.684
15.387.449
0,31%
4,78%
4,47%
Rede Básica
5.228.768
     
5.023.573
     
5.420.952
     
7.372.779
     
0,20%
2,50%
2,31%
Rede Básica Fronteira
2.364.096
     
2.271.319
     
2.226.699
     
2.224.973
     
-0,14%
-0,05%
0,09%
MUST Itaipu
703.736
         
664.684
         
738.176
         
666.778
         
0,03%
0,00%
-0,03%
Transporte de Itaipu
675.697
         
638.201
         
888.234
         
952.523
         
0,22%
0,34%
0,12%
Conexão
2.400.268
     
2.305.858
     
2.399.623
     
4.170.397
     
0,00%
1,99%
1,99%
Custo de Aquisição de Energia 
35.086.660
   
33.175.104
   
36.781.563
   
35.171.215
   
1,72%
2,13%
0,41%
Receitas Irrecuperáveis
65.281
           
62.645
           
68.757
           
52.057
           
0,00%
-0,01%
-0,01%
PARCELA B
33.816.114
   
32.369.380
   
32.503.829
   
30.321.573
   
-1,33%
-2,18%
-0,85%
Custos Operacionais
19.394.768
   
18.565.014
   
18.981.088
   
18.225.769
   
-0,42%
-0,36%
0,06%
Anuidades
3.175.935
     
3.040.061
     
3.014.819
     
3.071.290
     
-0,16%
0,03%
0,20%
Remuneração
9.896.738
     
9.473.332
     
8.835.444
     
8.057.081
     
-1,08%
-1,51%
-0,43%
Depreciação
3.243.077
     
3.104.330
     
3.385.178
     
3.019.884
     
0,14%
-0,09%
-0,23%
OR, UD e ER
(1.894.405)
    
(1.813.358)
    
(1.712.701)
    
(2.052.452)
    
0,18%
-0,25%
-0,44%
Reposicionamento Tarifário
98.400.063
   
93.804.379
   
105.213.775
 
104.023.696
 
6,92%
10,89%
3,97%
CP 18/2022 Final CP 18/2022 Final CP 018/2022
Final Efeito
Receita Receita Receita Receita Efeito na Variação
Descrição na Revisão
Verificada Verificada Requerida Requerida Revisão Total
%
(R$) (R$) (R$) (R$) %
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 64.583.949 61.434.999 72.709.946 73.702.123 8,26% 13,08% 4,82%
Encargos Setoriais 18.059.443 17.293.614 24.185.941 23.091.402 6,23% 6,18% -0,05%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) 1 .243.631 1 .194.050 1 .142.574 1 .142.574 -0,10% -0,05% 0,05%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Conta-Covid (TE)
CDE Modicidade Eletrobrás - - - ( 2.730.000) 0,00% -2,91%
MUST Itaipu 7 03.736 6 64.684 7 38.176
Transporte de Itaipu
0,03% 0,00% -0,03%
0,22% 0,34% 0,12%
Custo de Aquisição de Energia 3 5.086.660 3 3.175.104 3 6.781.563 3 5.171.215 1,72% 2,13% 0,41%
Receitas Irrecuperáveis 6 5.281 6 2.645 6 8.757 5 2.057 0,00% -0,01% -0,01%
PARCELA B 3 3.816.114 3 2.369.380 3 2.503.829 3 0.321.573 -1,33% -2,18% -0,85%
Reposicionamento Tarifário 9 8.400.063 9 3.804.379 1 05.213.775 1 04.023.696 6,92% 10,89% 3,97%


60. 
As maiores diferenças entre a versão final e a da consulta pública ocorreram 
principalmente nos Custos de Transporte (efeito de 4,47%) e nos Componentes Financeiros (efeito de -
21,94%); além do aumento do efeito médio em função da redução da Receita Verificada ocasionada pela 
queda do mercado de referência, esta redução ocasionou um aumento no impacto tarifário de 5,20%. 
 
61. 
Para os Custos de Transporte, a diferença se deve: i) pelo aumento dos custos de Rede 
Básica e Rede Básica Fronteira, efeito de 2,40%, resultado das novas Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Transmissão (TUST) e Receita Anual Permitida (RAP); ii) pelo aumento nos custos de Conexão, efeito de 
1,99%, advindo, principalmente, da entrada, em julho de 2022, de novo módulo referente as Demais 
Instalações de Transmissão (DIT) de uso exclusivo da Eletrocar.  
 
62. 
Quanto aos Componentes Financeiros, a diferença se deve principalmente entre a 
diferença entre o financeiro referente aos créditos de PIS/COFINS. Quando da deliberação do processo 
na versão da CP 018/2022 ainda não havia sido publicada a Lei nº 14.358, que disciplinou a devolução 
destes tributos recolhidos a maior pelas distribuidoras de energia elétrica, efeito de negativo de 17,66%.  
 
Participação dos Segmentos de Custos na Revisão Tarifária  
 
63. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com 
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 610.  
 
 
10 No Gráfico 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 6, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS, 
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL. 
Componentes Financeiros do Processo Atual 
8.720.221
     
(12.270.937)
  
8,86%
-13,08%
-21,94%
CVA em processamento - Energia
7.353.879
     
4.108.122
     
7,47%
4,38%
-3,09%
CVA em processamento - Transporte
1.059.948
     
1.022.908
     
1,08%
1,09%
0,01%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
5.325.624
     
5.469.967
     
5,41%
5,83%
0,42%
CVA CDE Covid 
155.977
         
159.335
         
0,16%
0,17%
0,01%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
39.864
           
324.328
         
0,04%
0,35%
0,31%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.044.544
     
(75.520)
          
1,06%
-0,08%
-1,14%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(242.881)
       
201.640
         
-0,25%
0,21%
0,46%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(623.449)
       
(463.992)
       
-0,63%
-0,49%
0,14%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
12.773
           
3.357
             
0,01%
0,00%
-0,01%
Neutralidade Encargo CDE Covid
(39.563)
          
3.864
             
-0,04%
0,00%
0,04%
Sobrecontratação/exposição de energia
(293.441)
       
(296.958)
       
-0,30%
-0,32%
-0,02%
Previsão de Risco Hidrológico
4.305.551
     
3.103.897
     
4,38%
3,31%
-1,07%
Reversão do Risco Hidrológico
(4.861.277)
    
(4.877.309)
    
-4,94%
-5,20%
-0,26%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(16.335)
          
(19.510)
          
-0,02%
-0,02%
0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(3.122)
            
(3.729)
            
0,00%
0,00%
0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.239
             
1.480
             
0,00%
0,00%
0,00%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
634.964
         
634.418
         
0,65%
0,68%
0,03%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(382.590)
       
(383.562)
       
-0,39%
-0,41%
-0,02%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(266.382)
       
(267.277)
       
-0,27%
-0,28%
-0,01%
Conselho de Consumidores 
(239.084)
       
(242.826)
       
-0,24%
-0,26%
-0,02%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(51.244)
          
(51.244)
          
-0,05%
-0,05%
0,00%
Crédito de PIS/COFINS
(3.000.000)
    
(19.427.552)
  
-3,05%
-20,71%
-17,66%
Empréstimo Escassez Hídriíca - Imp (jul-ago/21)
(342.496)
       
(342.496)
       
-0,35%
-0,37%
-0,02%
Empréstimo Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária
(852.278)
       
(852.278)
       
-0,87%
-0,91%
-0,04%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-2,65%
-2,05%
0,60%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
13,14%
-4,24%
-17,37%

Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 126/2022-SGT/ANEEL 
 
 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 126/2022-SGT/ANEEL 
 
Evolução Tarifa Residencial – B1 
 
64. 
Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (38,4%) e as variações do IGP-M (145,5%) e do IPCA (85,5%) no mesmo 
período, conforme demonstrado no Gráfico 7. 
 
Custo de       
Distribuição
29,1%
Custo de            
Energia
33,8%
Custo de     
Transmissão
14,8%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
2,6%
CDE
15,3%
ESS/EER
3,4%
Outros
0,8%
Encargos
22,2%
Custo de       
Distribuição; 
20,7%
Custo de            
Energia; 
24,1%
Custo de     
Transmissão; 
10,5%
Encargos          
Setoriais; 
15,8%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,0%
ICMS; 
24,8%
PIS/COFINS; 
4,0%
Tributos; 
28,8%

Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 126/2022-SGT/ANEEL 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
 
65. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi 
obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 
2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do 
Módulo 8 do PRODIST11. 
 
11 “Limites dos indicadores de continuidade do serviço  
209. Para o estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC, as distribuidoras devem 
enviar à ANEEL suas BDGD, conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus 
conjuntos de unidades consumidoras.  
210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser aplicado o 
seguinte procedimento:  
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;  
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”;  
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o desempenho 
dos conjuntos semelhantes; e  
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, para a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.” 
 
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
560,74
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

66. 
Nos Gráficos 9 e 10 são apresentados o histórico de apuração de DEC e FEC, os limites 
globais propostos pela ANEEL na CP nº 018/2022, a contraproposta da Distribuidora e os limites propostos 
após a análise das contribuições enviadas. Em relação aos limites globais propostos para os anos de 2023 
a 2027, a redução anual é de 4,00% no DEC e de 5,45% no FEC. 
 
 
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos do ELETROCAR. 
Fonte: Nota Técnica nº 043/2022-SRD/ANEEL.

Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos do ELETROCAR. 
Fonte: Nota Técnica nº 043/2022-SRD/ANEEL. 
 
67. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da Eletrocar, apresenta-se, nos Gráficos 11 e 
12, uma comparação entre os limites propostos para a Eletrocar e os limites de outras distribuidoras da 
região Sul de pequeno porte (menos de 1 milhão de unidades consumidoras). Observa-se que os limites 
de DEC e FEC da Distribuidora estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 10. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 043/2022-SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 11. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.

Fonte: Nota Técnica nº 043/2022-SRD/ANEEL. 
 
68. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 5 apresenta os valores pagos e o número de 
compensações efetuadas pela Eletrocar entre 2017 e 2021: 
 
Tabela 4. Compensações efetuadas pela Eletrocar 
 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2017 
31.661 
115.018 
2018 
27.458 
129.976 
2019 
34.157 
197.493 
2020 
16.747 
129.164 
2021 
17.879 
106.997 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
III – DIREITO 
 
69. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.; 
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret; 
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – Prodist; 
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição 084/2000. 
IV – DISPOSITIVO 
 
70. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 084/2000 e no que constam 
dos Processos nº 48500.003569/2021-55 e 48500.004726/2021-40, voto no sentido de aprovar o 
resultado da revisão tarifária periódica de 2022 da ELETROCAR - Centrais Elétricas de Carazinho S/A., na 
forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a fim de: 
 
a) homologar o resultado da revisão tarifária periódica, a vigorar a partir de 22/07/2022, 
que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -4,24%, sendo de -
8,21%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -2,82%, em 
média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão; 
 
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;
  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  

c) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a 
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Eletrocar, de 
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
d) definir os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
 
e) fixar o componente T do Fator X em 0,00%;  
 
f) fixar os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2023 a 
2027 a serem observados pela Eletrocar; e 
 
g) fixar o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2023 a 2026, 
conforme tabela abaixo: 
 
2023 
2024 
2025 
2026 
Perdas Técnicas sobre Energia 
5,2443% 
5,2443% 
5,2443% 
5,2443% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado 1,6738% 
1,6488% 
1,6267% 
1,6071% 
 
 
 
Brasília, 19 de julho de 2022 
 
 
(assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ  
Diretor
    2023      2024      2025      2026  
Perdas Técnicas sobre Energia  5,2443%      5,2443%      5,2443%      5,2443%    
Perdas Não TéIcnnjeictaasd sao bre Mercado  1,6738%      1,6488%      1,6267%      1,6071%