VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.003567/2021-66 e 48500.000960/2022-89 
 
INTERESSADO: Departamento Municipal de Energia de Ijuí (Demei) 
 
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) e Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição (SRD) 
 
ASSUNTO Proposta de abertura de Consulta Pública para colher subsídios e informações para 
aprimorar a proposta de Revisão Tarifária Periódica de 2022 do Departamento Municipal de Energia 
de Ijuí (Demei), a vigorar a partir de 22 de julho de 2022, e definir os correspondentes limites dos 
indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora 
(DEC) e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC), para o período 
de 2023 a 2027. 
 
 
 
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.  
 
3. 
Na 44ª Sessão de Sorteio Público Ordinária de 2021, realizada em 8 de novembro de 
2021, o presente processo foi distribuído a minha relatoria. 
 
4. 
As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas 
por meio do Ofício nº 12/2022-SGT/ANEEL1, de 27 de janeiro de 2022,  e foram encaminhados pela 
concessionária mediante o Ofício nº 55/20222, de 11 de março de 2022. 
 
1 Documento SIC nº 48581.000217/2022-00. 
2 Documento SIC nº 48513.007704/2022.

5. 
Por meio da Nota Técnica nº 0006/2022-SRD/ANEEL3, de 22 de fevereiro de 2022, a 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD) 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 DEMEI, para os anos de 2023 
a 2027. 
 
6. 
Mediante o Memorando nº 33/2022-SRM/ANEEL4, de 21 de março de 2022, a 
Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado (SRM) prestou as informações 
concernentes ao contrato bilateral que a distribuidora possui. 
 
7. 
A SRD, por meio do Memorando nº 64/2022-SRD/ANEEL5, de 23 de março de 2022, 
enviou a apuração das perdas técnicas na distribuição da concessionária, consolidada pela Nota 
Técnica n° 16/2022-SRD/ANEEL da mesma data. 
 
8. 
Por meio do Memorando nº 91/2022-SFF/ANEEL6, de 30 de março de 2022, a 
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF) informou os valores para a 
composição da Base de Remuneração da DEMEI, os valores brutos concernentes a Outras Receitas 
(OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER). 
 
9. 
Em 08 de abril de 2022, a proposta da revisão tarifária foi encaminhada à DEMEI e ao 
Conselho de Consumidores. 
 
10. 
Por intermédio da Nota Técnica n° 40/2022–SGT/ANEEL7, de 11 de abril de 2022, a 
Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) apresentou proposta de Revisão Tarifária da Demei  a 
ser submetida à Consulta Pública. 
 
11. 
É o relatório. 
 
 
 
 
 
3 Documento SIC nº 48554.000440/2022. 
4 Documento SIC nº 48580.000351/2022. 
5 Documento SIC nº 48554.000688/2022. 
6 Documento SIC nº 48536.001113/2022. 
7 Documento SIC nº 48581.001152/2022.

II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
12. 
A revisão das tarifas da DEMEI, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz 
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 6,45%, sendo de 11,03%, em média, para 
os consumidores conectados na alta tensão e de 5,43%, em média, para os consumidores 
conectados na baixa tensão. 
 
13. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL 
 
14. 
O efeito médio de 6,45% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das 
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 5,51%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados 
no atual processo tarifário, com efeito tarifário de 7,94%; e (iii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, 
representando -7,00% de efeito. 
 
15. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuíram para o efeito 
médio. 
 
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
11,03%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
5,43%
Efeito Médio AT+BT
6,45%
4,62%
0,87%
1,57%
0,02%
-1,57%
7,94%
-7,00%
6,45%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

16. 
Segundo a área técnica, 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. 
 
17. 
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. 
 
18. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os 
valores atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para 
o efeito médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária.

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da DEMEI 
 
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL 
 
19. 
O reposicionamento econômico de 5,51% é derivado das variações de custos das 
Parcelas A e B. 
 
Parcela A 
20. 
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 80,16% dos custos da concessionária, 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
65.541.529
          
71.522.647
           
9,13%
7,07%
80,16%
Encargos Setoriais
14.326.228
          
18.233.519
           
27,27%
4,62%
20,43%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
94.796
                  
87.626
                   
-7,56%
-0,01%
0,10%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
9.417.955
             
11.538.872
           
22,52%
2,51%
12,93%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
913.011
                
865.714
                 
-5,18%
-0,06%
0,97%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
471.148
                
328.275
                 
-30,32%
-0,17%
0,37%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
1.123.345
             
2.607.861
              
132,15%
1,76%
2,92%
PROINFA
1.517.751
             
1.992.813
              
31,30%
0,56%
2,23%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
788.222
                
812.359
                 
3,06%
0,03%
0,91%
Custos de Transmissão
17.422.062
          
18.155.093
           
4,21%
0,87%
20,35%
Rede Básica
8.195.390
             
8.582.109
              
4,72%
0,46%
9,62%
Rede Básica Fronteira
6.489.355
             
6.526.677
              
0,58%
0,04%
7,31%
MUST Itaipu
583.243
                
734.353
                 
25,91%
0,18%
0,82%
Transporte de Itaipu
668.958
                
704.915
                 
5,38%
0,04%
0,79%
Conexão
1.485.116
             
1.607.039
              
8,21%
0,14%
1,80%
Custos de Aquisição de Energia
33.712.854
          
35.040.713
           
3,94%
1,57%
39,27%
Receitas Irrecuperáveis
80.386
                  
93.321
                   
16,09%
0,02%
0,10%
PARCELA B
19.029.558
          
17.705.347
           
-6,96%
-1,57%
19,84%
Custos Operacionais
13.663.781
          
13.617.592
           
-0,34%
-0,05%
15,26%
Anuidades
1.452.864
             
1.587.846
              
9,29%
0,16%
1,78%
Remuneração
3.571.666
             
2.842.138
              
-20,43%
-0,86%
3,19%
Depreciação
1.984.467
             
2.423.111
              
22,10%
0,52%
2,72%
UD+ER+OR
(1.643.220)
           
(2.765.340)
            
68,29%
-1,33%
-3,10%
RT considerando a varição tarifária da RTE
84.571.087
          
89.227.994
           
5,51%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
6.717.142
              
7,94%
CVA em processamento - Energia
2.466.954
              
2,92%
CVA em processamento - Transporte
323.485
                 
0,38%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
7.089.084
              
8,38%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(939.265)
                
-1,11%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.214.828
              
1,44%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(219.915)
                
-0,26%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.260.669)
            
-1,49%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
36.150
                   
0,04%
Previsão de Risco Hidrológico
3.546.586
              
4,19%
Reversão do Risco Hidrológico
(3.898.302)
            
-4,61%
Conselho de Consumidores 
(455.704)
                
-0,54%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/
(4.336)
                    
-0,01%
Importação JUL-AGO/2021
(296.951)
                
-0,35%
Bônus - Red. Volunt.
(884.802)
                
-1,05%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-7,00%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
6,45%

cuja variação identificada foi de 9,13%, representando um impacto tarifário 7,07%. 
 
21. 
Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma 
participação de 4,62%. Ressalta-se a previsão da nova cota de CDE Uso de 2022 para a distribuidora 
(efeito foi de 2,51%) e a nova cota calculada de ESS/EER (efeito de 1,76%). 
 
22. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 0,87%. Sobre esse 
efeito, vale destacar a estimativa de aumento 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, cujo reajuste está previsto para ocorrer no mês de julho do presente ano. 
 
23. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 1,57%. Contribuiu para 
esse efeito o aumento do custo da energia proveniente do contrato bilateral, com impacto de 
1,58%, o qual é reajustado pela variação do IPCA. Por outro lado, foi identificada uma redução do 
custo de Itaipu (efeito de -1,41%), o qual é indexado no dólar, cuja cotação passou de R$ 5,03 (no 
processo passado) para R$ 4,75 (na atual fase do processo). 
 
 
Perdas Regulatórias 
24. 
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 informado pela SRD. 
 
25. 
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, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo 
anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora. 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.

26. 
No caso da Demei, conforme regra definida no Submódulo 2.6A do Proret, o ponto 
de partida foi estabelecido em 1,65% sobre o mercado de baixa tensão faturado, sem trajetória de 
redução, ficando estabelecida o mesmo percentual para a meta ao final do ciclo. 
 
 
Receitas Irrecuperáveis 
 
27. 
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. 
 
28. 
Na presente revisão, as receitas irrecuperáveis variaram 16,09% em relação aos 
valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de 0,02% nas tarifas. 
 
 
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. 
 
30. 
A Parcela B representa 19,84% dos custos da concessionária e apresentou uma 
variação de -6,96%, o que representa um impacto tarifário de -1,57%. 
 
31. 
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. 
 
32. 
No caso da Demei, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está dentro 
do intervalo definido pelo método de benchmarking. Assim, não haverá uma trajetória de aumento 
ou redução destes custos ao longo do ciclo.

33. 
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. 
 
34. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de -20,43% em relação aos 
valores hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de -0,86%. A situação adveio 
principalmente da Base de Remuneração Líquida identificada, cujos investimentos realizados pela 
Demei desde sua última revisão tarifária (incremento da ordem de R$ 2,5 milhões) foi menor que a 
atualização dessa parcela ao longo do último ciclo. 
 
35. 
A SGT destacou que, dada a imunidade tributária conferida à distribuidora, por se 
tratar de ente municipal, isenta de imposto de renda, foi utilizado um WACC de 7,85% para o cálculo 
da remuneração de capital. 
 
 
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL 
 
36. 
A quota de reintegração regulatória variou 22,10%, em comparação aos valores 
contidos atualmente nas tarifas, o que representou um impacto de 0,52% neste processo. Este 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 2,52%
-17,90%
79,57%

aumento se dá principalmente em função da variação da base bruta (incremento de R$ 5,4 milhões). 
O gráfico a seguir demonstra os itens responsáveis por esse efeito. 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL 
 
37. 
A cobertura para anuidades variou 9,29%, com impacto de 0,16% na revisão. Esse 
resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios adotados para o cálculo das anuidades no 
atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória, da qual o cálculo das anuidades 
depende. O Gráfico a seguir demonstra os efeitos da variação das anuidades. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades 
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL 
38. 
As Outras Receitas (OR) se referem a receitas de atividades relacionadas com a 
concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
-1,90%
24,00%
122,10%
Anuidades
Processo Anterior
Efeito
WACC
Efeito Base de
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
-7,13%
16,42%
109,29%

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.  
 
39. 
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).  
 
40. 
As receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos são consideradas 
como redudores da Parcela B. 
 
41. 
Destaca-se ainda que também está sendo considerado o saldo acumulado dos valores 
de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos no período anterior à Data Referência de 
Alteração Contratual informado pela SFF, apurados no mês de fevereiro de 2017, conforme previsto 
no Submódulo 2.1A do Proret. 
 
42. 
Assim, o efeito tarifário referente a Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos nesta revisão tarifária foi no total de -1,33%. 
 
 
Componentes Financeiros 
 
43. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da Demei.

Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL 
 
44. 
Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se os valores da CVA 
calculados pela concessionária, que totalizaram um impacto de 11,68%. Ressalta-se que os 
financeiros estimados pela distribuidora nessa Consulta Pública serão fiscalizados e recalculados 
pela ANEEL até a versão final deste processo. 
 
45. 
Por outro lado, com efeito redutor, merece relevo os componentes financeiros 
relacionados ao empréstimo decorrente da Escassez Hídrica (Importação JUL-AGO/2021 e Bônus – 
Redução Voluntária), como efeito total de -1,40%. 
 
 
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
46. 
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. 
 
47. 
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. 
 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
2.466.954
           
2,92%
CVA em processamento - Transporte
323.485
              
0,38%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
7.089.084
           
8,38%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(939.265)
             
-1,11%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.214.828
           
1,44%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(219.915)
             
-0,26%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.260.669)
          
-1,49%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
36.150
                 
0,04%
Previsão de Risco Hidrológico
3.546.586
           
4,19%
Reversão do Risco Hidrológico
(3.898.302)
          
-4,61%
Conselho de Consumidores 
(455.704)
             
-0,54%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício
4.336,26
-             
-0,01%
Importação JUL-AGO/2021
(296.951,33)
       
-0,35%
Bônus - Red. Volunt.
(884.802,41)
       
-1,05%
Total
6.717.142
           
7,94%

48. 
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 1,53%. 
 
49. 
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 abaixo do intervalo definido pelo método de benchmarking, o componente T a ser 
aplicado nos reajustes subsequentes da DEMEI foi de 0,00%. 
 
50. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à 
Qualidade e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da 
Concessionária entre 2019 e 2020, resultando em -1,19%. 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.  
 
51. 
Assim, o valor do Fator X calculado nessa fase da Revisão, a ser aplicado nos reajustes 
da DEMEI, até a próxima revisão tarifária, foi de 0,00%, a ser acrescido dos Componentes Pd e Q, 
atualizados em cada reajuste tarifário. 
 
52. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, 
com e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 68.  
 
8 No Gráfico 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 
6, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas 
as alíquotas médias do ICMS, do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de 
Mercado da ANEEL.

Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL 
 
 
 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL 
 
 
53. 
Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (49,34%) e as variações do IGP-M (150,59%) e do IPCA (84,88%) 
no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 7. 
 
 
Custo de       
Distribuição
19,8%
Custo de            
Energia
39,3%
Custo de     
Transmissão
20,3%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA 2,2%
CDE 14,3%
ESS/EER 2,9%
Outros
1,0%
Tributos
20,4%
Custo de       
Distribuição
13,2%
Custo de            
Energia
26,1%
Custo de     
Transmissão
13,5%
Encargos          
Setoriais
13,6%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
ICMS
30,6%
PIS/COFINS 2,9%
Tributos 
33,5%

Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica SGT/ANEEL 
 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
54. 
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. 
 
55. 
No Gráfico 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais de DEC e 
FEC propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2023 a 2027, a 
redução média anual é  de 5,00% no DEC e de 5,71% no FEC. 
 
 
9 “5.10 Limites de continuidade do serviço. 
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas 
BDGD conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de 
unidades consumidoras. 
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o 
seguinte procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa; 
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”; 
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o 
desempenho dos conjuntos; e 
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.”  
411,22
335,70
350,04
386,04
503,59
471,32
426,30
420,88
497,32
558,44
507,03
537,88
582,42
614,12
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Revisão
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
Revisão
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da DEMEI. 
Fonte: Nota Técnica nº 0006/2022-SRD/ANEEL. 
 
56. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da DEMEI, apresenta-se, nos Gráficos 9 
e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras da região Sul de pequeno porte (menos de 
1 milhão de unidades consumidoras). Observa-se que os limites de DEC e FEC da DEMEI estão 
aderentes à realidade da região.   
 
 
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 0006/2022-SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 0006/2022-SRD/ANEEL. 
 
57. 
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 Demei entre 2017 e 2021: 
 
Tabela 4. Compensações efetuadas pela 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 
 
58. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.; 
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária  (Proret);
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        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  

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 
 
59. 
Diante do exposto e do que consta dos Processos nº 48500.003567/2021-66 e 
48500.000960/2022-89, voto por instaurar Consulta pública, entre 20 de abril e 03 de junho de 
2022, com reunião virtual em 04 de maio de 2022, para colher subsídios e informações para 
aprimorar a proposta de Revisão Tarifária Periódica de 2022 do Departamento Municipal de Energia 
de Ijuí (Demei), a vigorar a partir de 22 de julho de 2022, e definir os correspondentes limites dos 
indicadores de contin uidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora 
(DEC) e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC), para 2023 a 
2027. 
 
Brasília, 19 de abril de 2022 
 
(assinado digitalmente) 
ELISA BASTOS SILVA  
Diretora