REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3100/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2022, as Tarifas de Energia – TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD referentes à Elektro Redes S.A - Elektro.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-08-29
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004913/2021-23
INTERESSADO: Elektro Redes S.A. (Elektro)
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT)
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Elektro Redes S.A. (Elektro), a vigorar a partir de 27 de
agosto de 2022.
I. R E L A T Ó R I O
A Elektro é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica sediada
na cidade de Campinas-SP e atende aproximadamente 2,8 milhões de unidades consumidoras, cujo
consumo de energia elétrica representa atualmente faturamento anual na ordem de R$ 7,7 bilhões.
2. Em 24 de agosto de 2021, foi aprovada o Reajuste Tarifário Anual da Elektro, conforme
Resolução Homologatória (REH) nº 2.927/2021, com reajuste médio de 11,49%.
3. Em 15 de março de 2022, a Diretoria Colegiada decidiu, na 8ª Reunião Pública Ordinária da
Diretoria de 2022, sobre o resultado da Consulta Pública nº 2/2022, aprovando a Resolução Normativa nº
1.008/2022, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo
tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).
4. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás constante na Lei nº
14.182/2021, o que consta da Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) nº 15/2021,
e a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia (MME) acerca do aporte inicial associado ao
processo de capitalização da Eletrobrás 2 , a ANEEL decidiu anuir com a proposta preliminar de
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 187/1998-ANEEL.
2 SICNET nº 48513.014192/2022-00

regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás disposta na Nota
Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL.
5. Em 28 de junho de 2022, foi publicada a Lei nº 14.385, que trata da devolução aos
consumidores de energia elétrica dos valores relacionados as ações judiciais que versam sobre a retirada
do ICMS da base do PIS/COFINS.
6. Em 28 de julho de 2022, a Elektro apresentou3 a proposta de Reajuste Tarifário Anual (RTA)
de 2022.
7. Em 5 de agosto de 2022, a Elektro informou 4 os valores de créditos de PIS/COFINS
aproveitados entre março e julho de 2022, como ainda a estimativa de compensações para os 12 meses
subsequentes.
consolidou5 encaminhou6
8. Em 15 de agosto de 2022, a SGT o cálculo do RTA de 2022 e ao
Conselho de Consumidores da Elektro as planilhas de cálculo.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
9. O RTA de 2022 da Elektro, a vigorar a partir de 27 de agosto de 2022, conduz ao efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 15,77%, sendo 23,72%, em média, para os consumidores
em Alta Tensão (AT) e 11,61%, em média, para os consumidores em Baixa Tensão (BT).
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 23,72%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 11,61%
Efeito Médio AT+BT 15,77%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
3 Carta nº 105, SICNET nº 48513.020343/2022-00.
4 Carta nº 109, SICNET nº 48513.021010/2022-00.
5 Nota Técnica nº 163/2022-SGT/ANEEL, SICNET nº 48581.002160/2022-00.
6 SICNET nº 48581.002161/2022-00.

10. O efeito médio de 15,77% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos das Parcelas A e B,
contribuindo para o efeito médio em 17,65%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a um efeito de -0,67%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros do último
processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -1,21%, conforme apresentado no Gráfico 1.
15,77%
7,65%
5,07%
2,94%
2,00%
-0,67% -1,21%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
11. Segundo a SGT, a diferença de efeitos entre a alta e a baixa tensão se deve, dentre outros,
ao incremento dos custos associados ao transporte e à CDE Uso, que estão impactando mais os
consumidores de alta tensão. Além disso, os consumidores livres, que representam 43% do mercado total
da distribuidora e estão alocados no grupo de alta tensão, não sentem o impacto de redução da Tarifa de
Energia (TE), contribuindo mais ainda para essa diferença. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que
conduziram ao efeito médio.
12. Os custos da Parcela A representam 70,72% dos custos da Elektro, sendo responsável pelo
aumento de 14,71% na composição do índice de reajuste tarifário. Destaca-se, a seguir, os itens mais
representativos.
13. Os encargos setoriais impactaram o efeito tarifário em 7,65%, destacando-se a CDE Uso
(6,36%), os Encargos de Energia de Reserva e de Serviços do Sistema (EER/ESS) (2,26%), que já considera
os custos do Procedimento Competitivo Simplificado (PCS), o PROINFA (1,26%) e a CDE Modicidade

Eletrobrás (-2,39%).
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação Participação

DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 5.277.006.040 6.410.615.709 | 21,48% | 14,71% | 70,72% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1.406.484.531 1.995.676.687 | 41,89% | 7,65% | 22,01% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 10.535.059 | 11.532.357 | 9,47% | 0,01% | 0,13% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 850.429.734 1.340.838.268 | 57,67% | 6,36% | 14,79% |  |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 106.504.851 | 106.457.053 | -0,04% | -0,00% | 1,17% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 132.848.421 | 137.439.511 | 3,46% | 0,06% | 1,52% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | (183.958.465) | - | -2,39% | -2,03% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 87.691.776 | 261.660.985 | 198,39% | 2,26% | 2,89% |
| PROINFA | 152.294.594 | 249.276.667 | 63,68% | 1,26% | 2,75% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 65.924.707 | 72.163.461 | 9,46% | 0,08% | 0,80% |
| ONS | 255.388 | 266.850 | 4,49% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 1.052.188.534 1.442.827.401 | 37,13% | 5,07% | 15,92% |  |
| Rede Básica | 493.976.453 | 633.412.836 | 28,23% | 1,81% | 6,99% |
| Rede Básica Fronteira | 366.577.524 | 558.437.621 | 52,34% | 2,49% | 6,16% |
| Rede Básica ONS (A2) | 8.421.991 | 11.152.054 | 32,42% | 0,04% | 0,12% |
| MUST Itaipu | 50.100.077 | 49.853.341 | -0,49% | -0,00% | 0,55% |
| Transporte de Itaipu | 48.503.265 | 72.399.671 | 49,27% | 0,31% | 0,80% |
| Conexão | 51.676.095 | 82.214.613 | 59,10% | 0,40% | 0,91% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 32.933.130 | 35.357.265 | 7,36% | 0,03% | 0,39% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.818.332.975 2.972.111.621 | 5,46% | 2,00% | 32,79% |  |
| PARCELA B | 2.428.545.175 2.654.776.548 | 9,32% | 2,94% | 29,28% |  |
| IRT | 7.705.551.215 9.065.392.257 | 17,65% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (52.221.978) | -0,67% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 199.520.254 | 2,57% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 50.926.301 | 0,65% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 453.862.086 | 5,84% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 78.639.847 | 1,01% |  |  |  |
| Neutralidade da Parcela A - Encargos Setoriais | 6.761.914 | 0,09% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 19.380.775 | 0,25% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.861.764 | 0,02% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 245.808.019 | 3,16% |  |  |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 3.805.948 | 0,05% |  |  |  |
| Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia | (367.161) | 0,00% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 1.529.444 | 0,02% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (445.198) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (360.856.621) | -4,64% |  |  |  |
| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (1.109.888) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão de custos de Transporte | (1.032.622) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão de custos de encargo de conexão | (677.015) | -0,01% |  |  |  |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | (10.131.301) | -0,13% |  |  |  |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (526.016) | -0,01% |  |  |  |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (347.493.530) | -4,47% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia | (27.717.983) | -0,36% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (57.413.414) | -0,74% |  |  |  |
| Antecipação da reversão dos créditos de UDER | (84.638.805) | -1,09% |  |  |  |
| Bônus de Itaipu (Decreto 11.027/2022) | (197.606.877) | -2,54% |  |  |  |
| Neutralidade Crédito de PIS/COFINS | (24.301.901) | -0,31% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,21%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 15,77%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

14. Os custos de transmissão variaram 37,13%, em relação ao processo anterior, e
contribuíram para um efeito médio de 5,07%, decorrente 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, aprovadas em julho, conforme REHs nº 3.066 e nº 3.067, ambas de 12 de julho de 2022.
15. Já os custos de aquisição de energia variaram 5,46% e representaram um efeito tarifário
de 2,00%. Contribuíram para esse efeito o aumento dos custos resultantes dos contratos de CCEAR
Energia Nova/Alternativa (1,35%), das cotas da Lei 12.783/2013 (1,08%) e de Angra (0,50%). Em
contrapartida, houve redução dos custos com Itaipu (efeito de -1,20%) decorrente da redução da tarifa
de repasse da potência contratada de Itaipu, estabelecida na REH nº 3.007/2021. As diferentes
modalidades de contratação e seus efeitos para este processo tarifário podem ser observados no gráfico
abaixo:
2,00%
1,08%
0,97%
0,50%
0,38% 0,32%
0,00% 0,03%
-0,08%
-1,20%

Total CCEAR CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Proinfa
Existente Existente Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
16. A Parcela B representou 29,28% dos custos da concessionária, impactando 2,94% o efeito
médio a ser percebido pelos consumidores. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação
acumulada, entre julho de 2021 e junho de 2022 do IGP-M (de 10,08%), subtraída do Fator X (de 0,76%),
o que totaliza 9,32%.

17. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia elétrica que se destina aos
custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais,
demonstrando a participação de cada segmento na composição da receita da Distribuidora (sem7 e com
tributos8).
Custo de
PROINFA
Transmissão
15,92% 2,75%
Custo de

Energia Encargos CDE
Setorias
32,79% 15,45%
22,01%
Custo de
ESS/EER
Distribuição
2,89%
29,28%
Outros
0,93%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de
Transmissão
12,04% Encargos
Setoriais
16,65%
ICMS

Custo de Tributos 20,38%
24,38%
Energia
24,79%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS
4,00%
22,15%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
7 Destaca-se a participação dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores de energia elétrica e repassados pela
concessionária.
8 Consideram-se apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas
médias nominais de 20,38% para o ICMS e de 4,00% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 24,38% por dentro),
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 32,24%
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

9

18. Os componentes financeiros a serem recuperados no próximo período tarifário
contribuíram com o efeito em -0,67% no atual reajuste da Elektro, conforme pode ser observado na parte
inferior da Tabela 2.
19. Destacam-se a CVA em Processamento - Encargos Setoriais resultando um impacto de
5,84% no efeito médio, em decorrência, principalmente, da diferença entre a cobertura concedida da CDE
no último processo tarifário e os custos efetivamente incorridos pela concessionária no período de
referência; e dos encargos EER/ESS, impactados pelo despacho de usinas fora da ordem de mérito.
20. Ressalta-se ainda o efeito de 2,57% da CVA em Processamento - Energia, especialmente
impactada pelas exposições ao Mercado de Curto Prazo (MCP) relacionadas à insuficiência de geração
hidrelétrica (risco hidrológico) de Itaipu, dos CCGF e dos CCEAR-Q repactuados.
21. Já com efeito negativo, a SGT destacou os financeiros extraordinários de reversão de custos
de rede básica e de encargo de conexão, concernentes a custos indevidos incorridos no processo tarifário
de 2021, os quais estão sendo revertidos aos consumidores da concessionária, no valor total atualizado
de R$ 1,7 milhão, impactando o efeito médio em -0,02%.
Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários
22. Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo
patamares elevados, foram desenvolvidos mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário, que se
observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por
consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais
mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados abaixo.
a) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
9 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos
pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros
considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

23. Em 28 de junho de 2022, foi publicada a Lei nº 14.385/2022, que alterou a Lei nº 9.427, de
26 de dezembro de 1996, tratando da devolução aos consumidores de energia elétrica dos valores
relacionados as ações judiciais que versam sobre a retirada do ICMS da base do PIS/COFINS.
24. Desse modo, com base nas informações prestada pela concessionária, foi incluído neste
processo tarifário um componente financeiro dos valores já aproveitados, bem como uma estimativa de
aproveitamento pela Elektro perante a Receita Federal até julho/2023, totalizando o valor atualizado de
R$ 347,5 milhões, reduzindo o efeito ao consumidor em 4,47%.
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
25. Nos termos do Decreto nº 10.939/2022, da Resolução nº 2/2021 da Câmara de Regras
Excepcionais para Gestão Hidroenergética (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 REN nº 1.008, de 15 de março de 2022.
26. 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. À Elektro foram repassados R$ 85,1 milhões, com
impacto de -1,09% no efeito médio.
c) Decreto 11.027/2022 - Bônus de Itaipu
27. Por meio do Despacho nº 1.192/2022 SGT/ANEEL, de 04 de maio de 2022, e com base no
que consta no 48500.007732/2007-09, foi informado que o saldo da Conta de Comercialização da Energia
Elétrica de Itaipu em 2021 foi positivo em R$ 947.768.999,02 e que não haverá o rateio e o crédito do
bônus de Itaipu nas faturas de energia elétrica dos consumidores em 2022, em função da utilização desse
saldo para a modicidade tarifária, de acordo com o Artigo. 16 do Decreto 11.027/2022.
28. Em atendimento ao artigo 16 do citado Decreto, a distribuidora formalizou o interesse em
diferir os pagamentos provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu.

29. A SGT procedeu ao rateio do Saldo da Conta de Comercialização de Itaipu entre as
concessionárias, observando a necessidade de redução tarifária individual das distribuidoras. Segundo os
critérios de rateio, os recursos alocados para a Elektro alcançam a monta de R$ 197,6 milhões, cuja
aplicação resultou em uma atenuação tarifária de 2,54%. Ressalta-se que o detalhamento dos cálculos, os
critérios de alocação do repasse do saldo da Conta de Comercialização de Itaipu para a modicidade
tarifária, bem como o processamento dos diferimentos dos pagamentos à ENBPar constarão no processo
nº 48500.001671/2021-16.
d) REN 952/2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid
30. Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a REN nº 952/2021, dispondo sobre o
ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por distribuidoras de energia elétrica.
Como consequência, foi apurado componente financeiro negativo nesse processo tarifário relativo ao
spread da conta covid da Elektro, correspondendo a R$ 526 mil, resultando em redução de efeito de
0,01%.
e) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 414/2010 e 376/2009)
31. Contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade
tarifária, associados às RENs nº 414/2010 e nº 376/2009. Trata-se de recursos recebidos pela distribuidora
associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores,
previstas no § 3º art. 70-A da REN nº 414/2010; (ii) aos créditos que não puderam ser devolvidos aos
consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do art. 88 da REN nº 414/2010 e (iii) às multas
aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, do Contratos de
Compra de Energia Regulada (CCER), conforme art. 9 da REN 376/2009.
32. Pela Carta 10510, de 28 de julho de 2022, a Elektro prestou as informações a respeito dessas
receitas, comunicando que o volume contabilizado até dezembro/2021, atualizado pela SELIC, representa
R$ 1,1 milhão. Assim, essas receitas contribuíram para uma redução no efeito médio de 0,01%.
10 SICNET nº 48513.020343/2022-00.

33. Vale ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão por fiscalização da
ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.
f) Reversão Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER)
34. Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de Ultrapassagem
de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não assinaram o aditivo
contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda
revisão tarifária posterior ao 3CRTP.
35. No entanto, com o intuito de mitigar a pressão tarifária em 2022, está sendo antecipada a
reversão dos respectivos recursos faturados entre agosto/2021 e julho/2022, conforme valores
declarados pela Distribuidora.
36. Dessa forma, foi considerado um componente financeiro no valor de R$ 84,6 milhões,
contribuindo com uma redução tarifária de -1,09%. Ressalta-se que na próxima revisão tarifária da
Concessionária, momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas
e o acerto entre os valores de UDER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do
PRORET, e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à Distribuidora o pagamento de spread de 2,8%
a.a. aplicado ao montante antecipado.
Efeito das Bandeiras Tarifárias
37. Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das
bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no período contribuiu para
que a tarifa não sofresse aumento adicional de 17,44%.
Subvenção CDE: Descontos tarifários
38. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de agosto/2022 a julho/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor

contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de
agosto/2021 a julho/2022.
Tabela 3: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 3.778.589 | 34.190.904 | 37.969.493 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 1.463.394 | 4.219.860 | 5.683.255 |
| Subsídio Distribuição | 271.562 | 87.676 | 359.238 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (184.530) | 730.269 | 545.738 |
| Subsídio Rural | (604.374) | 2.585.839 | 1.981.464 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (765.106) | 1.597.480 | 832.374 |
| Total | 3.959.534 | 43.412.028 | 47.371.562 |

III. D I R E I T O
39. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos: a) Lei nº 9.427, de 1996;
(b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009; e (d) Contrato de Concessão do Serviço Público de
Distribuição de Energia Elétrica nº 187/1998-ANEEL.
IV. D I S P O S I T I V O
40. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004913/2021-23, voto pela
emissão da Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual (RTA) das tarifas da Elektro, a
vigorar a partir de 27 de agosto de 2022, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 15,77%, sendo 23,72% para os consumidores
em Alta Tensão e 11,61% para os consumidores em Baixa Tensão, e demais
encaminhamentos;
(ii) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD) e as Tarifas de Energia
Elétrica (TE) aplicáveis aos consumidores e usuários da Elektro;
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso exclusivo; e
(iv) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento

Energético (CDE) a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE) à Elektro, de modo a custear os descontos retirados da estrutura
tarifária.
Brasília, 23 de agosto de 2022.
(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor