REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3045/2022
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 RGE Sul Distribuidora de Energia S.A – RGE.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-06-22
Autor: ANEEL

22ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL
Brasília, 21/06/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.004962/2021-66
INTERESSADOS: RGE SUL Distribuidora de Energia S.A.
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da RGE SUL Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a
partir de 22 de junho de 2022.
I. RELATÓRIO
A RGE SUL é prestadora do serviço público de distribuição de energia elétrica e
atende cerca de 3 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica
representa faturamento anual da ordem de R$ 9 bilhões (nove bilhões de Reais).
2. Em 15 de junho de 2021, foi aprovado o reajuste tarifário anual da RGE SUL,
conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.880/2021, pela qual as tarifas foram, em média,
reajustadas em 9,95%.
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 30 de maio de 2022, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 21/2021, o
presente processo foi distribuído para minha relatoria.

5. Em 07 de junho de 2022, foi aprovado no Congresso Nacional o Projeto de Lei nº
1.280/2022, 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. O
Projeto de Lei foi encaminhado para sanção em 08 de junho de 2022.
6. Em 14 de junho de 2022, na 21ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL
aprovou a prorrogação das tarifas estabelecidas pela Resolução Homologatória – REH nº
2.880/2021.
7. Em 18 de junho de 2022, a SGT encaminhou mensagem eletrônica ao Conselho de
Consumidores da RGE SUL as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa nº
652, de 17 de março de 2015.
8. Em 20 de junho de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, por meio
da Nota Técnica nº 93/2022-SGT/ANEEL1, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA
de 2022 da Concessionária. Destaco que o cálculo em questão considera a proposta de
regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás, cujo
detalhamento da aplicação consta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL2, também datada em
20 de junho de 2022.
9. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás indicada
na Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021, de 31 de
agosto de 2021, e a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia acerca do aporte
inicial associado ao processo de capitalização da Eletrobrás3, esta Diretoria Colegiada decidiu
anuir com a proposta preliminar de regulamentação do componente tarifário denominado CDE
Modicidade Eletrobrás disposta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL.
1 Documento SIC nº 48581.001711/2022-00
2 Documento SIC nº 48581.001709/2022-00
3 Documento SIC nº 48513.014192/2022-00

II. FUNDAMENTAÇÃO
10. Trata-se da proposta de Reajuste Tarifário Anual – RTA da RGE SUL, cuja análise
conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 10,98%, sendo de
14,26%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 9,31%, em média, para
os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 14,26%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 9,31%
Efeito Médio AT+BT 10,98%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
11. O efeito médio de 10,98% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A
e B, contribuindo para o efeito médio em 7,60% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros
apurados no atual reajuste, levando a uma variação de 1,12%; e (iii) da retirada dos componentes
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de
2,26%, conforme apresentado no Gráfico 1.

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
10,98%
3,87%
3,53%
2,26%
1,12%
0,68%
-0,48%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
12. O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da
modalidade tarifária a qual pertence.
13. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
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] | 5.806.752.375 6.173.188.006 | 6,3% | 4,07% | 63,7% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1.433.740.141 1.782.234.288 | 24,3% | 3,87% | 18,4% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 14.834.210 | 16.254.775 | 9,6% | 0,02% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 946.265.555 1.370.802.617 | 44,9% | 4,71% | 14,1% |  |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 69.397.530 | 66.407.826 | -4,3% | -0,03% | 0,7% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 24.152.552 | 27.936.258 | 15,7% | 0,04% | 0,3% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (Eletrobrás) | - | (188.010.000) | 0,0% | -2,09% | -1,9% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 142.563.862 | 163.684.880 | 14,8% | 0,23% | 1,7% |
| PROINFA | 158.835.674 | 241.999.957 | 52,4% | 0,92% | 2,5% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 77.390.434 | 82.862.533 | 7,1% | 0,06% | 0,9% |
| ONS | 300.325 | 295.441 | -1,6% | -0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 1.018.934.655 | 975.525.923 | -4,3% | -0,48% | 10,1% |
| Rede Básica | 492.249.343 | 470.919.454 | -4,3% | -0,24% | 4,9% |
| Rede Básica Fronteira | 186.127.489 | 195.422.760 | 5,0% | 0,10% | 2,0% |
| Rede Básica ONS (A2) | 1.444.402 | 1.880.895 | 30,2% | 0,00% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 71.152.122 | 62.335.839 | -12,4% | -0,10% | 0,6% |
| Transporte de Itaipu | 96.313.665 | 75.014.630 | -22,1% | -0,24% | 0,8% |
| Conexão | 167.431.100 | 165.727.855 | -1,0% | -0,02% | 1,7% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 4.216.535 | 4.224.490 | 0,2% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Aquisição de Energia | 3.354.077.579 3.415.427.795 | 1,8% | 0,68% | 35,2% |  |
| PARCELA B | 3.200.528.618 3.518.620.793 | 9,9% | 3,53% | 36,3% |  |
| IRT | 9.007.280.992 9.691.808.799 | 7,60% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 101.220.838 | 1,12% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 412.306.426 | 4,58% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 67.338.134 | 0,75% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 603.644.608 | 6,70% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 43.820.441 | 0,49% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (9.355.083) | -0,10% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (166.649.682) | -1,85% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.966.648 | 0,02% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 241.026.686 | 2,68% |  |  |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 62.510 | 0,00% |  |  |  |
| Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia | (6.669.256) | -0,07% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 2.689 | 0,00% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (4.172) | 0,00% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 1.259.385 | 0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (409.450.229) | -4,55% |  |  |  |
| Reversão do reperfilamento de custos de Transporte | 144.763.975 | 1,61% |  |  |  |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | (2.667.894) | -0,03% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circ | (329.046) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão Diferimento RTA 2021 | 185.207.526 | 2,06% |  |  |  |
| Neutralidade de Pis cofins | (27.591) | 0,00% |  |  |  |
| Neutralidade Mitigação Itaipu | (7.672.135) | -0,09% |  |  |  |
| Recurso Conta Covid Postergação | (310.286) | 0,00% |  |  |  |
| Recurso Postergação Ajuste Mercado | 30.205 | 0,00% |  |  |  |
| Ajuste Itaipu | 12.730.129 | 0,14% |  |  |  |
| Empréstimo Escassez Hídrica Imp jul a ago | (30.349.819) | -0,34% |  |  |  |
| Empréstimo Escassez Hídrica Bonus Red Voluntária | (78.877.316) | -0,88% |  |  |  |
| Empréstimo Escassez H. - Diferimento | (182.514.036) | -2,03% |  |  |  |
| Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS | (657.746.273) | -7,30% |  |  |  |
| Passivo Encargo de Conexão 2021 | 6.245.017 | 0,07% |  |  |  |
| Bônus Itaipu | (66.560.721) | -0,74% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 2,26%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 10,98%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

14. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 63,7% dos
4,07%
custos da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por pontos
percentuais na composição do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens
mais representativos.
15. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de
3,87%. A CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 4,71%.
Adicionalmente, o aumento do encargo de Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – PROINFA representou um impacto de 0,92%.
16. Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,09% associada à
nova CDE Modicidade Eletrobrás, cuja proposta preliminar de regulamentação, disposta na Nota
Técnica 92/2022-SGT/ANEEL, de 20 de junho de 2022, foi anuída por esta Diretoria Colegiada.
17. Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de -0,48%. Sobre esse
item, destaca-se a redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022, aprovadas por meio
das Resoluções homologatórias nos 2.895 e 2.896, respectivamente, ambas de 13 de julho de
2021, alteradas pela REH nº 2.959, de 05 de outubro de 2021.
18. Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 0,68%.
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos de Compra
no Ambiente Regulado - CCEAR com impacto de 1,15%. Em contrapartida, a redução dos custos
com o contrato de Itaipu provocou uma redução de -1,96% nos custos de energia, essa variação
é resultado da redução da tarifa de repasse da potência contratada de Itaipu, estabelecida na
REH nº 3007, de 23 de dezembro de 2021, e da redução da cotação do dólar em relação àquela
considerada no último processo tarifário.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
0,91%
0,68%
0,54% 0,54%
0,43% 0,36%
0,06%
-0,18%
-1,96%

Total CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Proinfa
Existente Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP DSP QTD
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
19. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 36,3% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,53% do total do
efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
20. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre junho
de 2021 e maio de 2022 do IGP-M, de 10,72%, subtraída do Fator X, de 0,78%, o que totaliza
9,94%.
21. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora (sem4 e com tributos 5), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de
energia elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de
transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais.
4 No Gráfico 2, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
5 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,3% para o ICMS e de 4,2% para o PIS/COFINS incidentes sobre a
fatura (total de 28,5% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que
representa a majoração de 39,9% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Encargos
Custo de Setoriais
Transmissão
18,4%
10,1%
Custo de
Custo de
Distribuição
Energia 36,3%
35,2%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Custo de
Encargos
Transmissão Setoriais
7,2% 13,1%
ICMS
Custo de 24,3%
Energia
25,2%
Tributos
28,5%
PIS/COFINS
Custo de 4,2%
Distribuição
26,0%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
22. Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período
tarifário, esses contribuíram com o efeito em 1,12% no atual reajuste da RGE SUL, conforme
indicado na Tabela 3.
23. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos
Setoriais, com 6,70%, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao
longo de 2021.
6 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.

24. Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste
de 4,58%, os impactos mais significativos foram: (i) as exposições ao MCP relacionadas ao risco
hidrológico dos CCGF e dos CCEAR-Q repactuados e (ii) custos dos CCEAR por disponibilidade
decorrente do cenário de CMO elevado em alguns meses de 2021.
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 412.306.426 | 4,58% |
| CVA em processamento -Transporte | 67.338.134 | 0,75% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 603.644.608 | 6,70% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 43.820.441 | 0,49% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (9.355.083) | -0,10% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (166.649.682) | -1,85% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.966.648 | 0,02% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 241.026.686 | 2,68% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 62.510 | 0,00% |
| Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia | (6.669.256) | -0,07% |
| Ajuste CUSD | 2.689 | 0,00% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (4.172) | 0,00% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 1.259.385 | 0,01% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (409.450.229) | -4,55% |
| Reversão do reperfilamento de custos de Transporte | 144.763.975 | 1,61% |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | (2.667.894) | -0,03% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula | (329.046) | 0,00% |
| Reversão Diferimento RTA 2021 | 185.207.526 | 2,06% |
| Neutralidade de Pis cofins | (27.591) | 0,00% |
| Neutralidade Mitigação Itaipu | (7.672.135) | -0,09% |
| Recurso Conta Covid Postergação | (310.286) | 0,00% |
| Recurso Postergação Ajuste Mercado | 30.205 | 0,00% |
| Ajuste Itaipu | 12.730.129 | 0,14% |
| Empréstimo Escassez Hídrica Imp jul a ago | (30.349.819) | -0,34% |
| Empréstimo Escassez Hídrica Bonus Red Voluntária | (78.877.316) | -0,88% |
| Empréstimo Escassez H. - Diferimento | (182.514.036) | -2,03% |
| Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS | (657.746.273) | -7,30% |
| Passivo Encargo de Conexão 2021 | 6.245.017 | 0,07% |
| Bônus Itaipu | (66.560.721) | -0,74% |
| Total | 101.220.838 | 1,12% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
25. Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, foram desenvolvidos pela ANEEL e

pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as
empresas e associações, 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.
26. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão
relacionados abaixo e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica nº 93/2022-SGT/ANEEL:
a) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
27. Nos termos do Decreto n° 10.939/2022, da Resolução n° 2/2021 da CREG e da
Medida Provisória n° 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 n° 1.008/2022, de 15 de março de 2022.
28. O Despacho n° 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 n° 10.939/2022. À RGE SUL foram
repassados R$ 291.741.171,36, valor que foi considerado como componente financeiro para
atenuar o efeito do atual processo tarifário em -3,24%.
b) Projeto de Lei 1.280/2022 - Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
29. Em 07 de junho de 2022, foi aprovado no Congresso Nacional o Projeto de Lei n.
1.280/2022, 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. O
Projeto de Lei, encaminhado para sanção em 08 de junho de 2022, prevê a devolução da
integralidade dos valores requeridos a Receita Federal (RFB) até o próximo processo tarifário.

30. Embora pendente de sanção presidencial, dado que se trata de crédito líquido e
certo, foi incluído neste processo tarifário um componente financeiro dos valores já
aproveitados, bem como valores a serem aproveitados pela RGE Sul perante a RFB referente até
maio/23, que totalizam o valor atualizado de R$ 657.746.272,82, e reduziram o efeito ao
consumidor em -7,30%.
c) Decreto 11.027/2022 - Bônus de Itaipu
31. Por meio do Despacho 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.
32. Pela Carta 095/2022, de 20 de junho de 2022, e em atendimento ao Artigo 16 do
citado Decreto, a RGE SUL formalizou o interesse em diferir os pagamentos à ENBPar
provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu.
33. 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 RGE SUL alcançam a monta de R$
66.560.720,72, cuja aplicação, na forma de um componente financeiro negativo, resultou em
uma atenuação tarifária de -0,74%. 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.
Efeito das Bandeiras Tarifárias

34. 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 da RGE SUL não sofresse aumento adicional médio de
13,28%.
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
35. A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de junho/2022 a maio/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 junho/2021 a maio/2022.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 3.746.182 | 38.325.158 | 42.071.339 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 54.219 | 1.731.978 | 1.786.197 |
| Subsídio Distribuição | (2.865.194) | 3.138.793 | 273.599 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (170.927) | 404.627 | 233.700 |
| Subsídio Rural | (775.218) | 3.878.699 | 3.103.481 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (93.569) | 3.824.983 | 3.731.415 |
| Total | (104.507) | 51.304.238 | 51.199.731 |

36. Por fim, cumpre lembrar que em 14 de junho de 2022, na 21ª Reunião Pública
Ordinária, a Diretoria da ANEEL deliberou favoravelmente à prorrogação das tarifas estabelecidas
pela REH nº 2.880/2021 até a data de 28 de junho de 2022 ou até homologação das tarifas que
hora analisamos, a depender do que ocorresse previamente. Na ocasião, restou decidido que
eventuais diferenças de receitas decorrentes dessa prorrogação serão corrigidas pela taxa Selic
e compensadas no evento tarifário de 2023, entendimento que reitero no presente voto.

IV. DIREITO
37. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei
nº 9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; e vi) e
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 012/1997-ANEEL.
V. DISPOSITIVO
38. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004962/202166, voto pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da RGE SUL, a
vigorar a partir de 22 de junho de 2022, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 10,98%, sendo 14,26% para os
consumidores em alta tensão e 9,31% para os consumidores em baixa tensão;
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de
Energia Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da RGE SUL;
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;
d) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica – CCEE à RGE SUL, de modo a custear os descontos retirados da
estrutura tarifária;
e) ESTABELECER que eventuais diferenças de receitas decorrentes da
prorrogação da Resolução Homologatória - REH nº 2.880/2021 até o dia 21 de
junho de 2022 sejam corrigidas pela taxa Selic e compensadas no evento
tarifário de 2023.
Brasília, 21 de junho de 2022.

(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor