REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2990/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD referentes à Energisa Rondônia Distribuidora de Energia S.A - ERO.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-12-10
Autor: ANEEL

46ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
Brasília, 7/12/2021
VOTO
PROCESSO: 48500.005030/2020-50
INTERESSADOS: Energisa Rondônia Distribuidora de Energia S.A. - ERO
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Energisa Rondônia Distribuição S/A - ERO, a vigorar a
partir de 13 de dezembro de 2021.
I. R E L A T Ó R I O
A Energisa Rondônia Distribuição S/A - ERO é concessionária 1 do serviço público de
distribuição de energia elétrica sediada na cidade de Porto Velho/RO e atende aproximadamente 675 mil
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente faturamento anual na
ordem de R$ 1,7 bilhão.
2. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº
885, de 2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 2020, o qual criou a conta destinada ao setor

elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública
(Conta-Covid) reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº
950, de 2020; e dispôs sobre outras providências.
3. Em 2 de dezembro de 2021, após a consolidação de todas as informações indispensáveis,
a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da ERO as planilhas finais de cálculo.
4. Por meio de mensagem eletrônica datada de 26 de abril de 2021, a ERO formalizou a
solicitação de utilização dos créditos para modicidade tarifária associados às Resoluções Normativas nº
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 002/2018-ANEEL.

414/2010 e 376/2009, para serem incorporados neste processo tarifário como medida para mitigar os
efeitos tarifários.
anteriormente2,
5. Em processo deliberado nessa mesma 46ª Reunião Pública Ordinária de
Diretoria, foi determinada a alteração de valor da Parcela B da ERO em função da retirada dos Ativos
Imobilizados em Curso (AIC) da Base de Remuneração Regulatória (BRR). Como consequência, foi
considerado o disposto na Nota Técnica nº 249/2021-SGT/SFF/ANEEL3, de 05/11/2021, que trata da
"Avaliação do impacto da segregação dos ativos classificados como Ativos Imobilizados em Curso – AIC,
na data-base utilizada como referência para o processo licitatório, constantes da Base de Remuneração
Regulatória da Energisa Rondônia Distribuidora de Energia, nos termos da Lei nº 14.120/2021 e da
Portaria MME nº 484/2021".
6. Em 2 de dezembro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da
281/2021-SGT/ANEEL4,
Nota Técnica nº consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2021
da distribuidora.
7. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
8. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2021 da Energisa Rondônia Distribuidora de Energia
S.A. – ERO, a vigorar a partir de 13 de dezembro de 2021, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 6,93%, sendo 6,85%, em média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 6,95%, em
média, para os consumidores em Baixa Tensão – BT.
2
Processo nº 48500.007035/2019-83
3 Documento SIC nº 48581.001771/2021-00.
4 Documento SIC nº 48581.001943/2021-00.

Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 6,85%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 6,95%
Efeito Médio AT+BT 6,93%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
9. Segundo a SGT, a diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos
itens de custos que compõem a tarifa.
10. Em relação ao efeito médio de 6,93%, esse decorre, essencialmente:
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em
6,32%;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um
efeito de -8,77%; e
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário,
que contribuíram para uma variação de 9,37%, conforme apresentado no Gráfico 1.
9,37%
6,93%
6,35%
1,91%
0,19%
-0,35%
-1,78%
-8,77%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

11. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 1.036.059.314 | 1.111.050.992 | 7,24% | 4,41% | 61,48% |
| Encargos Setoriais | 145.416.249 | 253.375.537 | 74,24% | 6,35% | 14,02% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.326.375 | 2.434.480 | 4,65% | 0,01% | 0,13% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 69.912.692 | 69.888.824 | -0,03% | 0,00% | 3,87% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 57.284.733 | 0,00% | 3,37% | 3,17% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | - | 55.120.807 | 0,00% | 3,24% | 3,05% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 35.926.272 | 24.957.046 | -30,53% | -0,65% | 1,38% |
| PROINFA | 22.511.218 | 29.123.785 | 29,37% | 0,39% | 1,61% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 14.739.692 | 14.565.861 | -1,18% | -0,01% | 0,81% |
| Custos de Transmissão | 98.357.469 | 92.447.091 | -6,01% | -0,35% | 5,12% |
| Rede Básica | 62.673.767 | 46.533.404 | -25,75% | -0,95% | 2,58% |
| Rede Básica Fronteira | 21.850.182 | 29.756.914 | 36,19% | 0,47% | 1,65% |
| Rede Básica ONS (A2) | 294.904 | 316.217 | 7,23% | 0,00% | 0,02% |
| Rede Básica Export. (A2) | 11.585.746 | 12.409.373 | 7,11% | 0,05% | 0,69% |
| Conexão | 1.952.870 | 3.431.184 | 75,70% | 0,09% | 0,19% |
| Custos de Aquisição de Energia | 779.327.516 | 749.067.124 | -3,88% | -1,78% | 41,45% |
| Receitas Irrecuperáveis | 12.958.080 1616123951% | 24,72% | 0,19% | 0,89% |  |
| PARCELA B | 663.559.784 | 696.048.795 | 4,90% | 1,91% | 38,52% |
| IRT | 1.699.619.098 | 1.807.099.787 | 6,32% | 6,32% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (148.992.525) | -8,77% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 178.067.097 | 10,48% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 14.669.799 | 0,86% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 83.983.140 | 4,94% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (677.379) | -0,04% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.827.446 | 0,11% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 2.615.493 | 0,15% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 1.218.669 | 0,07% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 2.579.625 | 0,15% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (119.300.583) | -7,02% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 211.156 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 53.631.103 | 3,16% |  |  |  |
| Cálculo extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica | (49.970.062) | -2,94% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (50.257.755) | -2,96% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (26.983.106) | -1,59% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (17.634.551) | -1,04% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (18.098.765) | -1,06% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (25.382.578) | -1,49% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (10.564.703) | -0,62% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (101.990.519) | -6,00% |  |  |  |
| Reversão Conta Covid - Parcela B | (67.300.090) | -3,96% |  |  |  |
| Reversão de créditos associados às RENs 414/2010 e 376/2009 | 364.039,16 | 0,02% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 9,37%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 6,93%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
12. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 61,48% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 4,41% pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos:

a) Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito
tarifário médio de 6,35%. Esse efeito decorreu da pequena alteração da cota da
CDE Uso para a distribuidora, homologada pela REH 2.864/2021, com participação
no reajuste equivalente a 0,00%. Por outro lado, o efeito do início do recolhimento
da nova CDE Conta-Covid, a partir de 2021, conforme disposto no Decreto nº
10.350/2020, teve uma participação total de 6,61%;
b) Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio de -
0,35%. 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; e
c) Custos de aquisição de energia – já os custos de compra de energia representaram
um efeito tarifário de -1,78%. Contribuiu significativamente para esse efeito a
redução do custo da energia associada, principalmente: ao término de suprimento
de CCEAR5 de energia existente modalidade disponibilidade, com impacto de -
3,49%; e à redução de montantes de contratos bilaterais relacionados ao
atendimento dos sistemas isolados, com impacto de -1,03%%. Por outro lado, a
atualização de custos da energia associada aos CCEAR de energia nova e
Alternativa, modalidade disponibilidade contribuiu com impacto tarifário de
1,59%........:
5 Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado

1,59%
0,45%
0,35% 0,37%
0,21%
-0,18% -0,04%
-1,03%
-1,78%
-3,49%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Bilateral Proinfa
Existente Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
13. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 38,52% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 1,91% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.
14. No cômputo da Parcela B foi considerado o disposto na Nota Técnica nº 249/20216
SGT/SFF/ANEEL , de 05/11/2021, que trata da "Avaliação do impacto da segregação dos ativos
classificados como Ativos Imobilizados em Curso – AIC, na data-base utilizada como referência para o
processo licitatório, constantes da Base de Remuneração Regulatória da Energisa Rondônia Distribuidora
de Energia, nos termos da Lei nº 14.120/2021 e da Portaria MME nº 484/2021", restando a redução de
4,89% no valor referente ao ciclo anterior (Parcela B limpa na data de referência).
15. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre dezembro de
2020 e outubro de 2021 do IPCA (de 10,38%), subtraída do Fator X (de -0,60%), o que totaliza 10,99%.
6 Documento SIC nº 48581.001771/2021-00.

16. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
(sem7 tributos8),

Distribuidora e com 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.

Custo de Custo de Receitas
Energia Transmissão Irrecuperáveis
41,5% 5,1% 0,9%
PROINFA
1,6%
CDE
10,1%
Encargos
Custo de
14,0%
Distribuição
ESS/EER
38,5% 1,4%
Outros
0,9%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
7 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
8 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,1% para o ICMS e de 6,3% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 26,3% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 35,72% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

Encargos
Custo de Receitas

Transmissão; Setoriais; Irrecuperáveis;
3,8% 10,3%
0,7%
Custo de
Energia;
ICMS;
30,5%
20,1%
Tributos;
26,3%
Custo de
Distribuição; PIS/COFINS;
28,4% 6,3%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
17. Quanto aos componentes financeiros9 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -8,77% no atual reajuste da ERO, conforme indicado na Tabela 2.
18. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em Processamento
– Energia, com efeito de 10,48%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no
período de apuração da CVA, em especial, dos custos relacionados ao risco hidrológico de CCGF e Usinas
Repactuadas.
19. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
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.

Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 178.067.097 | 10,48% |
| CVA em processamento - Transporte | 14.669.799 | 0,86% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 83.983.140 | 4,94% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (677.379) | -0,04% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.827.446 | 0,11% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 2.615.493 | 0,15% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 1.218.669 | 0,07% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 2.579.625 | 0,15% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (119.300.583) | -7,02% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 211.156 | 0,01% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 53.631.103 | 3,16% |
| Cálculo extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica | (49.970.062) | -2,94% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (50.257.755) | -2,96% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (26.983.106) | -1,59% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (17.634.551) | -1,04% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (18.098.765) | -1,06% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (25.382.578) | -1,49% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (10.564.703) | -0,62% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (101.990.519) | -6,00% |
| Reversão Conta Covid - Parcela B | (67.300.090) | -3,96% |
| Reversão de créditos associados às RENs 414/2010 e 376/2009 | 364.039 | 0,02% |
| Total | (148.992.525) | -8,77% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
20. Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária em 2021, 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.
21. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica 281/2021-SGT/ANEEL:
a) Reversão dos valores da Conta COVID: Merece destaque os financeiros negativos
relacionados à reversão dos valores transferidos para a ERO de recursos da Conta COVID. Os montantes
em questão equivalem a todo o saldo remanescente, com montantes não revertidos aos consumidores
no processo tarifário de 2020, do empréstimo obtido pela concessionária. Esse saldo, cujo valor atualizado

pela SELIC representa aproximadamente R$ 268 milhões, resultou em um impacto estimado de -15,77%
neste reajuste tarifário;
b) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e nº 376/2009): Também
contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade tarifária,
associados às Resoluções Normativas em apreço. Cuida-se de recursos recebidos pela distribuidora
associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores,
previstas no artigo 70-A, § 3º, da REN nº 414, de 2010; (ii) aos créditos que não puderam ser devolvidos
aos consumidores no faturamento final, previstos no artigo 88, § 6º, REN nº 414, de 2010; e (iii) às multas
aplicadas aos consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, do Contratos
de Compra de Energia Regulada ("CCER"), conforme artigo 9º da REN nº 376, de 2009, cujo volume
informado e contabilizado pela distribuidora até setembro/2021 representa aproximadamente R$ 364
mil, contribuindo para redução do efeito em 0,02%. Vale ressaltar que o valores informados pela
Concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos
tarifários; e
c) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica: A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão
Hidroenrgética (CREG), mediante a Resolução nº 3/20211, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no
valor de R$ 142,00/MWh, com aplicação de setembro/21 a abril/22.
22. Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de
bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo:
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que
implemente patamar específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez
Hídrica, nos termos do Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$
142,00/MWh (cento e quarenta e dois reais por megawatt-hora), que inclui, além dos
valores já homologados pela Aneel:

(...)
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para
equilibrar receitas e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.
23. Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as tarifas,
mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
24. É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem
direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou
subtraídos dos processos tarifários ordinários.
25. No processo da ERO, conforme estabelecido no Proret, a CVA foi calculada considerando
as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência de
setembro/2021. Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas e o efeito financeiro da CVA
positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada.
26. Ocorre que parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela
distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez hídrica, que
contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época.
27. Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e CVA) e
neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, propõe-se um
tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de expurgar dos
processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica.
28. Desse modo, o tratamento proposto seguirá o seguinte procedimento: no processo
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 49,97 milhões

(efeito de -2,94%), conforme saldo da distribuidora frente à Conta Bandeiras na competência de
julho/2021, para expurgar o efeito dos custos não cobertos pelas Bandeiras e que serão recuperados
durante o ciclo da Bandeira Escassez; no processo tarifário subsequente, tal componente será revertido,
devidamente atualizado pela Taxa Selic.
29. Por fim, reitera-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.
30. Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (40,39%), comparada com as variações do IGP-M (133,27%) e do IPCA
(79,74%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
31. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de dezembro/2021 a novembro/2022, 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 dezembro/2020 a novembro/2021.
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 110.434 | 1.126.485 | 1.236.919 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 123.289 | 793.463 | 916.752 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 2.568 | 122.792 | 125.360 |
| Subsídio Rural | 157.147 | 1.996.266 | 2.153.412 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (48.418) | 175.426 | 127.008 |
| Total | 345.018 | 4.214.432 | 4.559.451 |

Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
III. D I R E I T O
32. 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 002/2018-ANEEL.
IV. D I S P O S I T I V O
33. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.005030/2020-50, voto por EMITIR
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da Energisa
Rondônia Distribuição S/A – ERO, a vigorar a partir de 13 de dezembro de 2021,
que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 6,93%, sendo
6,85% para os consumidores em Alta Tensão – AT e 6,95% para os consumidores
em Baixa Tensão - BT, 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 ERO;

(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 ERO, de modo a custear os descontos retirados da estrutura
tarifária.
Brasília, 7 de dezembro de 2021.
(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor