REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3146/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Equatorial Piauí Distribuidora de Energia S.A - Equatorial Piauí.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-12-02
Autor: ANEEL

45ª Reunião Pública Ordinária
29/11/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.004954/2021-10
INTERESSADOS: Equatorial Piauí Distribuidora de Energia S.A.
RELATOR: Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Equatorial Piauí Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a
partir de 02 de dezembro de 2022.
I. RELATÓRIO
A Equatorial Piauí é concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica,
com sede na cidade na cidade de Teresina, e atende aproximadamente 1,41 milhão de unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente um faturamento anual na ordem
de R$ 2,38 bilhões.
2. Em 30 de novembro de 2021, foi aprovada revisão tarifária periódica da Equatorial PI,
conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.980/2021, onde as tarifas foram, em média, reajustadas
em 9,59%, para o período de 2 de dezembro de 2021 a 1º de dezembro de 2022.
3. Em 15 de março de 2022, foi publicada a Resolução Normativa nº 1.0081, que dispõe sobre
a conta escassez hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE.
4. Em 27 de junho de 2022, foi sancionada a Lei nº 14.385/2022, que disciplina a devolução
aos consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais que versam sobre a
retirada do ICMS da base do PIS/COFINS.
1 Disponível em

5. Em 04 de julho de 2022, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 26/2022, o Processo foi
a mim distribuído.
e-mail2
6. Em 21 de novembro de 2022, a SGT encaminhou por meio eletrônico ao Conselho
de Consumidores da Equatorial PI as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa nº 652,
de 17 de março de 2015.
7. O cálculo do RTA de 2022 da Concessionária foi consolidado pela SGT, por meio da Nota
Técnica nº 210/2022-SGT/ANEEL3, de 17 de novembro de 2022.
II. FUNDAMENTAÇÃO
8. Trata-se do Reajuste Tarifário Anual – RTA da Equatorial PI que conduz a um efeito médio
nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 19,30%, sendo de 24,98%, em média, para os
consumidores conectados na Alta Tensão e de 17,89%, 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) 24,98%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 17,89%
Efeito Médio AT+BT 19,30%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
9. O efeito médio de 19,30% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 11,21%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a uma variação negativa de -4,03%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 12,12%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
2 Documento SIC nº 48581.002608/2022-00.
3 Documento SIC nº 48581.002597/2022-00.

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
19,30%
12,12%
4,61%
2,78% 2,83%
1,32%
-0,33%
-4,03%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Fonte:
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
10. O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da modalidade
tarifária a qual pertence.
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] | 1.395.354.783 | 1.630.607.542 | 16,9% | 9,89% | 61,6% |
| Encargos Setoriais | 222.869.213 | 289.087.786 | 29,7% | 2,78% | 10,9% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 3.425.506 | 3.554.207 | 3,8% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 68.431.082 | 114.910.874 | 67,9% | 1,95% | 4,3% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 43.531.643 | 45.698.022 | 5,0% | 0,09% | 1,7% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 32.167.887 | 33.406.251 | 3,8% | 0,05% | 1,3% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | (57.005.078) | 0,0% | -2,40% | -2,2% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 27.081.522 | 79.298.034 | 192,8% | 2,19% | 3,0% |
| PROINFA | 28.354.530 | 45.745.894 | 61,3% | 0,73% | 1,7% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 19.877.042 | 23.479.582 | 18,1% | 0,15% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 217.827.413 | 285.157.327 | 30,9% | 2,83% | 10,8% |
| Rede Básica | 133.153.386 | 190.225.043 | 42,9% | 2,40% | 7,2% |
| Rede Básica Fronteira | 63.194.435 | 70.086.496 | 10,9% | 0,29% | 2,6% |
| Rede Básica ONS (A2) | 584.566 | 629.500 | 7,7% | 0,00% | 0,0% |
| Rede Básica Export. (A2) | 352.210 | 378.752 | 7,5% | 0,00% | 0,0% |
| Conexão | 19.672.078 | 22.851.425 | 16,2% | 0,13% | 0,9% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 870.737 | 986.110 | 13,3% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Aquisição de Energia | 922.768.762 | 1.032.384.850 | 11,9% | 4,61% | 39,0% |
| Receitas Irrecuperáveis | 31.889.395 | 23.977.579 | -24,8% | -0,33% | 0,9% |
| PARCELA B | 984.005.251 | 1.015.493.344 | 3,2% | 1,32% | 38,4% |
| IRT | 2.379.360.033 | 2.646.100.886 | 11,2% | 11,21% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (95.824.910) | -4,03% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | (83.929.153) | -3,53% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 21.737.131 | 0,91% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 62.378.835 | 2,62% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 16.077.937 | 0,68% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (9.138.873) | -0,38% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 30.089.937 | 1,26% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 7.856.310 | 0,33% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (2.606.345) | -0,11% |  |  |  |
| Neutralidade de Financeiro Parcela B - Conta Covid | (148.912) | -0,01% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 52.154.979 | 2,19% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.315.670 | 0,06% |  |  |  |
| Neutralidade de Crédito de Pis e Cofins | (6.778.117) | -0,28% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (26.939) | 0,00% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 42.129 | 0,00% |  |  |  |
| Previsão do Risco Hidrológico | 68.158.520 | 2,86% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (65.719.269) | -2,76% |  |  |  |
| Financeiros residuais do encargo de ONS | 5.632,48 | 0,00% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes | (726.940) | -0,03% |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (6.775.993) | -0,28% |  |  |  |
| Reversão do Diferimento CVA RTA 2021 | 85.029.044 | 3,57% |  |  |  |
| Reversão do Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica Energia | 121.207.800 | 5,09% |  |  |  |
| Crédito de PIS/COFINS | (274.885.829) | -11,55% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia | (10.869.005) | -0,46% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (17.750.274) | -0,75% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Diferimentos CVA | (82.523.185) | -3,47% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 12,12%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 19,30%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
12. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 61,6% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 9,89% pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos.

13. O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 2,78%, destacandose (i) a CDE Uso, que variou 67,9%, impactando o efeito médio em 1,95%; (ii) o encargo EER/ESS, que
aumentou 192,8%4, representando 2,19% no efeito médio, e (i) o Proinfa, que variou 61,3%, impactando
o reajuste em 0,73%.
14. Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,40% associada à nova
CDE Modicidade Eletrobrás, conforme valores do Despacho nº 1.959/2022.
15. Os Custos de Transmissão, que tiveram uma variação de 30,9%, impactaram o efeito médio
em 2,83%. Esse aumento decorre principalmente da atualização dos custos relacionados às Tarifas de Uso
do Sistema de Transmissão (TUST) aprovadas por meio da Resolução Homologatória 3.066, de 12 de julho
de 2022.
16. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a Equatorial PI, em função do
Mercado de Referência e das perdas regulatórias totalizam R$1.032.384.849,82, tendo um impacto no
efeito médio de 4,61%. O impacto deve-se principalmente: i) do aumento de 26,5% da tarifa dos CCGFs,
associado à redução dos respectivos montantes, em função do processo de descotização iniciado com a
capitalização da Eletrobras, com contribuição de 1,53%; e ii) do aumento dos montantes e custo médio
associados aos CCEAR de energia nova e alternativa, modalidade disponibilidade, com contribuição de
1,33%.
4 Custos homologados no Despacho nº 3.131, de 31 de outubro de 2022, a variação deve-se principalmente pela contratação de energia de
reserva mediante Procedimento Competitivo Simplificado - PCS.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
4,61%
1,53%
1,33%
0,75%
0,51%
0,46%
0,01% 0,02%

Total CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Belo Cotas Cotas Lei nº Proinfa
Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Monte Angra I/II 12.783/2013
Fonte:
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
17. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 38,4% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 1,32% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.
18. A atualização da Parcela B considerou a variação acumulada do IPCA, de 5,88% no período
de referência, subtraída do Fator X, de 1,00%, o que totaliza 4,88%, além do abatimento dos valores
relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD).
19. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
(sem5 6),

Distribuidora e com tributos os Gráficos 2 e 3 apresentam a proporção da fatura de energia
5 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.
6 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de Erro! Fonte de referência não encontrada. para o ICMS e de 4,0% para o
PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de Erro! Fonte de referência não encontrada. por dentro), contendo os tributos na base de
cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 34,8% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica
sem esses tributos na base de cálculo.

elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição,
além do pagamento dos encargos setoriais.
Gráfico 2 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Custo de
Encargos
Transporte
Setoriais Receitas
10,8%
10,9% Irrecuperáveis
0,9%
Custo de
Energia
39,0%
Custo de
Distribuição
38,4%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Gráfico 3 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Custo de Encargos Receitas
Setoriais; Irrecuperáveis
Transmissão

; 8,0% 8,1% ; 0,7%
Custo de
ICMS;
Energia;
21,8%
28,9%
Tributos;
25,8%
PIS/COFINS;
Custo de 4,0%
Distribuição;
28,5%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

20. Quanto aos componentes financeiros7 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -4,03% no atual reajuste da Equatorial PI, conforme indicado na
Tabela 3.
21. Os financeiros que mais impactaram foram: (i) a reversão do financeiro de Bandeira
Escassez Hídrica, cujo efeito neste processo é de 5,09%, ii) a CVA – Encargos Setoriais, com 2,62%,
especialmente a CVA de CDE, decorrente da defasagem entre a cobertura mensal concedida no RTA de
2021 e o novo patamar de custos mensais incorridos pela concessionária a partir de janeiro de 2022 e iii)
a reversão do Diferimento de CVA considerado no RTA 2021, com efeito de 3,57%, que está sendo
revertido neste reajuste atualizado pela Selic.
7 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 | (83.929.153) | -3,53% |
| CVA em processamento - Transporte | 21.737.131 | 0,91% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 62.378.835 | 2,62% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 16.077.937 | 0,68% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (9.138.873) | -0,38% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 30.089.937 | 1,26% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 7.856.310 | 0,33% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (2.606.345) | -0,11% |
| Neutralidade de Financeiro Parcela B - Conta Covid | (148.912) | -0,01% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 52.154.979 | 2,19% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.315.670 | 0,06% |
| Neutralidade de Crédito de Pis e Cofins | (6.778.117) | -0,28% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (26.939) | 0,00% |
| Ajuste CUSD | 42.129 | 0,00% |
| Previsão do Risco Hidrológico | 68.158.520 | 2,86% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (65.719.269) | -2,76% |
| Financeiros residuais do encargo de ONS | 5.632 | 0,00% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes | (726.940) | -0,03% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (6.775.993) | -0,28% |
| Reversão do Diferimento CVA RTA 2021 | 85.029.044 | 3,57% |
| Reversão do Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica Energia | 121.207.800 | 5,09% |
| Crédito de PIS/COFINS | (274.885.829) | -11,55% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia | (10.869.005) | -0,46% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (17.750.274) | -0,75% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Diferimentos CVA | (82.523.185) | -3,47% |
| Total | (95.824.910) | -4,03% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
22. Destaca-se uma série de medidas e mecanismos foram desenvolvidos para mitigar parte
do aumento tarifário que se observaria neste ano, com 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, contribuindo
substancialmente para a redução tarifária e estão indicados abaixo.
Financeiro associado Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
23. Em 27 de junho de 2022, foi sancionada a Lei n. 14.385/2022, que disciplina devolução aos

consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais que versam sobre a retirada
do ICMS da base do PIS/COFINS. A Lei, estabelece os critérios para devolução da integralidade dos valores
requeridos a Receita Federal (RFB) até o próximo processo tarifário.
24. Nesse sentido, foi incluído neste processo a devolução da integralidade dos valores já
compensados pela concessionária, incluindo o aproveitamento projetado para compensação nos doze
meses subsequentes, totalizando –R$ 274.885.829, com efeito de -11,55%. Ressalta-se que já havia sido
considerado -R$ 239.772.291 no reajuste de 2021, sendo calculado neste reajuste a neutralidade desse
componente financeiro, no valor de R$ 6.778.117, com efeito de 0,28%.
Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
25. 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.
26. 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 Equatorial PI foram repassados R$ 104.574.680,
que devidamente atualizados, originaram um componente financeiro negativo de -R$ 111.142.464 e que
contribuiu para atenuar o efeito do atual processo tarifário em -4,67%.

Financeiro associado ao encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o
ACL
27. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à
Equatorial PI informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores migrantes
para o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota Técnica nº 237/2020SGT/ANEEL, de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela Equatorial PI e devidamente
atualizado pela Selic foi de -R$ 726.940, resultando em um componente financeiro com impacto de -
0,03%.
Financeiro do Spread da Conta Covid - REN 952/2021
28. Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-ANEEL,
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por distribuidoras
de energia elétrica. Como consequência, observando o disposto no Art. 4º daquela REN, foi apurado
componente financeiro negativo no valor de de -R$ 6.775.993, resultando em redução de efeito de-0,28%.
Componente econômico
CDE Modicidade Eletrobrás
29. A Medida Provisória n° 1.031/2021 dispôs sobre a desestatização da Eletrobras. Após
tramitação no Congresso Nacional, tal MP foi convertida na Lei nº 14.182, de 12 julho de 2021.
30. O inciso I da Lei 14.182/2021 dispôs que a Eletrobras aportará na CDE, para fins de
modicidade tarifária, o valor correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor adicionado à concessão
pelos novos contratos, nos termos abaixo:
[...]
Art. 4º São condições para as novas outorgas de concessão de geração de energia
elétrica de que trata o art. 2º desta Lei:

I - o pagamento pela Eletrobras ou por suas subsidiárias, na forma definida pelo
Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), à Conta de Desenvolvimento Energético
(CDE), de que trata a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, correspondente a 50%
(cinquenta por cento) do valor adicionado à concessão pelos novos contratos;
[...]
§ 2º O disposto no art. 7º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, não se aplica aos
novos contratos de concessão de geração de energia elétrica de que trata este artigo, e a
quota de que trata o inciso I do caput deste artigo será creditada integralmente em favor
das concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica, para fins de
modicidade tarifária no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), distribuída de forma
proporcional aos montantes descontratados em decorrência da alteração do regime de
exploração para produção independente de que trata o inciso III do caput deste artigo.
[...]
31. Em 31 de agosto de 2021, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a
Resolução CNPE nº 151, que estabelece o valor adicionado pelos novos contratos de concessão de geração
de energia elétrica nos termos da Lei nº 14.182/2021. Posteriormente, o texto e parâmetros da Resolução
CNPE nº 15 foi atualizado pela Resolução CNPE no 30, de 21 de dezembro de 2021.
32. Para 2022, a Resolução CNPE nº 15/2021 estabeleceu o valor de R$ 5 bilhões a ser aportado
na CDE trinta dias após assinatura dos novos contratos de concessão, conforme Anexo V da citada
Resolução.
33. Nesse contexto, para fins de consideração da modicidade tarifária nos processos tarifários,
propõe-se a criação de um componente específico, denominado CDE MODICIDADE ELETROBRAS, cujo
valor corresponde à parcela da Distribuidora do montante destinado à modicidade, utilizando o fator de
garantia física como parâmetro de rateio.
34. Frisa-se que neste processo tarifário já está sendo considerado o valor proposto pela
Agência, conforme o Despacho nº 1.959, de 21 de julho de 2022, no valor de -R$ 57.005.078, que
contribuiu com efeito tarifário de -2,40%.
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 dezembro/2022 a novembro/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
dezembro/2021 a novembro/2022.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | (526.820) | 1.928.330 | 1.401.510 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 2.048 | 1.565.708 | 1.567.757 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 14.327 | 261.709 | 276.036 |
| Subsídio Rural | (152.754) | 675.469 | 522.715 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (212.490) | 818.547 | 606.057 |
| Total | (875.689) | 5.249.763 | 4.374.074 |

IV. DIREITO
36. 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 1/2018-ANEEL e seus aditivos.
V. DISPOSITIVO
37. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004954/2021-10, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Equatorial Piauí, a
vigorar a partir de 02 de dezembro de 2022, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 19,30%, sendo 24,98% para os consumidores em
alta tensão e 17,89% 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 Equatorial Piauí;
c) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e

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
Equatorial Piauí, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
Brasília, 29 de novembro de 2022.
(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor