REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3008/2022
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 Energisa Borborema - Distribuidora de Energia S.A - EBO.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-02-04
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004911/2021-34
INTERESSADOS: EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A.
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de Energia
S.A., a vigorar a partir de 4 de fevereiro de 2022.
I. R E L A T Ó R I O
S.A. concessionária1
A EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de Energia é do serviço
público de distribuição de energia elétrica sediada na cidade de Campina Grande/PB e atende
aproximadamente 229 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa
atualmente faturamento anual na ordem de R$ 289 milhões.
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.
2. Em 2 de fevereiro de 2021, foi aprovada a revisão tarifária periódica da EBO, conforme
Resolução Homologatória – REH nº 2.832/2021, por meio da qual as tarifas foram, em média, reajustadas
em 5,21%.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 008/2000-ANEEL.

3. Na 17ª RPO, de 18 de maio de 2021, foi deliberado o recurso da EBO em face da REH
2.832/2021, solicitando que o ponto de partida para o cálculo da trajetória de perdas não técnicas fosse
a meta do último ciclo (correspondente a 2,59%), restando o seu não provimento, conforme análise
reportada no voto2 que que baseou o Despacho nº 1.352/20213.
4. Em 24 de janeiro de 2022, após a consolidação das informações indispensáveis, a SGT
encaminhou ao Conselho de Consumidores da EBO as planilhas de cálculo desse processo tarifário.
5. Diante do cenário de pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários elevados,
desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições climáticas desfavoráveis para geração hídrica
verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, 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 econômicofinanceira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo
tarifário e serão apresentados neste voto.
6. A concessionária, em correspondência de 26 de janeiro de 20224, protocolou proposta
visando a atenuação de impactos tarifários do atual reajuste, solicitando que seja considerada a reversão
do valor de R$ 9.426.653,15 decorrente de êxito da ação judicial movida pela empresa contra a União
para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o ICMS nas contas de energia.
7. Em 26 de janeiro de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota
Técnica nº 05/2022-SGT/ANEEL5, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da
distribuidora.
2 Documento SIC nº 48575.002210/2021-00.
3 Documento SIC nº 48575.002295/2021-00.
4 Carta ENERGISABO/VPR-ANEEL/Nº 003/2022, SIC 48513.002133/2022-00.
5 SIC nº 48581.000201/2022-00.

8. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
9. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2021 da EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de
S.A.,
Energia a vigorar a partir de 4 de fevereiro de 2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 9,72%, sendo 9,35%, em média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 9,85%, 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) 9,35%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 9,85%
Efeito Médio AT+BT 9,72%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
10. Segundo a SGT, a diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos
itens de custos que compõem a tarifa.
11. No presente caso, essa diferença ocorreu, em especial, ao incremento dos custos
associados ao aumento da parcela B, cuja participação percentual é mais significativa para os
consumidores cativos, os quais, em sua grande maioria, é formada pelo grupo de baixa tensão.
12. Em relação ao efeito médio de 9,72%, esse decorre, essencialmente:
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em
6,62%;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um
efeito de 3,01%; e
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário,
que contribuíram para uma variação de 0,09%, conforme apresentado no Gráfico 1.

9,72%
4,58% 4,55%
3,01%
0,09%
-0,66%
-1,86%

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
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] | 198.354.540 | 204.318.071 | 3,0% | 2,07% | 66,4% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 32.205.379 | 45.436.407 | 41,1% | 4,58% | 14,8% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 386.232 | 430.119 | 11,4% | 0,02% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 13.442.689 | 20.358.520 | 51,4% | 2,40% | 6,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 928.638 | 1.032.974 | 11,2% | 0,04% | 0,3% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 3.681.241 | 4.137.876 | 12,4% | 0,16% | 1,3% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 5.158.028 | 7.600.611 | 47,4% | 0,85% | 2,5% |
| PROINFA | 5.875.212 | 8.961.536 | 52,5% | 1,07% | 2,9% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 2.701.737 | 2.887.134 | 6,9% | 0,06% | 0,9% |
| ONS | 31.600 | 27.638 | -12,5% | -0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 38.178.104 | 32.820.708 | -14,0% | -1,86% | 10,7% |
| Rede Básica | 17.094.114 | 14.520.413 | -15,1% | -0,89% | 4,7% |
| Rede Básica Fronteira | 5.927.698 | 3.971.557 | -33,0% | -0,68% | 1,3% |
| Conexão | 469.717 | 352.974 | -24,9% | -0,04% | 0,1% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 14.686.575 | 13.975.763 | -4,8% | -0,25% | 4,5% |
| Custos de Aquisição de Energia | 127.971.057 | 126.060.957 | -1,5% | -0,66% | 41,0% |
| PARCELA B | 90.333.834 | 103.471.211 | 14,5% | 4,55% | 33,6% |
| IRT | 288.688.373 | 307.789.282 | 6,62% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 9.161.587 | 3,01% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 22.063.030 | 7,26% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 1.069.795 | 0,35% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 15.929.474 | 5,24% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (54.011) | -0,02% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (913.236) | -0,30% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (8.193.602) | -2,70% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 522.923 | 0,17% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 7.692.221 | 2,53% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (8.863.039) | -2,92% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | (307.887) | -0,10% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 37.418 | 0,01% |  |  |  |
| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (679.111) | -0,22% |  |  |  |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | (62.207) | -0,02% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circ | (12.042) | 0,00% |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (49.696) | -0,02% |  |  |  |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | 1.145.778 | 0,38% |  |  |  |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | (10.737.567) | -3,53% |  |  |  |
| Ressarcimemento de créditos de PIS/COFINS | (9.426.653) | -3,10% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 0,09%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,72%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
14. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 66,4% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 2,07% 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 4,58%. Esse efeito decorreu, principalmente, da alteração da
cota da CDE Uso para a distribuidora, com variação de 51,4%, com participação no
reajuste equivalente a 2,40%, além do acréscimo de EER/ESS em 47,4%,
representando 0,83% no efeito médio. 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 0,19%;
b) Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio de -
1,86%. 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 -0,66%. Contribuiu significativamente para esse efeito o
término de vigência de contrato bilateral, com impacto no efeito médio de -4,39%.
Em contrapartida, o reajuste dos preços dos contratos relacionados ao CCEAR
Nova e Alternativa impactou o efeito médio em 2,21%. O gráfico seguinte
demonstra essa variação, por tipo de contrato:

1,25%
0,96%
0,68%
0,50% 0,31%
0,02%
-0,66%
-4,39%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Bilateral Proinfa
Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
15. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 33,6% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 4,55% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.
16. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre fevereiro de
2021 e janeiro de 2022 do IGP-M (de 15,63%), subtraída do Fator X (de 1,09%), o que totaliza 14,54%.
17. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem6 e com tributos7), 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.
6
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.
7 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 27,6% para o ICMS e de 3,3% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 30,9% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 44,7% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

Custo de
Custo de
Transmissão
Energia
10,7% PROINFA
41,0%
2,9%
CDE
Encargos
8,3%
Setorias
14,8%
ESS/EER
2,5%
Custo de Outros
Distribuição 1,1%
33,6%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de
Encargos
Transmissão Setoriais
7,4% 10,2%
ICMS
Custo de 27,6%
Energia
28,3%
Tributos
30,9%
PIS/COFINS
Custo de
3,3%
Distribuição
23,2%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
18. Quanto aos componentes financeiros8 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em 3,01% no atual reajuste da EBO, conforme indicado na Tabela 2.
19. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em Processamento
– Energia, com efeito de 7,26%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no
8 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.

período de apuração da CVA, em especial, dos custos relacionados ao risco hidrológico de CCGF e Usinas
Repactuadas.
20. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 22.063.030 | 7,26% |
| CVA em processamento -Transporte | 1.069.795 | 0,35% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 15.929.474 | 5,24% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (54.011) | -0,02% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (913.236) | -0,30% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (8.193.602) | -2,70% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 522.923 | 0,17% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 7.692.221 | 2,53% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (8.863.039) | -2,92% |
| Ajuste CUSD | (307.887) | -0,10% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 37.418 | 0,01% |
| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (679.111) | -0,22% |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | (62.207) | -0,02% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula | (12.042) | 0,00% |
| Custo Distribuidora - Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (49.696) | -0,02% |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | 1.145.778 | 0,38% |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | (10.737.567) | -3,53% |
| Ressarcimemento de créditos de PIS/COFINS | (9.426.653) | -3,10% |
| Total | 9.161.587 | 3,01% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
21. 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.
22. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica 05/2022-SGT/ANEEL:
a) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e nº 376/2009):
Contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade tarifária,

associados às Resoluções Normativas em apreço. Trata-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 o valor corrigido de
R$679.111, contribuindo para redução do efeito em 0,22%. Vale ressaltar que o valores informados pela
Concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos
tarifários; e
b) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a Resolução nº 3/20211,
estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com aplicação de setembro/21 a
abril/22.
23. 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.
24. 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.
25. 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.
26. No processo da EBO, 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 outubro/2021.
Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas e o efeito financeiro da CVA positivo, ou seja, uma
tarifa mais elevada.
27. 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.
28. 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.
29. Desse modo, o tratamento proposto seguirá o seguinte procedimento: no processo
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 9.591.788 (efeito
de -3,16%), conforme saldo da distribuidora frente à Conta Bandeiras na competência de outubro/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.
30. Por fim, reitera-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.
c) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL

31. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL9, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à EBO
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 237/2020-SGT/ANEEL10,
de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela EBO totalizou, após correção pela SELIC,
R$12.042, considerado no rol de financeiros negativos.
d) REN 952/2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid
32. 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 foi apurado componente financeiro negativo nesse processo
tarifário relativo ao spread da conta covid da EBO, correspondendo a -R$49.696,42, resultando em
redução de efeito de -0,02%.
e) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
33. Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência sobre
ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em Consulta Pública
nº 05/2021.
34. No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações excepcionais autoriza o uso antecipado
à conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total de potencial crédito associado
à respectiva ação judicial.
9 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.
10 Documento SIC nº 48581001953/2020-00.

35. A EBO, por meio de correspondência11, encaminhada à ANEEL em 26 de janeiro de 2022,
solicitou que seja considerada a reversão do valor de R$ 9.426.653 decorrente de êxito da ação judicial
movida pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o ICMS
nas contas de energia. Esse componente financeiro representou o efeito médio de redução de 3,10% no
atual reajuste
36. Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (75,5%), comparada com as variações do IGP-M (133,7%) e do IPCA
(79,6%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
566,73
520,29 507,38 517,08
498,85 497,66
436,68 428,37
427,08
404,88 407,03
322,89
264,77 274,55 289,80
Reajuste RTE Revisão Reajuste Reajuste RTE Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Reajuste Revisão
2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2019 2020 2021 2022
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
37. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de fevereiro/2022 a janeiro/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
11 Carta ENERGISABO/VPR-ANEEL/Nº 003/2022, SIC 48513.002133/2022-00.

de fevereiro/2021 a janeiro/2022.
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 114.945 | 410.807 | 525.752 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 272 | 14.105 | 14.377 |
| Subsídio Rural | 567 | 63.103 | 63.671 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 3.072 | 64.876 | 67.949 |
| Total | 118.857 | 552.891 | 671.748 |

III. D I R E I T O
38. 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 08/2000-ANEEL.
IV. D I S P O S I T I V O
39. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004911/2021-34, voto por EMITIR
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da EBO -
S.A.,
Energisa Borborema – Distribuidora de Energia a vigorar a partir de 4 de
fevereiro de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 9,72%, sendo 9,35% para os consumidores em Alta Tensão – AT
e 9,85% 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 EBO;
(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 EBO, de modo a custear os descontos retirados da estrutura
tarifária.
Brasília, 1° de fevereiro de 2022.
(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor