REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3101/2022
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 Energisa Paraíba Distribuidora de Energia - EPB.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-08-29
Autor: ANEEL

31ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL
Brasília, 23/08/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.004950/2021-31
INTERESSADOS: Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S.A. (EPB)
RELATOR: Diretor Giácomo Francisco Bassi Almeida.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT)
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S.A. - EPB., a
vigorar a partir de 28 de agosto de 2022.
I. RELATÓRIO
A Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S.A.( EPB) é prestadora do serviço público de
distribuição de energia elétrica e atende cerca de 1,5 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo
de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 2,2 bilhões.
2. Em 24 de agosto de 2021, foi aprovada a revisão tarifária ordinária da EPB, conforme
Resolução Homologatória – REH nº 2.929/20211, por meio da qual as tarifas foram, em média, reajustadas
em 7,08%.
3. Em 4 de julho de 2022, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 26/2022, o Processo foi
a mim distribuído.
4. Em 27 de junho de 2022, foi promulgada a Lei nº 14.3852, que trata da devolução aos
consumidores de energia elétrica dos valores relacionados às ações judiciais que versam sobre a retirada
do ICMS da base do PIS/COFINS.
1 Disponível em
2 Disponível em planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2022/lei/L14385.htm.

5. Em 18 de agosto de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou por
meio eletrônico ao Conselho de Consumidores da EPB as planilhas de cálculo, conforme dispõe a
Resolução Normativa nº 652, de 17 de março de 2015.
6. Em 18 de agosto de 2022, a SGT, por meio da Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL3,
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Concessionária.
7. É o Relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
8. O Reajuste Tarifário Anual da EPB conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido
pelos consumidores de 1,03%, sendo de 3,49%, em média, para os consumidores conectados na Alta
Tensão e de 0,34%, 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) 3,49%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 0,34%
Efeito Médio AT+BT 1,03%
Fonte: Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL
9. O efeito médio de 1,03% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 11,40% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a uma variação de -4,81%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -5,56%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
3 Documento SicNet nº 48581.002197/2022-00.

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
3,66% 3,57%
3,43%
0,74% 1,03%
-4,81%
-5,56%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
Fonte: Nota Técnica nº 169/2022-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

Participação Participação

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 1.356.245.047 | 1.526.181.847 | 12,5% | 7,83% | 63,09% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 208.905.067 | 283.337.358 | 35,6% | 3,43% | 11,71% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 3.060.134 | 3.354.705 | 9,63% | 0,01% | 0,14% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 82.534.902 | 134.931.229 | 63,48% | 2,41% | 5,58% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 14.463.389 | 14.228.609 | -1,62% | -0,01% | 0,59% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 20.628.368 | 20.383.292 | -1,19% | -0,01% | 0,84% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | (63.840.623) | 0,00% | -2,94% | -2,64% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 30.002.408 | 96.302.169 | 220,98% | 3,05% | 3,98% |
| PROINFA | 36.555.279 | 56.366.863 | 54,20% | 0,91% | 2,33% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 21.557.194 | 21.507.235 | -0,23% | -0,00% | 0,89% |
| ONS | 103.392 | 103.881 | 0,47% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 203.473.017 | 219.459.613 | 7,86% | 0,74% | 9,07% |
| Rede Básica | 128.305.984 | 151.911.378 | 18,40% | 1,09% | 6,28% |
| Rede Básica Fronteira | 50.383.353 | 47.135.250 | -6,45% | -0,15% | 1,95% |
| Conexão | 12.774.774 | 8.156.973 | -36,15% | -0,21% | 0,34% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 12.008.906 | 12.256.012 | 2,06% | 0,01% | 0,51% |
| Custos de Aquisição de Energia | 943.866.963 | 1.023.384.876 | 8,42% | 3,66% | 42,31% |
| PARCELA B | 815.289.569 | 892.880.835 | 9,52% | 3,57% | 36,91% |
| IRT | 2.171.534.615 | 2.419.062.682 | 11,40% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | - | 106.777.347 | -4,81% |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 53.482.352 | 2,41% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 9.912.290 | 0,45% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 175.734.530 | 7,91% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 7.583.430 | 0,34% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (2.566.731) | -0,12% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (89.663.753) | -4,04% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 570.555 | 0,03% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 64.136.900 | 2,89% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | (434.932) | -0,02% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (122.030) | -0,01% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 171.776 | 0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (100.928.265) | -4,55% |  |  |  |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | (1.507.657) | -0,07% |  |  |  |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (222.513.244,97) | -10,02% |  |  |  |
| Neutralidade Crédito Pis Cofins | (632.568) | -0,03% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,56%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 1,03%
Fonte: Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL
12. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 63,09% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 7,83% pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos.
13. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 3,43%. A
CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 2,41%. Adicionalmente, os aumentos
dos ESS/EER impactaram o reajuste em 3,05%. Destaca-se também o valor da capitalização da Eletrobrás
que contribui para a redução da tarifa em 2,94%.

14. Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de 0,74%. 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 2022-2023, aprovadas por meio das Resoluções
homologatórias nº 3.067 e nº 3.066, respectivamente, ambas de 12 de julho de 2022.
15. Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 3,66%.
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos de Compra no
Ambiente Regulado - CCEAR (3,03%) e as cotas Leiº 12.783/2013 (2,02%). Em contrapartida, o fim do
contrato bilateral com a UTE Juiz de Fora provocou uma redução de 2,85%. O Gráfico 2 detalha as
variações dos Contratos de Energia.
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
3,66%
2,29%
2,02%
0,86%
0,72% 0,59%
0,01% 0,02%
-2,85%

Total CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Bilateral Proinfa
Existente Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
QTD DSP QTD
Fonte:
Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL
16. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 36,91% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,57% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.
17. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre agosto de 2021
e julho de 2022 do IGP-M, de 10,08%, subtraída do Fator X, de 0,56%, o que totaliza 9,52%.

18. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
(sem4 5),

Distribuidora e com tributos 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.
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Custo de
Encargos
Transmissão
9,1% Setoriais
11,7%
Custo de Custo de
Distribuição
Energia
42,3% 36,9%
Fonte: Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
6,5% 8,4%
Custo de
ICMS
Energia
25,0%
30,4%
Tributos
28,1%
PIS/COFINS
Custo de
3,2%
Distribuição
26,5%
Fonte: Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL
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 24,97% para o ICMS e de 3,2% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 28,1% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 39,1% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

19. Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -4,81% no atual reajuste da EPB, conforme indicado na Tabela 3.
20. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos
Setoriais, com 7,91%. Esse impacto é decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito
ao longo de 2021, o que ocasionou um aumento de 5,61% na CVA em processamento – Encargos Setoriais
- ESS/EER.
21. Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste de 2,41%.
Aumento esse causado principalmente pelas exposições ao Mercado de Curto Prazo - MCP relacionadas
ao risco hidrológico dos CCGF e aos CCEAR-Q repactuados.
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 53.482.352 | 2,41% |
| CVA em processamento -Transporte | 9.912.290 | 0,45% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 175.734.530 | 7,91% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 7.583.430 | 0,34% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (2.566.731) | -0,12% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (89.663.753) | -4,04% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 570.555 | 0,03% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 64.136.900 | 2,89% |
| Ajuste CUSD | (434.932) | -0,02% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (122.030) | -0,01% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 171.776 | 0,01% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (100.928.265) | -4,55% |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | (1.507.657) | -0,07% |

Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins (222.513.245) -10,02%

Neutralidade Crédito Pis Cofins (632.568) -0,03%
Total (106.777.347) -4,81%
Fonte: Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL
22. Foram estudados e elaborados mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se
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.

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.
23. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL:
a) Lei 14.385/2022 - Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
24. Em 27 de junho de 2022, foi promulgada a Lei nº 14.385, que trata da devolução aos
consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais que versam sobre a retirada
do ICMS da base do PIS/COFINS. A Lei prevê a devolução da integralidade dos valores requeridos a Receita
Federal (RFB) até o próximo processo tarifário.
25. Assim, foi incluído neste processo tarifário um componente financeiro dos valores já
aproveitados, bem como, os valores a serem aproveitados pela EPB perante a RFB até julho/23, que
totalizam o valor atualizado de R$ 222.513.244,97, e reduziram o efeito ao consumidor em 10,02%.
b) Capitalização Eletrobrás
26. O inciso I do art. 4º da Lei 14.182/2021, que dispõe sobre a desestatização da empresa
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras), estabeleceu 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.
27. 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.
28. Para 2022, a Resolução CNPE nº 15/2021 estabeleceu o valor de R$ 5 bilhões a ser aportado
na CDE trinta dias após a assinatura dos novos contratos de concessão, conforme Anexo V da citada
Resolução.

29. Nesse contexto, o Despacho ANEEL nº 1.959, de 21 de julho de2022, homologou os valores
da CDE aportados pela Eletrobras ou por suas subsidiárias, a serem repassados às concessionárias e
permissionárias de distribuição para a modicidade tarifária, nomeado aqui com CDE Eletrobrás. No
processo tarifário da EPB, o repasse desse valor foi responsável pela redução tarifária de 2,94%.
Efeito das Bandeiras Tarifárias
30. 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 EPB não sofresse aumento adicional médio de 13,73%.
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
31. A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período
de competência de agosto/2022 a julho/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de
agosto/2021 a julho/2022.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 323.576 | 1.863.623 | 2.187.199 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 48.127 | 1.530.344 | 1.578.471 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 6.997 | 255.397 | 262.394 |
| Subsídio Rural | (149.815) | 642.946 | 493.131 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (204.828) | 2.191.923 | 1.987.095 |
| Total | 24.057 | 6.484.233 | 6.508.290 |

IV. DIREITO
32. 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 19/2001-ANEEL.
V. DISPOSITIVO
33. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004950/2021-31, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da EPB, a vigorar a partir
de 28 de agosto de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 1,03%, sendo 3,49% para os consumidores em alta tensão e 0,34%
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 EPB;
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DITs 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
EPB, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 23 de agosto de 2022.
(Assinado digitalmente)
GIÁCOMO FRANCISCO BASSI ALMEIDA
Diretor Substituto