REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3163/2022
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 Companhia de Eletricidade do Amapá - CEA Equatorial.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-12-14
Autor: ANEEL

47ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL
Brasília, 13/12/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.004895/2021-80
INTERESSADOS: Companhia de Eletricidade do Amapá
RELATOR: Ricardo Lavorato Tili
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Companhia de Eletricidade do Amapá, a vigorar a partir
de 13 de dezembro de 2022.
I. RELATÓRIO
1. A CEA é prestadora do serviço público de distribuição de energia elétrica com sede na
cidade de Macapá - AP e atende cerca de 191 mil de unidades consumidoras, cujo consumo de energia
elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 688 milhões.
2. Em 18 de março de 2022, foi publicada a Resolução Normativa nº 1.008/20221, que dispõe
sobre a conta escassez hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de
Desenvolvimento Energético (CDE).
3. Em 4 de julho de 2022, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 26/2022, o Processo foi
originalmente distribuído ao diretor Giácomo Francisco Bassi Almeida. Posteriormente, em 23 de
novembro de 2022, o processo foi a mim distribuído em decorrência do final do mandato do relator
anterior.
4. Em 21 de junho de 2022, a Diretoria Colegiada decidiu anuir com a proposta preliminar de
regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás, tendo em vista a
desestatização da Eletrobrás disposta na Lei nº 14.182/2021, bem como a Resolução do Conselho
1 Disponível em

Nacional de Política Energética (CNPE) nº 15/2021 e a manifestação do Ministério de Minas e Energia
Eletrobrás2.
(MME) acerca do aporte inicial associado ao processo de capitalização da
5. Em 28 de junho de 2022, foi publicada a Lei nº 14.385/2022, que disciplina a devolução,
aos consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados às ações judiciais que versam sobre a
retirada do ICMS da base de cálculo do PIS/COFINS.
6. Em 1º de dezembro de 2022, a Concessionária solicitou3 o reconhecimento de passivo
financeiro de "Compensação de créditos de PIS/COFINS" no RTA de 2022.
7. Em 6 de dezembro de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou4, via
e-mail, as planilhas provisórias de cálculo ao Conselho de Consumidores da CEA, conforme dispõe o
Submódulo 10.2 dos Procedimento de Regulação Tarifária – Proret, aprovado pela Resolução Normativa
nº 1.003, de 1º de fevereiro de 2022.
8. Por fim, pela Nota Técnica nº 225/2022-SGT/ANEEL5, de 9 de dezembro de 2022, o cálculo
do presente reajuste da Concessionária foi consolidado pela SGT.
9. É o Relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
10. O Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2022 da CEA conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 36,08%, sendo de 44,87%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 33,29%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
2 Documento nº 48513.014192/2022-00.
3 Carta C.E. REG CEA nº 54/2022, documento nº 48513.031860/2022-00.
4 Em 9 de dezembro de 2022, a SGT encaminhou as planilhas finais, tendo em vista a divulgação do IPCA/novembro apenas em
9 de dezembro de 2022 pelo IBGE.
5 Documento nº 48581.002718/2022-00.

Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 44,87%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 33,29%
Efeito Médio AT+BT 36,08%
11. O efeito médio de 36,08% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 12,85%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a uma variação de -6,59%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 29,82%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
36,08%
29,82%
4,96% 4,65%
1,28% 1,75%
0,19%
-6,59%

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
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
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 423.394.599 | 499.692.263 | 18,0% | 11,10% | 64,4% |
| Encargos Setoriais | 77.966.506 | 112.100.258 | 43,8% | 4,96% | 14,4% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 820.134 | 916.742 | 11,8% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 19.864.591 | 36.457.203 | 83,5% | 2,41% | 4,7% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 20.212.907 | 22.372.988 | 10,7% | 0,31% | 2,9% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 11.959.195 | 12.668.948 | 5,9% | 0,10% | 1,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | (18.059.344) | 0,0% | -2,63% | -2,3% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 11.688.131 | 36.602.503 | 213,2% | 3,62% | 4,7% |
| PROINFA | 8.631.850 | 14.599.120 | 69,1% | 0,87% | 1,9% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 4.789.698 | 6.542.097 | 36,6% | 0,25% | 0,8% |
| Custos de Transmissão | 39.145.633 | 47.962.350 | 22,5% | 1,28% | 6,2% |
| Rede Básica | 35.204.313 | 42.135.694 | 19,7% | 1,01% | 5,4% |
| Rede Básica Fronteira | 3.660.422 | 5.487.920 | 49,9% | 0,27% | 0,7% |
| Rede Básica ONS (A2) | 122.923 | 132.655 | 7,9% | 0,00% | 0,0% |
| Conexão | 157.974 | 206.081 | 30,5% | 0,01% | 0,0% |
| Custos de Aquisição de Energia | 293.949.435 | 325.957.866 | 10,9% | 4,65% | 42,0% |
| Receitas Irrecuperáveis | 12.333.025 | 13.671.789 | 10,9% | 0,19% | 1,8% |
| PARCELA B | 264.243.616 | 276.302.163 | 4,6% | 1,75% | 35,6% |
| IRT | 687.638.215 | 775.994.427 | 12,8% | 12,85% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (45.309.468) | -6,59% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia (2022 + recálculo 2018-2020) | 97.203.938 | 14,14% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 2.350.545 | 0,34% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais (2022 + recálculo 2018-2020) | 41.541.745 | 6,04% |  |  |  |
| Reversão do financeiro de recálculo provisório da CVA (RTA 2021) | (57.044.516) | -8,30% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 10.663.293 | 1,55% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (14.367.110) | -2,09% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 550.602 | 0,08% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 4.747.849 | 0,69% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 8.831 | 0,00% |  |  |  |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | (262) | 0,00% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (9.159) | 0,00% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 386.005 | 0,06% |  |  |  |
| Previsão do Risco Hidrológico | 26.325.238 | 3,83% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (25.595.793) | -3,72% |  |  |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 421.216 | 0,06% |  |  |  |
| Reversão do Diferimento de Bandeira Escassez Hídrica | 42.201.878 | 6,14% |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (4.369.787) | -0,64% |  |  |  |
| Financeiro remanescente - UHE Coaracy Nunes | (110.251.953) | -16,03% |  |  |  |
| Arrecadação de CDE Covid de consumidores migrantes | (2.387) | 0,00% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia | (5.024.490) | -0,73% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (8.208.249) | -1,19% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Diferimentos | (184.775.192) | -26,87% |  |  |  |
| Reversão do Diferimento - RTA 2021 | 189.275.415 | 27,53% |  |  |  |
| Créditos de Pis/Cofins | (51.606.111) | -7,50% |  |  |  |
| Compensação pela postergação das tarifas (13/12/2021-17/12/2021) | 268.987 | 0,04% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 29,82%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 36,08%
14. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 64,4% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 11,10% 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 4,96%. A
CDE – USO representou impacto no reajuste equivalente a 2,41%. Adicionalmente, o aumento dos
encargos de Energia de Reserva (ERR) e Serviços de Sistema (ESS) impactou o efeito médio em 3,62%,
assim como o aumento de encargo de Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica –
PROINFA, cujo impacto foi de 0,87%.
16. Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de - R$ 18.059.344,00 (dezoito
milhões, cinquenta e nove mil, trezentos e quarenta e quatro reais) . associada à nova CDE Modicidade
Eletrobrás, instituída com base na Resolução CNPE nº 15/2021, conforme valores constantes do Despacho
Aneel nº 1.959/2022. Esse valor contribuiu com efeito tarifário de -2,63%.
17. Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de 1,28%. Sobre esse item
destaca-se o aumento das despesas relacionadas às novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão
(TUST) e às novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão para o ciclo 20222023, conforme Resoluções Homologatórias nº 3.066 e nº 3.067, ambas de 12 de julho de 2022.
18. Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 4,65%. Esse
impacto decorre principalmente: (i) do aumento do montante contratado mediante CCEAR de Energia
Nova e Alternativa, modalidade disponibilidade, com contribuição de 2,10% no efeito médio; e (ii) do
aumento de 26,4% 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 1,05% no efeito
médio.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
4,65%
2,10%
1,05%
0,66%
0,44%
0,43%

0,00% 0,03% 0,01%
-0,07%

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
Fonte:
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
19. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 35,6% dos custos da
Concessionária, sendo que o impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 1,75% do total do
efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
20. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada do IPCA no período
de referência, de 5,90%, subtraída do Fator X, de -1,32%, o que totaliza 7,22%, além do abatimento dos
valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD).
21. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem6 e com tributos 7), 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
6 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.
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 16,1% para o ICMS e de 3,6% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total
de 19,7% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de
24,5% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Custo de
Encargos
Transporte Setoriais
Receitas
6,2%
14,4% Irrecuperáveis
1,8%
Custo de
Energia
42,0%
Custo de
Distribuição
35,6%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Transmissão Receitas
Encargos Irrecuperáveis
5,0%
11,6%
1,4%
Energia
Tributos
33,7% 19,7%
ICMS
16,1%
PIS/COFINS
3,6%
Distribuição
28,6%
22. Quanto aos componentes financeiros8 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -6,59% no atual reajuste da CEA, conforme indicado na Tabela 3.
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.

Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia (2022 + recálculo 2018-2020) | 97.203.938 | 14,14% |
| CVA em processamento - Transporte | 2.350.545 | 0,34% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais (2022 + recálculo 2018-2020) | 41.541.745 | 6,04% |
| Reversão do financeiro de recálculo provisório da CVA (RTA 2021) | (57.044.516) | -8,30% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 10.663.293 | 1,55% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (14.367.110) | -2,09% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 550.602 | 0,08% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 4.747.849 | 0,69% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 8.831 | 0,00% |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | (262) | 0,00% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (9.159) | 0,00% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 386.005 | 0,06% |
| Previsão do Risco Hidrológico | 26.325.238 | 3,83% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (25.595.793) | -3,72% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 421.216 | 0,06% |
| Reversão do Diferimento de Bandeira Escassez Hídrica | 42.201.878 | 6,14% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (4.369.787) | -0,64% |
| Financeiro remanescente - UHE Coaracy Nunes | (110.251.953) | -16,03% |
| Arrecadação de CDE Covid de consumidores migrantes | (2.387) | 0,00% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia | (5.024.490) | -0,73% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (8.208.249) | -1,19% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Diferimentos | (184.775.192) | -26,87% |
| Reversão do Diferimento - RTA 2021 | 189.275.415 | 27,53% |
| Créditos de Pis/Cofins | (51.606.111) | -7,50% |
| Compensação pela postergação das tarifas (13/12/2021-17/12/2021) | 268.987 | 0,04% |
| Total | (45.309.468) | -6,59% |

23. Dos financeiros indicados na Tabela 14, o componente financeiro que mais impactou o
processo com o valor positivo foi a Reversão do diferimento realizado no RTA 2021 com 27,56%,
referente a itens financeiros de Rede Básica, Energia e Encargos, cujo valor atualizado resulta no
financeiro positivo de R$ 189,2 milhões. Conforme apontado pela SGT, esse diferimento constituiu lastro
para a obtenção da maior parte do empréstimo obtido pela CEA junto à Conta Escassez Hídrica.
24. Cabe um esclarecimento adicional sobre esse ponto. No processo tarifário de 2021, o total
de Componentes Financeiros considerados foi de -R$ 154,08 milhões, que resultou em efeito total de -
24.08% naquele processo. Dito de outra forma, conforme explicado pela SGT, as tarifas atualmente
praticadas na área de concessão correspondem a 75,92% daquelas que seriam praticadas caso o

montante de financeiros do processo de 2021 fosse nulo. Desse modo, o efeito esperado do retorno dessa
componente financeira é a recuperação da tarifa para o patamar sem componentes financeiros.
25. Outro destaque foi a CVA Energia, cujo valor foi constituído, principalmente: (i) pelo
recálculo decorrente de pagamentos, fiscalizados pela SFF, apresentados pela atual controladora da CEA
e não considerados no âmbito dos cálculos de CVA dos processos tarifários de 2018 a 2020, com impacto
total estimado de aproximadamente R$ 32,4 milhões; e (ii) pelos pagamentos efetuados pela atual
controladora da CEA da dívida constituída anteriormente ao processo de licitação da distribuidora
associada ao Mecanismo de Compensação de Sobras de Déficits de energia nova (MCSC EN), cujo valor,
na data do último processo tarifário, somava aproximadamente 92 milhões de reais.
26. Segundo a área técnica, o Financeiro Bandeira Escassez Hídrica refere-se a reversão do
financeiro negativo considerado no processo tarifário de 2021, associado à arrecadação do acionamento
da Bandeira Escassez Hídrica, cujo valor atualizado resulta no financeiro positivo de R$ 42 milhões, o que
corresponde a 6,14%.
27. Já a parcela de CVA Encargos, corresponde a 6,04%, cujo montante decorre,
principalmente: (i) da CVA ESS/EER constituída em função da diferença entre a cobertura e custos
incorridos no período de apuração da CVA, R$ 20,8 milhões; e (ii) 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, R$ 13,7 milhões.
28. Por outro lado, destacam-se cinco componentes financeiras que contribuíram com efeito
negativo para o resultado total das Componentes Financeiras.
29. A Reversão do recálculo da CVA 2018 -2020, associada à reversão do financeiro de previsão
do resultado do recálculo das CVAs de 2018 a 2020, cuja atualização pela SELIC resulta no financeiro de -
R$ 57 milhões. Há ainda o Financeiro remanescente de Coaracy Nunes, que diz respeito à última parcela
da compensação pela valoração da energia associada à UHE Coaracy Nunes, no período entre 1º de janeiro

de 2013 e 1º de agosto de 2015, pelo custo dos Contratos de Cotas de Garantia Física – CCGF9, conforme
determinação contida no Despacho nº 4.278/2017, no valor de -R$110,2 milhões.
30. A componente Empréstimo Conta Escassez Hídrica – Diferimentos decorre da operação
financeira contratada com o objetivo de custear medidas de combate à escassez hídrica vivenciada no 2º
semestre de 2021, nos termos do Decreto n° 10.939/2022, da Resolução n° 2/2021 da CREG e da Medida
Provisória n° 1.078/2021.Tal operação foi aprovada a partir da Resolução Normativa n° 1.008, de 15 de
março de 2022.
31. O Despacho n° 1.177, de 3 de maio de 2022, indicou a data de 9 de maio para fixar os
valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e permissionárias
de distribuição de energia elétrica referentes aos montantes de recursos solicitados nos Termos de
Aceitação às disposições do Decreto n° 10.939/2022.
32. À CEA foram repassados R$ 186.306.975,09, que, devidamente atualizados, originaram um
9 Conforme consta do Contrato de Concessão nº 02/2012, firmado em 04 de dezembro de 2012, o regime de cotas da UHE
Coaracy Nunes iniciou-se em 1º janeiro de 2013. Apesar disso, nos processos tarifários subsequentes, o custo da energia desta
UHE foi valorado pelo ACR médio, superior ao custo das cotas, até 1º de agosto de 2015, data em que houve interligação do
Amapá ao SIN.
No âmbito da análise do pedido de reconsideração interposto pela CEA em face do Despacho nº 2.656/2016, a Diretoria
colegiada da ANEEL considerou, nos termos do Despacho nº 4.278/2017, que a energia proveniente desta UHE não deveria ter
sido considerada no cálculo do reembolso da Conta de Consumo de Combustíveis - CCC a partir do reenquadramento no regime
de cotas, 1º de janeiro de 2013.
A decisão em questão implica em dois ajustes distintos, com efeitos financeiros opostos para a CEA, quais sejam: (i) recálculo
do reembolso da CCC à CEA decorrente da retirada a energia gerada pela UHE Coaracy Nunes do cálculo do CTG no período
entre 1º de janeiro de 2013 e 1º de agosto de 2015; e (i) ajuste dos processos tarifários de 2013 a 2015, valorando a energia
associada à UHE Coaracy Nunes de acordo com regime de cotas.
É importante esclarecer que a execução do segundo ajuste não pôde ser processada anteriormente por depender do primeiro.
De fato, conforme consta das Notas técnicas dos processos tarifários anteriores, a SGT não dispunha da segregação dos
montantes de energia associados à UHE Coaracy Nunes do total contratado junto à Eletronorte, insumo necessário para o
cálculo.
Assim, foi necessário aguardar pela conclusão do primeiro ajuste, o que ocorreu em 10 de março de 2020, com a emissão do
Despacho nº 704/2020, no qual consta a determinação de devolução à CEA do valor de R$ 181.904.528,89 (out/2019), valor
esse que abarca o efeito decorrente da exclusão UHE Coaracy Nunes no reprocessamento da CCC a partir de 1º de janeiro de
2013.
Consequentemente, dando prosseguimento ao cumprimento da decisão contida no Despacho nº 4.278/2017, e conforme
consta do Anexo III desta Nota Técnica, a SGT calculou o ajuste correspondente à valorização da energia da UHE Coaracy Nunes
pelo regime de cotas nos processos tarifários de 2013, 2014 e 2015, obtendo o valor total de -R$ 301.413.671,54, com data
base igual ao 5º dia útil anterior ao aniversário.

componente financeiro negativo de -R$ 189.275.415,32, contribuindo para atenuar o efeito do atual
processo tarifário em -26,87%.
33. Está sendo considerado nesse processo tarifário o valor proposto pela Agência, referente
a CDE Modicidade Eletrobras, conforme Despacho nº 1.959, de 21 de julho de 2022, no valor de -R$
18.059.343,58, que contribuiu com efeito tarifário de -2,63%.
34. Por fim, há ainda os Créditos de PIS e COFINS. É sabido que em 27 de junho de 2022 foi
sancionada a Lei nº 14.385, que disciplina a devolução aos consumidores de energia elétrica dos valores
relacionados às ações judiciais que versam sobre a retirada do ICMS da base do PIS/COFINS. A Lei
estabelece os critérios para a devolução da integralidade dos valores requeridos à Receita Federal até o
próximo processo tarifário.
35. Conforme pontuado pela SGT, no caso específico da CEA, apesar de haver trânsito em
julgado da ação judicial, a concessionária não conseguiu a habilitação dos créditos junto à RFB para início
da compensação.
36. Ainda assim, em dezembro de 2022, com vistas a atenuar o efeito médio a ser percebido
por seus consumidores, a Concessionária solicitou o reconhecimento de passivo financeiro de
"Compensação de créditos de PIS/COFINS" no RTA de 2022 no valor de R$ 51.606.110,70, que corresponde
ao valor de créditos que a distribuidora espera conseguir habilitação junto à RFB. Esse reconhecimento
de passivo financeiro resultou num efeito negativo de 7,50%, o que contribuiu para o efeito médio final
de 36,08%.
37. A SGT ainda destacou, em sua análise, que a receita proveniente dos repasses da Conta
Bandeiras, decorrentes da aplicação dos adicionais de bandeira amarela, vermelha e escassez hídrica no
período de apuração da CVA, no valor de R$ 157 milhões, contribuiu para que a tarifa da Concessionária
não sofresse aumento médio adicional de 22,93%.
38. Por fim, apresento 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, referente a Subvenção CDE – Descontos Tarifários. 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 | 1.284.458 | 1.446.705 | 2.731.163 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 2.318 | 31.301 | 33.619 |
| Subsídio Rural | (2.418) | 14.961 | 12.542 |
| Total | 1.284.357 | 1.492.967 | 2.777.324 |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL
III. DIREITO
39. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei nº
9.427, de 26 de dezembro de 1996; ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; iii) Lei nº 12.111, de 9 de
dezembro de 2009; e vi) e Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica
nº 001/2021-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
40. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004895/2021-80, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CEA, a vigorar a partir
de 13 de dezembro de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 36,08%, sendo 44,87% para os consumidores em alta tensão e
33,29% 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 CEA;
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT 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 CEA,
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
e) HOMOLOGAR o valor a ser ressarcido à CEA pela CCEE referente à diferença de custos
de energia indicada no parágrafo único do art. 4º B da Lei 12.111, de 9 de dezembro
de 2009, com redação dada pela Lei nº 14.146, de 26 de abril de 2021;
f) HOMOLOGAR o valor a ser ressarcido à CEA pela Conta de Consumo de Combustíveis
– CCC, em duodécimos no período de janeiro a dezembro de 2023 conforme § 2º do
art. 4º-C da Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009, com redação dada pela Lei nº
14.146, de 26 de abril de 2021.
Brasília, 13 de dezembro de 2022.
(Assinado digitalmente)
RICARDO LAVORATO TILI
Diretor