REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3102/2022
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 Equatorial Maranhão Distribuidora de Energia S.A – Equatorial Maranhão.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-08-29
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004952/2021-21
INTERESSADOS: Equatorial Maranhão Distribuidora de Energia S.A.
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Equatorial Maranhão Distribuição de Energia S.A. –
Equatorial Maranhão, a vigorar a partir de 26 de agosto de 2022.
I. R E L A T Ó R I O
concessionária1
1. A Equatorial Maranhão é do serviço público de distribuição de energia
elétrica sediada na cidade de São Luis – MA e atende aproximadamente 2,7 milhões de unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente faturamento anual na ordem de
R$ 3,9 bilhões.
2. Em 24 de agosto de 2021, foi aprovada a Revisão Tarifária Periódica da Equatorial
Maranhão, conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.925/2021, quando as tarifas foram, em média,
reajustadas em 2,79%.
3. Em 6 de setembro de 2021, a EQUATORIAL MA apresentou pedido de reconsideração2
contra a citada resolução, especificamente em relação à não consideração nos custos tarifários de Rede
Básica e Rede Básica de Fronteira e Conexão, dos valores despendidos com as instalações da SE Boa
Esperança – 69KV (A).
4. Na 24ª RPO, de 5 de julho de 2022, aquele recurso administrativo foi deliberado pela
Diretoria da ANEEL, por meio do Despacho 1.750/2022, decidindo por conhecer, no mérito, e dar parcial
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 060/2000-ANEEL.
2 Correspondência CE-REGULAÇÃO Nº 39/2021 - 48513.024712/2021-00.

provimento ao Pedido de Reconsideração interposto pela EQUATORIAL MA, em face da Resolução
Homologatória nº 2.925 de 2022, no sentido de: (i) restituir, por meio de componente financeiro, no
processo tarifário de 2022 da EQUATORIAL MA, os valores não repassados de Rede Básica, Rede Básica
de Fronteira e Conexão e os associados à entrada de linha EL DIST 2 na SE Boa Esperança, conforme Anexo
da Nota Técnica nº 255/2021-SGT/ANEEL; (ii) determinar à Superintendência de Gestão Tarifária - SGT
que, no processo tarifário de 2022 da Equatorial Piauí Distribuidora de Energia S.A., seja definido repasse
à EQUATORIAL MA, de R$ 204.849,02 (duzentos e quatro mil oitocentos e quarenta e nove reais e dois
centavos), a valores de agosto de 2021, sem repasse tarifário aos consumidores da EQUATORIAL PI, como
compensação pelos pagamentos dos encargos associados à entrada de linha EL DIST 1. O componente
financeiro referente ao Item (i) do DSP 1750/2022 está computado neste RTA de 2022, conforme Tabela
3 deste Voto, no montante de R$ 4.086.556,23, atualizado conforme Submódulo 3.1 do Proret.
5. Em 15 de março de 2022, a Diretoria Colegiada decidiu, na 8ª Reunião Pública Ordinária da
Diretoria de 2022, sobre o resultado da Consulta Pública nº 2/2022, aprovando a Resolução Normativa nº
1.008/2022, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo
tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.
6. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás indicada na Lei nº
14.182, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021, de 31 de agosto de 2021, e
a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia acerca do aporte inicial associado ao processo
de capitalização da Eletrobrás3, esta Diretoria Colegiada decidiu anuir com a proposta preliminar de
regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás disposta na Nota
Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL. Posteriormente por meio do Despacho nº 1.959/2022 a SGT divulgou a
atualização dos valores correspondentes a esse encargo.
7. Em 27 de junho, a Lei nº 14.385 disciplinou a devolução dos valores relacionados à retirada
do ICMS da base do PIS/COFINS.
3 Documento SIC nº 48513.014192/2022-00

8. Em 17 de agosto de 2022, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores as planilhas
finais de cálculo relativas ao reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº
652, de 17 de março de 2015.
9. Em 17 de agosto de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota
168/2022-SGT/ANEEL4,
Técnica nº consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2022.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
10. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da Equatorial Maranhão, a vigorar a partir de 28
de agosto de 2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 1,62%, sendo 3,68%,
em média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 1,23%, 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) 3,68%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 1,23%
Efeito Médio AT+BT 1,62%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
11. O efeito médio de 1,62% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 14,23%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a um efeito de -13,08%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 0,47%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
4 Documento SIC nº 48581.002182/2022-00

6,02%
3,46%
2,87%
1,89% 1,62%
0,47%
-13,08%

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
12. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
13. Os custos da Parcela A representam 59,7% dos custos da concessionária, sendo
10,77%
responsável pelo aumento de na composição do índice de reajuste tarifário. Destacam-se, a
seguir, os itens mais representativos.

14. Os encargos setoriais impactaram o efeito tarifário em 2,87%, destacando-se a CDE Uso
(1,92%), o EER/ESS (2,88%), que já considera os custos do Procedimento Competitivo Simplificado – PSC,
o Proinfa (0,67%). Em contrapartida, a CDE Modicidade Eletrobrás, conforme Despacho nº 1.959, de 21
de julho de 2022, contribuiu com redução de -2,57%.
15. Os custos de transmissão variaram 21,5% em relação ao processo anterior e contribuíram
para um efeito médio de 1,89%, uma vez que foram consideradas as despesas relacionadas às Receitas
Anuais Permitidas (RAP) e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) conforme as
Resoluções Homologatórias 3.067 e 3.066, ambas de 12 de julho de 2022.
16. Já os custos de aquisição de energia variaram 15,3% e representaram um efeito tarifário
de 6,02%. Contribuíram para esse efeito os custos dos CCEAR (3,36%) e a previsão das tarifas das cotas -
Lei nº. 12.783/2013 (efeito de 1,51%). As contribuições das diferentes modalidades de contratação
podem ser observadas no gráfico a seguir.
6,02%
2,14%
1,51%
0,69% 0,67%
0,46% 0,45%
0,07% 0,03%

Total CCEAR CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Proinfa
Existente Existente Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
17. A Parcela B representou 40,3% dos custos da concessionária, impactando 3,46% o efeito
médio a ser percebido pelos consumidores. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação

acumulada, entre agosto de 2021 a julho de 2022 do IGP-M (de 10,08%), subtraída do Fator X (de 1,95%),
o que totaliza 8,12%.
18. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia elétrica que se destina aos
custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais,
(sem5
demonstrando a participação de cada segmento na composição da receita da Distribuidora e com
tributos6).
Custo de Custo de
Energia… Transmissão
PROINFA
9,3%
1,8%
CDE
4,3%
Encargos
Setorias
ESS/EER
10,8%
3,7%
Custo de Outros
1,0%
Distribuição
40,3%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
5 Destaca-se a participação dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores de energia elétrica e repassados pela
concessionária.
6 Consideram-se apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas
médias nominais de 21,9% para o ICMS e de 4,0% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 25,9% por dentro),
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 35,0%
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
6,9% 8,0%
Custo de
Energia ICMS
29,4% 21,9%
Tributos
25,9%
PIS/COFINS
Custo de 4,0%
Distribuição
29,8%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
7
19. Os componentes financeiros a serem recuperados no próximo período tarifário
contribuíram com o efeito em -13,08% no atual reajuste da Equatorial Maranhão, conforme apresenta a
Tabela 3.
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
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
20. Destacam-se a CVA em Processamento – Energia, com efeito de 1,79%, em decorrência da
diferença entre cobertura concedida no último processo tarifário e custos de energia efetivamente
incorridos pela concessionária, principalmente relacionados ao risco hidrológico de CCGF e Usinas
Repactuadas, e a CVA em Processamento – Encargos Setoriais, com efeito médio de 5,08%, em
decorrência principalmente da diferença entre cobertura concedida da CDE no último processo tarifário
e os custos efetivamente incorridos e dos encargos EER/ESS, impactados pelo despacho de usinas fora da
ordem de mérito.
Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários
21. Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo
patamares elevados, foram desenvolvidos 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. Muitos
desses mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados abaixo.
a) Lei 14.385/2022 - Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
22. Conforme a Lei n. 14.385, de 27 de junho de 2022, que trata da devolução dos valores
relacionados à retirada do ICMS da base do PIS/COFINS, foi incluído neste processo a devolução da
integralidade dos valores requeridos a Receita Federal (RFB), após correção pela SELIC, -R$
753.979.516,72. Ressalta-se que já havia sido considerado -R$ 128.196.976,04 no reajuste de 2021, sendo
calculado também neste reajuste a neutralidade desse componente financeiro, no valor de -R$
305.230,70.
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
23. 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.
24. 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 Maranhão foram repassados R$
48.789.011,19.
25. Tendo em vista a perspectiva de elevado efeito tarifário médio para o consumidor no RTA
de 2023, decorrente de retirada dos componentes financeiros do atual processo tarifário de 2022 (-

13,08%), a SGT considerou, a partir de proposição da concessionária, a hipótese de utilização desse
componente financeiro negativo no processo tarifário de 20238, com o que concordo.
c) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL
26. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL9, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à
distribuidora 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/ANEEL10, de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela distribuidora, por meio da Carta CE
- EQUATORIAL 57/202211, foi de R$ 931.726,95, já atualizado pela SELIC.
d) CDE Modicidade Eletrobrás
27. 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.
28. 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
8 Nota: Conforme o parágrafo 4º do Artigo 4º da Resolução Normativa 1.008/2022: "Os valores transferidos a cada distribuidora
referentes aos incisos I a V do art. 2º serão revertidos como componente financeiro negativo até os processos tarifários de 2024,
devidamente atualizados pela Taxa SELIC e assegurada a neutralidade."
9 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.
10 Documento SIC nº 48581001953/2020-00.
11 Documento SIC nº 48513.020049/2022-00.

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.
[...]
29. 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.
30. 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.
31. 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. Esse encargo para a EQUATORIAL MA teve o valor de -
R$110.228.302,02, conforme o Despacho nº 1.959, de 21 de julho de 2022, representando efeito de -
2,57% nesse RTA.
Efeito das Bandeiras Tarifárias
32. 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 não sofresse aumento adicional de 17,22%.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários

33. A tabela a seguir 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 | (30.680) | 6.526.906 | 6.496.227 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 16.472 | 480.513 | 496.985 |
| Subsídio Rural | 84.252 | 717.287 | 801.539 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (85.207) | 629.354 | 544.147 |
| Total | (15.163) | 8.354.061 | 8.338.898 |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
III. D I R E I T O
34. 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 60/2000-ANEEL.
IV. D I S P O S I T I V O
35. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004952/2021-21, voto pela
emissão da Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da Equatorial
Maranhão, a vigorar a partir de 28 de agosto de 2022, que conduz ao efeito médio
a ser percebido pelos consumidores de 1,62%, sendo 3,68% para os consumidores
em Alta Tensão – AT e 1,23% 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 Equatorial Maranhão;
(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 Equatorial Maranhão, de modo a custear os descontos retirados
da estrutura tarifária.
Brasília, 23 de agosto de 2022.
(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor