REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3138/2022
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 Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-11-22
Autor: ANEEL

43ª Reunião Pública Ordinária
Brasília, 16/11/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.004896/2021-24
INTERESSADOS: Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica
RELATOR: Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Homologação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE e demais providências
pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de 2022.
I. RELATÓRIO
A CEEE-D é prestadora do serviço público de distribuição de energia elétrica com sede na
cidade de Porto Alegre - RS e atende cerca de 1,84 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de

energia elétrica representa faturamento anual da ordem de
R$ 3,99 bilhões.
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 04 de julho de 2022, na 26ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, o processo foi
distribuído para minha relatoria.
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
privatização da Eletrobrás disposta na Lei nº 14.182/2021, bem como a Resolução do Conselho Nacional
1 Disponível em

de Política Energética – CNPE nº 15/2021 e a manifestação do Ministério de Minas e Energia – MME acerca
Eletrobrás2.
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 10 de novembro de 2022, por meio da Nota Técnica nº 204/2022-SGT/ANEEL3, a SGT
consolidou o a proposta de cálculo do Reajuste Tarifário Anual de 2022 para a CEEE-D.
7. Em 11 de novembro de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT encaminhou,
via e-mail, as planilhas finais de cálculo ao Conselho de Consumidores da CEEE-D, 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. Na mesma data, minha equipe de assessoria, acompanhada da SGT, se reuniu com a CEEED, no intuito de esclarecer dúvidas pontuais acerca do processo de consolidação do efeito médio nesse
processo tarifário.
II. FUNDAMENTAÇÃO
9. Trata-se da proposta de Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 para a CEEE-D, cujo
resultado conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 5,68%, sendo de
9,53%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 4,19%, em média, para os
consumidores conectados na Baixa Tensão.
2 Documento SIC nº 48513.014192/2022-00.
3 Documento SIC nº 48581.002568/2022-00.

Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 9,53%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 4,19%
Efeito Médio AT+BT 5,68%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
10. O efeito médio de 5,68% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 13,12%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a uma variação de -2,41%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -5,03%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
5,68%
4,49%
3,84%
2,99%
1,66%
0,14%
-2,41%
-5,03%

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
11. O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da modalidade
tarifária a qual pertence.
12. 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] | 3.003.984.808 | 3.460.823.263 | 15,2% | 11,46% | 76,7% |
| Encargos Setoriais | 699.267.641 | 878.273.889 | 25,6% | 4,49% | 19,5% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 4.043.817 | 4.327.541 | 7,0% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 442.172.568 | 614.289.531 | 38,9% | 4,32% | 13,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 40.983.897 | 39.668.518 | -3,2% | -0,03% | 0,9% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 51.088.446 | 49.481.512 | -3,1% | -0,04% | 1,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | (116.283.396) | 0,0% | -2,92% | -2,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 50.677.096 | 141.978.364 | 180,2% | 2,29% | 3,1% |
| PROINFA | 74.297.165 | 108.471.358 | 46,0% | 0,86% | 2,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 36.004.653 | 36.340.462 | 0,9% | 0,01% | 0,8% |
| Custos de Transmissão | 505.240.019 | 658.171.663 | 30,3% | 3,84% | 14,6% |
| Rede Básica | 331.140.348 | 455.776.677 | 37,6% | 3,13% | 10,1% |
| Rede Básica Fronteira | 75.851.538 | 74.605.618 | -1,6% | -0,03% | 1,7% |
| Rede Básica ONS (A2) | 239.936 | 284.895 | 18,7% | 0,00% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 32.173.198 | 29.529.793 | -8,2% | -0,07% | 0,7% |
| Transporte de Itaipu | 38.754.060 | 42.845.240 | 10,6% | 0,10% | 1,0% |
| Conexão | 27.080.939 | 55.129.440 | 103,6% | 0,70% | 1,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1.762.440.607 | 1.881.660.938 | 6,8% | 2,99% | 41,7% |
| Receitas Irrecuperáveis | 37.036.541 | 42.716.773 | 15,3% | 0,14% | 0,9% |
| PARCELA B | 982.512.137 | 1.048.528.273 | 6,7% | 1,66% | 23,3% |
| IRT | 3.986.496.945 | 4.509.351.536 | 13,1% | 13,12% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (95.958.962) | -2,41% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | (320.969.330) | -8,05% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 51.040.225 | 1,28% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 325.980.845 | 8,18% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (9.231.543) | -0,23% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 18.737.219 | 0,47% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (4.861.529) | -0,12% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (21.710.344) | -0,54% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (2.391.190) | -0,06% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 961.238 | 0,02% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 835.580 | 0,02% |  |  |  |
| Previsão do Risco Hidrológico | 166.270.613 | 4,17% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (209.679.784) | -5,26% |  |  |  |
| Financeiros residuais do encargo de ONS | 12.249 | 0,00% |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (1.245.738) | -0,03% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circu | (721.117) | -0,02% |  |  |  |
| Ajuste do financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021 | 8.555.852 | 0,21% |  |  |  |
| Reversão do Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | 234.856.636 | 5,89% |  |  |  |
| Crédito de PIS/COFINS | (336.642.809) | -8,44% |  |  |  |
| Neutralidade Crédito de PIS/COFINS | 4.243.964 | 0,11% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,03%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 5,68%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
13. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 76,7% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 11,46% na composição do índice de reajuste
tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos.
14. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 4,49%. A
CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 4,32%. Adicionalmente, o aumento

dos encargos de Energia de Reserva (ERR) e Serviços de Sistema (ESS) impactou o efeito médio em 2,29%,
assim como o aumento de encargo de Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica –
PROINFA, cujo impacto foi de 0,86%.
15. Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de R$ 116.283.396,03
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. É relevante salientar que, no processo
tarifário subsequente, o valor desse encargo CDE Eletrobrás deverá ser ajustado e as diferenças
repassadas às tarifas, conforme proposta de regulamentação da Agência.
16. Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de 3,84%. 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.
17. Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 2,99%. Esse
impacto decorre principalmente: i) do aumento de 24,6% 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 2,28%; e ii) do aumento dos montantes e custo médio associados aos
CCEAR de energia nova e alternativa, modalidade disponibilidade, com contribuição de 1,67%. Por outro
lado, com contribuição negativa, destaca-se a redução de custo da energia proveniente de Itaipu, com
impacto de -2,38%.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
2,99%
2,28%
1,68%
0,67%
0,37%
0,27%

0,00% 0,02% 0,07%
-2,38%

Total CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Itaipu Bilateral Proinfa
Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013 Fonte:
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
18. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 23,3% dos custos da
Concessionária, sendo que o impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 1,66% do total do
efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
19. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada do IPCA no período
de referência, de 6,47%, subtraída do Fator X, de -1,52%, o que totaliza 7,99%, além do abatimento dos
valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD).
20. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem4 e com tributos 5), 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.
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 23,7% para o ICMS e de 5,4% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total
de 29,1% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de
40,9% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Encargos
Custo de Setoriais
Receitas
Transporte 19,5%
Irrecuperáveis
14,6%
0,9%
Custo de Custo de
Energia Distribuição
41,7% 23,3%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Receitas
Custo de Irrecuperáveis
Transmissão
0,7%
10,4% Encargos
Setoriais
13,8%
ICMS
Tributos;
Custo de 23,7%
29,1%
Energia
29,6%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS
5,4%
16,5%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
21. Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -2,41% no atual reajuste da CEEE-D, conforme indicado na Tabela 3.
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.

Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | (320.969.330) | -8,05% |
| CVA em processamento - Transporte | 51.040.225 | 1,28% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 325.980.845 | 8,18% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (9.231.543) | -0,23% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 18.737.219 | 0,47% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (4.861.529) | -0,12% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (21.710.344) | -0,54% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (2.391.190) | -0,06% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 961.238 | 0,02% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 835.580 | 0,02% |
| Previsão do Risco Hidrológico | 166.270.613 | 4,17% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (209.679.784) | -5,26% |
| Financeiros residuais do encargo de ONS | 12.249 | 0,00% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (1.245.738) | -0,03% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício | (721.117) | -0,02% |
| Ajuste do financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021 | 8.555.852 | 0,21% |
| Reversão do Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | 234.856.636 | 5,89% |
| Crédito de PIS/COFINS | (336.642.809) | -8,44% |
| Neutralidade Crédito de PIS/COFINS | 4.243.964 | 0,11% |
| Total | (95.958.962) | -2,41% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
22. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos
Setoriais, com 8,18%, 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.
23. Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste de -8,05%,
os impactos mais significativos foram as exposições ao MCP relacionadas ao risco hidrológico dos CCGF e
dos CCEAR-Q repactuados.
24. Merecem ainda ênfase outros dois itens com efeito de elevação, quais sejam, a reversão
dos custos relacionados à Bandeira Escassez Hídrica, com efeito de 5,89%, e o ajuste de repasse do saldo
de Itaipu, de 0,21%.
25. Segundo a área técnica, o financeiro de reversão dos custos relacionados à Bandeira
Escassez Hídrica diz respeito à reposição ao caixa de distribuidora do valor incorporado no processo

tarifário de 2021, cujo propósito era de cobrir o déficit acumulado pelas distribuidoras na Conta Bandeiras,
de modo que o déficit acumulado não fosse transferido para as tarifas naquele momento, mas recuperado
durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos tarifários e concentrando os
custos e receitas na Conta Bandeiras.
26. Já o ajuste de repasse do saldo de Itaipu concerne a uma diferença entre os montantes
totais de recursos efetivamente recebidos pela concessionária, oriundos da Conta de Comercialização de
Energia de Itaipu, e o valor alocado nas tarifas no processo anterior.
27. No caso da CEEE-D, foi recebido até o momento o valor de R$ 60,8 milhões, valor este
inferior ao componente financeiro incluído no processo tarifário de 2021 (de R$ 68,5 milhões), o que
implicou em uma reversão da parcela de recursos não recebidos da Conta de Comercialização de Energia
de Itaipu, conforme fórmula 5 da Nota Técnica nº 247/2021-SGT/ANEEL, resultando no montante
atualizado de R$ 8,6 milhões.
28. De outro modo, além do mecanismo econômico da CDE Modicidade Eletrobrás, foram
estudados e elaborados mecanismos financeiros 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 financeiros foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo, cujos
detalhes a respeito constam da Nota Técnica nº 204/2022-SGT/ANEEL.
a) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL
20/2021-SGT/ANEEL7,

29. Pelo Ofício Circular nº de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à
CEEE-D informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores migrantes para o
ACL, para consideração no processo tarifário de 2022, conforme descrito na Nota Técnica nº 237/20207 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.

SGT/ANEEL8, de 27 de novembro de 2020.
30. Assim, segundo consta da Tabela 3 acima, o valor correspondente informado pela CEEE-D,
e devidamente atualizado pela Selic, foi de R$ 721.116,54, correspondendo ao efeito tarifário de -0,02%
b) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
31. Com a mudança promovida pela Lei nº 14.385, de 27 de junho de 2022, disciplinando a
devolução de valores de tributos recolhidos a maior pelas prestadoras do serviço público de distribuição
de energia elétrica, foi determino à Aneel que promova a reversão integral aos consumidores de energia
elétrica dos créditos relacionados às ações judiciais transitadas em julgado que versam sobre a exclusão
do ICMS da base de cálculo do PIS/COFINS.
32. Pelo Ofício Circular nº 317/2022-SFF/ANEEL9, de 13 de setembro de 2022, foi solicitado à
concessionária informações para subsidiar o cálculo do respectivo componente financeiro, cujos dados
foram encaminhados por intermédio da Carta C.E. REG nº 82/2022, de 7 de novembro de 2022, na qual a
distribuidora comunica os valores de créditos de PIS/COFINS aproveitados entre julho de 2021 e outubro
de 2022, como ainda os tributos incidentes recolhidos à Receita Federal.
33. Desse modo, os referidos itens totalizam R$ 336,6 milhões, resultando em uma redução de
-8,44% no índice de reajuste tarifário da distribuidora.
c) REN 952/2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid
34. 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
8 Documento SIC nº 48581.001953/2020-00.
9 Documento SIC nº 48536.003291/2020-00.

tarifário relativo ao spread da Conta Covid da CEEE-D, correspondendo a R$ 1,25 milhão, resultando em
uma redução de efeito de -0,03%.
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 novembro/2022 a outubro/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
novembro/2021 a outubro/2022.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 1.044.437 | 8.710.306 | 9.754.743 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | (83.810) | 963.425 | 879.614 |
| Subsídio Distribuição | (64.630) | 202.222 | 137.592 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 4.020 | 274.192 | 278.212 |
| Subsídio Rural | (19.941) | 1.175.903 | 1.155.962 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 131.228 | 1.689.960 | 1.821.187 |
| Total | 1.011.303 | 13.016.008 | 14.027.311 |

IV. SOBRE O MERCADO CONSIDERADO NA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DE 2021
36. A Resolução Homologatória nº 2.972, de 16 de novembro de 2021 aprovou a revisão
tarifária periódica de 2021 da Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D, cujo
resultado foi questionado pelo Senhor Jeremias Wolff.
37. Em carta, o Senhor Jeremias Wolff solicita que a distribuidora confirme os valores das
reduções verificadas para o mês de setembro de 2021, demonstrando as razões de significativa redução
(informa que foi o valor mais baixo em sete anos); e, solicita que a distribuidora confirme sua projeção de
consumo estabelecida em outubro de 2021, também 30% abaixo da média histórica.

38. A análise da SGT sobre o tema consta no Memorando nº 221/202210, pelo qual a área
técnica apresenta a análise dos valores controversos e da condução do processo administrativo da revisão
tarifária da distribuidora CEEE-D.
39. Ao se analisar apenas as informações do mercado de referência utilizado no processo
tarifário de 2021, de fato, chama atenção os valores relativos ao refaturamento na competência de
setembro de 2021, quando o valor de refaturamento dessa competência realmente é muito diferente das
demais competências informadas. Contudo, quando a comparação de valores é feita com base anual,
tem-se que o comportamento de 2021 é da mesma ordem de grandeza dos demais anos.
40. Dessa forma, conclui-se que o efeito da sua concentração em uma competência é que
provocou o comportamento contestado pelo demandante. Tal fato está associado à mudança de gestão
durante o ano de 2021, onde a empresa foi assumida pelo grupo Equatorial Energia.
41. Sobre o segundo questionamento, relacionado aos dados de mercado da competência de
outubro utilizada no processo tarifário, cabe destacar que o Submódulo 2.1 do PRORET define o mercado
de referência a ser utilizado no processo tarifário. Em relação ao último mês do período de referência (12
competências), caso não haja a informação declarada pela empresa disponível, a regra estabelece:
"7. Caso não haja tempo hábil para sua apuração, as informações do mercado
faturado no último mês do período de referência serão estimadas, repetindo-se os
montantes realizados no mês imediatamente anterior, podendo os valores do
penúltimo mês, se provisórios, ser alterados, uma única vez, até o trigésimo dia
anterior à data de aniversário contratual da distribuidora."
42. Dessa forma, informa a SGT que no processo tarifário de 2021 da CEEE-D repetiu-se em
outubro os dados da competência de setembro, na sua integralidade, o que considerou inclusive os
valores de refaturamento.
43. Ao realizar a mesma análise anual, mas com base no calendário do processo tarifário, ou
10 48581.002571/2022-00

seja, de novembro de um ano até outubro do ano seguinte, a SGT concluiu que o comportamento
observado é semelhante e com resultado da mesma ordem de grandeza.
44. Como resultado dessa avaliação, a SGT conclui que não há inconsistência dos dados, que
estão coerentes com comportamentos anteriores e posteriores ao período de 2021. Dessa forma,
entendo não haver razões para revisar a deliberação aprovada pela REH nº 2.972/2021.
V. DIREITO
45. 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 081/1999-ANEEL.
VI. DISPOSITIVO
46. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004896/2021-24, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CEEE-D, a vigorar a
partir de 22 de novembro de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 5,68%, sendo 9,53% para os consumidores em alta tensão e 4,19%
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 CEEE-D;
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 CEEED, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.

Brasília, 16 de novembro de 2022.
(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor