REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3092/2022
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 Pará Distribuidora de Energia S.A – Equatorial Pará.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-08-05
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004953/2021-75
INTERESSADO: Equatorial Energia Pará – Equatorial Pará
RELATOR: Diretor Ricardo Lavorato Tili
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Equatorial Energia Pará – Equatorial Pará, a vigorar a
partir de 7 de agosto de 2022.
I. RELATÓRIO
1. A Equatorial Pará é concessionária 1 do serviço público de distribuição de energia
elétrica sediada na cidade de Belém/PA e atende aproximadamente 2,8 milhões de unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente faturamento anual na ordem de
R$ 6,5 bilhões.
2. Em 29 de junho de 2021, foi aprovado a Reajuste Tarifário Anual da Equatorial Pará,
conforme Resolução Homologatória nº 2.920/2021, quando as tarifas foram reajustadas, em média, em
9,01%.
3. Em 15 de março de 2022, em sua 8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2022, a
Diretoria Colegiada decidiu 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.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 182/1998-ANEEL.

4. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás de que trata a
Lei nº 14.182/2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021 e a manifestação recebida do Ministério
de Minas e Energia acerca do aporte inicial associado ao processo de capitalização da Eletrobrás2, a
Diretoria Colegiada decidiu anuir com a proposta preliminar de regulamentação do componente tarifário
denominado CDE Modicidade Eletrobrás.
5. Na sequência, em 27 de junho, a Lei 14.385/2022 disciplinou a devolução dos valores
relacionados à retirada do ICMS da base do PIS/COFINS.
6. Em 26 de julho de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT encaminhou ao
Conselho de Consumidores a planilha de cálculo do reajuste tarifário anual, ainda pendentes de algumas
atualizações, conforme dispõe a Resolução Normativa nº 652/ 2015, cujo efeito era da ordem de 24%.
7. De posse das informações sobre o processo tarifário, em 27 de julho de 2022, o
Conselho de Consumidores, por meio Ofício nº11/2022-CONCEPA, solicitou à Equatorial Pará que
oferecesse eventual diferimento para atenuar o efeito do reajuste para os consumidores.
8. Em resposta ao Ofício do Conselho, em 28 de julho de 2022, a Concessionária, por meio
da Carta REG-EQTL 61/2022, solicitou o reconhecimento de passivo financeiro de R$ 500 milhões em
Energia e Encargos de Serviço do Sistema.
9.
10. Ainda em 28 de julho, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores as planilhas
finais de cálculo relativas ao reajuste tarifário anual.
11. Em 29 de julho de 2022, por meio da Nota Técnica nº 148/2022-SGT/ANEEL, a SGT
consolidou o cálculo do reajuste tarifário.
2 Documento SICNet nº 48513.014192/2022-00.

12. Por fim, destaco que, em razão do elevado índice de reajuste calculado
preliminarmente pela SGT, no período de instrução do processo realizei diversas reuniões com todas as
partes interessadas, incluindo a Distribuidora, o Conselho de Consumidores, o Governo do Estado do Pará
e o Ministério de Minas e Energia. Essas reuniões foram importantes no sentido de prover o máximo
possível de transparência ao processo, bem como para esclarecer questões a respeito da aplicação das
Leis nº 14.182/2021 e 14.385/2022 e da Lei Complementar 194/2022.
13. É o que basta relatar.
II. FUNDAMENTAÇÃO
14. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da Equatorial Pará, a vigorar a partir de 7 de
agosto de 2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 15,12%, sendo 16,05%,
em média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 14,88%, em média, para os consumidores em
Baixa Tensão – BT, conforme Tabela 1, a seguir:
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 16,05%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 14,88%
Efeito Médio AT+BT 15,12%
15. O efeito médio de 15,12% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 13,96%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a um efeito de -8,72%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 9,88%, conforme
apresentado no Gráfico 1.

15,12%
9,88%
5,39%
4,16%
2,19% 2,22%
-8,72%

Encargos Transmissão Energia Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
16. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 3.434.181.951 4.078.868.303 | 18,8% | 9,80% | 54,4% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 625.784.896 | 769.774.140 | 23,0% | 2,19% | 10,3% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 10.071.750 | 11.225.031 | 11,5% | 0,02% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 163.067.496 | 266.032.691 | 63,1% | 1,57% | 3,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 124.774.291 | 120.331.259 | -3,6% | -0,07% | 1,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 87.919.598 | 85.752.227 | -2,5% | -0,03% | 1,1% |
| CDE Modicidade Eletrobrás | - | (126.246.626) | 0,0% | -1,92% | -1,7% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 111.860.282 | 240.060.248 | 114,6% | 1,95% | 3,2% |
| PROINFA | 73.250.588 | 108.039.812 | 47,5% | 0,53% | 1,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 54.638.531 | 64.390.797 | 17,8% | 0,15% | 0,9% |
| ONS | 202.360 | 188.701 | -6,7% | -0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 606.983.979 | 752.974.269 | 24,1% | 2,22% | 10,0% |
| Rede Básica | 422.675.604 | 489.915.963 | 15,9% | 1,02% | 6,5% |
| Rede Básica Fronteira | 127.086.784 | 180.976.543 | 42,4% | 0,82% | 2,4% |
| Rede Básica ONS (A2) | 331.344 | 294.089 | -11,2% | -0,00% | 0,0% |
| Conexão | 43.228.604 | 60.584.764 | 40,1% | 0,26% | 0,8% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 13.661.642 | 21.202.910 | 55,2% | 0,11% | 0,3% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.201.413.076 2.556.119.893 | 16,1% | 5,39% | 34,1% |  |
| PARCELA B | 3.141.278.370 3.414.508.138 | 8,7% | 4,16% | 45,6% |  |
| IRT | 6.575.460.321 7.493.376.441 | 13,96% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | - 600.918.203 | -8,72% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 136.181.552 | 1,98% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 37.766.800 | 0,55% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 294.754.752 | 4,28% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 11.440.241 | 0,17% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (12.275.902) | -0,18% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (66.101.723) | -0,96% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 2.382.585 | 0,03% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 143.780.709 | 2,09% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 1.583.852 | 0,02% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (251.094) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (180.839.769) | -2,63% |  |  |  |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | (14.313.794) | -0,21% |  |  |  |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (2.483.970) | -0,04% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circ | (3.115.430) | -0,05% |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica - Energia | (26.129.908) | -0,38% |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica - ESS/EER | (45.342.471) | -0,66% |  |  |  |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (372.134.995) | -5,40% |  |  |  |
| Diferimento Parcela A - Energia | (321.323.388) | -4,66% |  |  |  |
| Diferimento Parcela A - ESS | (178.676.612) | -2,59% |  |  |  |
| Neutralidade PIS/COFINS 2021 | (5.819.640) | -0,08% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 9,88%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 15,12%

17. Os custos da Parcela A representam 54,4% dos custos da concessionária, sendo
responsável pelo aumento de 9,80% na composição do índice de reajuste tarifário. Destacam-se, a seguir,
os itens mais representativos.
18. Os encargos setoriais impactaram o efeito tarifário em 2,19%, destacando-se a CDE Uso
(1,57%), o EER/ESS (1,95%), que já considera os custos do Procedimento Competitivo Simplificado – PSC,
o Proinfa (0,53%) e a CDE Modicidade Eletrobrás (-1,92%), conforme Despacho nº 1.959, de 21 de julho
de 2022.
19. Os custos de transmissão variaram 24,1% em relação ao processo anterior e
contribuíram para um efeito médio de 2,22%, uma vez que já se considerou as despesas relacionadas às
Receitas Anuais Permitidas e às novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão, conforme as Resoluções
Homologatórias 3.067 e 3.066, ambas de 12 de julho de 2022.
20. Já os custos de aquisição de energia variaram 16,1% e representaram um efeito tarifário
de 5,39%. Contribuíram para esse efeito os custos dos CCEARs (3,16%) e a previsão das tarifas das cotas,
relacionadas à Lei nº. 12.783/2013 (1,02%). As contribuições das diferentes modalidades de contratação
podem ser observadas no gráfico abaixo.
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia

21. A Parcela B representou 45,6% dos custos da concessionária, impactando 4,16% 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 1,38%),
o que totaliza 8,70%.
22. 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, demonstrando a participação de cada segmento na composição da receita da Distribuidora
(sem3 e com tributos4).
Energia
Transmissão
34,1%
PROINFA
10,0%
1,4%
CDE
4,6%
Encargos
Setorias
ESS/EER
10,3%
3,2%
Outros
1,0%
Distribuição
45,6%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
3 Destaca-se a participação dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores de energia elétrica e repassados pela
concessionária.
4 Consideram-se apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas
médias nominais de 20,1% para o ICMS e de 4,3% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 24,3% por dentro),
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 32,1%
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Transmissão Encargos
7,2% Setoriais
7,4%
Energia
ICMS
24,4%
24,1%
Tributos
28,4%
PIS/COFINS
4,4%
Distribuição
32,6%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
5
23. Os componentes financeiros a serem recuperados no próximo período tarifário
contribuíram com o efeito em -8,72% no atual reajuste da EQUATORIAL PARÁ, conforme apresenta a
Tabela 3.
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 136.181.552 | 1,98% |
| CVA em processamento -Transporte | 37.766.800 | 0,55% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 294.754.752 | 4,28% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 11.440.241 | 0,17% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (12.275.902) | -0,18% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (66.101.723) | -0,96% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 2.382.585 | 0,03% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 143.780.709 | 2,09% |
| Ajuste CUSD | 1.583.852 | 0,02% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (251.094) | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (180.839.769) | -2,63% |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | (14.313.794) | -0,21% |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (2.483.970) | -0,04% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula | (3.115.430) | -0,05% |
| Conta Escassez Hídrica - Energia | (26.129.908) | -0,38% |
| Conta Escassez Hídrica - ESS/EER | (45.342.471) | -0,66% |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (372.134.995) | -5,40% |
| Diferimento Parcela A - Energia | (321.323.388) | -4,66% |
| Diferimento Parcela A - ESS | (178.676.612) | -2,59% |
| Neutralidade PIS/COFINS 2021 | (5.819.640) | -0,08% |
| Total | (600.918.203) | -8,72% |

5 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.

24. Destacam-se a CVA em Processamento – Energia, com efeito de 1,98%, 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, a CVA em Processamento – Encargos Setoriais, com efeito de 4,28%, decorrente do
despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao longo de 2021.
Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários
25. 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. Tais
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
26. Conforme a Lei nº 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) até o próximo processo tarifário, totalizando
-R$ 372.134.995, com efeito de -5,40%. Ressalta-se que já havia sido considerado -R$ 623.500.000 no
reajuste de 2021, sendo calculado também neste reajuste a neutralidade desse componente financeiro,
no valor de -R$ 5.819.640.
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
27. Nos termos do Decreto nº 10.939/2022, da Resolução nº 2/2021 da CREG e da Medida
Provisória nº 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 nº 1.008/2022, de 15 de março de 2022.

28. O Despacho nº 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 nº 10.939/2022. À Equatorial Pará foram repassados -R$
71.472.378, devidamente atualizados, com impacto de -1,04% no efeito médio.
c) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL
29. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL 6 , de 4 de novembro de 2021, foram
solicitadas 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
237/2020-SGT/ANEEL7, de 27 de novembro de 2020. O valor correspondente informado, por meio da
Carta EQUATORIAL PARÁ 121-2022-RB, foi de R$ 3.115.430, já atualizado pela SELIC.
d) Diferimento da Equatorial Pará
30. Em 28 de julho de 2022, a distribuidora, por meio da Carta REG-EQTL 61/2022, em
resposta ao Ofício nº 11-2022-CONCEPA, solicitou, visando atenuar o efeito tarifário, o reconhecimento
de passivo financeiro de R$ 500 milhões em Energia e Encargos de Serviço do Sistema para ser aplicado
neste reajuste, cujo efeito é de -7,26%.
e) CDE Modicidade Eletrobrás
31. A Medida Provisória nº 1.031/2021 dispôs sobre a desestatização da Eletrobras. Após
tramitação no Congresso Nacional, a MP foi convertida na Lei nº 14.182, de 12 julho de 2021.
32. 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:
6 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.
7 Documento SIC nº 48581001953/2020-00.

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 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.
33. 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 foram atualizados pela Resolução CNPE nº 30/ 2021.
34. 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.
35. 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. Frisa-se que no processo tarifário
subsequente já está sendo considerado o valor proposto pela Agência, conforme o Despacho nº 1.959, de
21 de julho de 2022.
Efeito das Bandeiras Tarifárias

36. 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 12,50%.
Subvenção CDE: Descontos tarifários
37. A tabela abaixo 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 | 5.562.885 | 33.936.376 | 39.499.260 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 29 | 210.917 | 210.946 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (83.221) | 338.107 | 254.887 |
| Subsídio Rural | 17.524 | 1.253.186 | 1.270.710 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 11.340 | 188.190 | 199.529 |
| Total | 5.508.557 | 35.926.776 | 41.435.333 |

III. DIREITO
38. Essa análise encontra fundamentação especialmente 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 182/1998-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
39. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004953/2021-75, 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
Pará, a vigorar a partir de 7 de agosto de 2022, que conduz ao efeito médio a ser

percebido pelos consumidores de 15,12%, sendo 16,05% para os consumidores
em Alta Tensão – AT e 14,88% para os consumidores em Baixa Tensão – BT;
(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 Pará;
(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 Pará, de modo a custear os descontos retirados da
estrutura tarifária.
Brasília, 2 de agosto de 2022.
(assinatura digital)
RICARDO LAVORATO TILI
DIRETOR