REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3006/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Companhia de Eletricidade do Amapá - CEA.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-12-17
Autor: ANEEL

14ª Reunião Pública Extraordinária da Diretoria da ANEEL
Brasília, 16/12/2021
VOTO
PROCESSO: 48500.005010/2020-09.
INTERESSADA: CEA - Companhia de Eletricidade do Amapá.
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT.
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da CEA - Companhia de Eletricidade do Amapá, a vigorar a
partir de 13 de dezembro de 2021.
I. R E L A T Ó R I O
A CEA é prestadora1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca
de 212 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da
ordem de R$ 639,5 milhões.
2. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da ANEEL aprovou a Resolução Normativa
("REN") nº 885, de 2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 2020, o qual criou a conta destinada

ao setor elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública
(Conta-COVID) reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 2020; regulamentou a
Medida Provisória ("MP") nº 950, de 2020; e dispôs sobre outras providências.
3. Em 1º de dezembro de 2020, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual ("RTA") da Companhia
de Eletricidade do Amapá ("CEA"), conforme Resolução Homologatória ("REH") nº 2.813, de 2020, em que
as tarifas foram, em média, reajustadas em -4,12%.
4. Em 17 de fevereiro de 2021, o Processo foi a mim distribuído.
1 De acordo com a Lei nº 12.783, de 2013, em especial seu artigo 9º, e com a Portaria MME nº 442, de 2016.

de 16
5. Em 10 de novembro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária ("SGT") encaminhou,
por meio eletrônico, e-mail ao Conselho de Consumidores da CEA as planilhas de cálculo, conforme dispõe
a REN nº 652, de 2015.
6. Em 18 de novembro de 2021, a Nota Técnica nº 273/2021-SGT/ANEEL recomendou: (a)
providenciar a assinatura do Contrato de Concessão nº 01/2021, fazendo constar a nova data de
aniversário contratual fixada de 13 de dezembro de cada ano; (b) prorrogar as tarifas constantes da REH
nº 2.813, de 2020, pelo período de 30 de novembro a 12 de dezembro de 2021; e (c) homologar em R$
93.739,12 (noventa e três mil, setecentos e trinta e nove reais e doze centavos) o valor mensal de recursos
da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica – CCEE à CEA, referente à competência de novembro de 2021 e até a homologação do
reajuste tarifário de 2021 da Distribuidora, de modo a custear os descontos retirados da estrutura
tarifária.
7. Na 44ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, realizada no dia 23 de novembro de 2021, a
Diretoria Colegiada da ANEEL aprovou as recomendações da Nota Técnica nº 273/2021-SGT/ANEEL,
conforme consta da REH nº 2.979, de 2021.
8. Em 24 de novembro de 2021, firmou-se o Contrato de Concessão de Distribuição nº
01/2021 com a Equatorial Energia, tendo essa, assumindo o controle da CEA.
9. Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia de Covid-19, com indicadores inflacionários atingindo
patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições desfavoráveis
para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram desenvolvidos pela
ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as
empresas e associações, 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 e serão apresentados neste Voto.
10. Em 15 de dezembro de 2021, a SGT encaminhou por meio eletrônico e-mail ao Conselho
de Consumidores da CEA as planilhas de cálculo, conforme dispõe a REN nº 652, de 2015.

de 16
11. Em 16 de dezembro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária ("SGT"), por meio da
Nota Técnica nº XXX/2021-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual ("RTA") de 2021
da Concessionária.
12. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
13. O RTA da CEA conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de
4,80%, sendo de -1,40%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 6,67%, em
média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -1,40%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 6,67%
Efeito Médio AT+BT 4,80%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
14. O efeito médio de 4,80% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 11,75% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a uma variação de -24,08%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 17,13%, conforme
apresentado no Gráfico 1.

de 16
17,13%
5,72%
4,59%
4,80%
2,52%
0,36%
-1,44%
-24,08%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
15. Destaca-se a diferença do efeito médio entre os consumidores alta e baixa tensão, que se
deve principalmente ao maior impacto dos custos de distribuição para os consumidores de baixa tensão.
16. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

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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] | 408.591.840 | 447.176.258 | 9,4% | 6,03% | 62,5% |
| Encargos Setoriais | 55.414.608 | 84.753.859 | 52,9% | 4,59% | 11,9% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 745.741 | 871.540 | 16,9% | 0,02% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 20.874.764 | 21.987.449 | 5,3% | 0,17% | 3,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 22.372.988 | 0,0% | 3,50% | 3,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | - | 12.668.948 | 0,0% | 1,98% | 1,8% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 20.318.616 | 12.381.798 | -39,1% | -1,24% | 1,7% |
| PROINFA | 8.359.034 | 9.494.382 | 13,6% | 0,18% | 1,3% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 5.116.454 | 4.976.754 | -2,7% | -0,02% | 0,7% |
| Custos de Transmissão | 47.657.111 | 38.464.366 | -19,3% | -1,44% | 5,4% |
| Rede Básica | 44.393.334 | 34.586.674 | -22,1% | -1,53% | 4,8% |
| Rede Básica Fronteira | 2.934.273 | 3.422.369 | 16,6% | 0,08% | 0,5% |
| Rede Básica ONS (A2) | 131.968 | 300.456 | 127,7% | 0,03% | 0,0% |
| Conexão | 197.536 | 154.867 | -21,6% | -0,01% | 0,0% |
| Custos de Aquisição de Energia | 294.763.337 | 310.908.778 | 5,5% | 2,52% | 43,5% |
| Receitas Irrecuperáveis | 10.756.785 1304925600% | 21% | 0,36% | 1,8% |  |
| PARCELA B | 231.179.945 | 267.788.800 | 15,8% | 5,72% | 37,5% |
| IRT | 639.771.785 | 714.965.058 | 11,8% | 11,75% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (154.064.467) | -24,08% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 93.688.886 | 14,64% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 3.431.131 | 0,54% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 36.656.941 | 5,73% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (5.534.975) | -0,87% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 16.638.958 | 2,60% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (6.343.127) | -0,99% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (2.113.450) | -0,33% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 2.120.996 | 0,33% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (27.377.259) | -4,28% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 26.719 | 0,00% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 24.278.212 | 3,79% |  |  |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 1.168.514 | 0,18% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (22.245.379) | -3,48% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid | (30.880.131) | -4,83% |  |  |  |
| Financeiro associado à UHE Coaracy Nunes (Despacho 4.278/2017) | (97.289.046) | -15,21% |  |  |  |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | (26.742.535) | -4,18% |  |  |  |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS | (10.938.626) | -1,71% |  |  |  |
| Ajuste Parcela B - Outras Receitas - Memo 355/2021-SFF | 10.103.942 | 1,58% |  |  |  |
| Diferimento RB | 1.060.124 | 0,17% |  |  |  |
| Diferimento Energia | (155.532.171) | -24,31% |  |  |  |
| Diferimento Encargos | (14.527.953) | -2,27% |  |  |  |
| Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 RB | (1.060.124) | -0,17% |  |  |  |
| Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 - Energia | 52.466.008 | 8,20% |  |  |  |
| Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 - Encargos | (472.047) | -0,07% |  |  |  |
| Financeiro referente à prorrogação de tarifas entre 30/11/2021 a 12/12/202 | 5.351.925 | 0,84% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 17,13%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 4,80%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
17. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 62,5% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 6,03% pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos.

de 16
18. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 4,59%.
Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid,
conforme disposto no Decreto nº 10.350, de 2020, destinada a receber os recursos de operação financeira
para alívio do caixa das distribuidoras em 2020.
19. Esta componente tem a maior contribuição de aumento dentre os encargos, sendo que os
efeitos referentes à CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid TUSD são, respectivamente, de 1,98% e 3,50%.
Por sua vez, a CDE – USO impactou o reajuste em 0,17%.
20. Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de -1,44%. A variação se deve
à redução das TUST´s homologadas na REH nº 2.958, de 2021, em relação àquelas homologadas na REH
nº 2.726, de2020, em consequência do reperfilamento da remuneração dos ativos não depreciados
referente à Rede Básica de Sistema Existente ("RBSE") nas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e as
novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão.
21. Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 2,52%.
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos de Energia no
Ambiente Regulado – Nova e Alternativa, modalidade Disponibilidade. Por outro lado, amenizaram o
aumento, a redução do custo de energia referente aos contratos bilaterais, os quais foram impactados
pelos descontos previstos na Lei nº 14.146, de 2021, conforme se observa no Gráfico 2.

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Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
3,72%
2,52%
0,20% 0,27%
0,09% 0,01%

-0,10% -0,12% -0,02%
-1,53%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Belo Cotas Angra Cotas Lei nº Bilateral Proinfa
Existente Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Monte I/II 12.783/2013
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
22. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 37,5% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 5,72% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.
23. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre novembro de
2020 e novembro de 2021 do IPCA, de 11,36%, subtraída do Fator X, de 0,49%, o que totaliza 10,88%,
além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas ("OR"), Excedente de Reativos ("ER") e
Ultrapassagem de Demanda ("UD"). Destaca-se que foi utilizado a variação do IPCA por 13 (treze) meses
em função da alteração da data de aniversário contratual da distribuidora.
24. No cálculo do Fator X de 0,49%, foram considerados os componentes Pd em 0,00% e T
também em 0,00%, ambos definidos no Concessão de Distribuição nº 01/2021, enquanto o componente
Q na atualização da Parcela B foi de 0,49%.
25. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem2 e com tributos3), os Gráficos 2 e 3 apresentam a proporção da fatura de energia
2 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.
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 17,7% para o ICMS e de 2,2% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total
de 19,9% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de
24,9% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

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elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição,
além do pagamento dos encargos setoriais.
Gráfico 2 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Custo de
Encargos
Transporte
Setoriais Receitas
5,4% Irrecuperáveis
11,9%
1,8%
Custo de
Energia Custo de
43,5% Distribuição
37,5%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Gráfico 3 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos

Custo de Encargos Receitas
Transmissão Setoriais; Irrecuperáveis
; 4,3% 9,5% ; 1,5%
Custo de
ICMS;
Energia;
Tributos;
17,7%
34,8%
19,9%
Custo de
Distribuição;
30,0% PIS/COFINS;
2,2%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
26. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -24,08% no atual reajuste da CEA, conforme indicado na Tabela 3.
4 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.

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Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 93.688.886 | 14,6% |
| CVA em processamento - Transporte | 3.431.131 | 0,5% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 36.656.941 | 5,7% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (5.534.975) | -0,9% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 16.638.958 | 2,6% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (6.343.127) | -1,0% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (2.113.450) | -0,3% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 2.120.996 | 0,3% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (27.377.259) | -4,3% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 26.719 | 0,0% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 24.278.212 | 3,8% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 1.168.514 | 0,2% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (22.245.379) | -3,5% |
| Reversão Conta-Covid | (30.880.131) | -4,8% |
| Financeiro associado à UHE Coaracy Nunes (Despacho 4.278/2017) | (97.289.046) | -15,2% |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | (26.742.535) | -4,2% |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS | (10.938.626) | -1,7% |
| Ajuste Parcela B - Outras Receitas - Memo 355/2021-SFF | 10.103.942 | 1,6% |
| Diferimento RB | 1.060.124 | 0,2% |
| Diferimento Energia | (155.532.171) | -24,3% |
| Diferimento Encargos | (14.527.953) | -2,3% |
| Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 RB | (1.060.124) | -0,2% |
| Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 - Energia | 52.466.008 | 8,2% |
| Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 - Encargos | (472.047) | -0,1% |
| Financeiro referente à prorrogação de tarifas entre 30/11/2021 a 12/12/2021 | 5.351.925 | 0,8% |
| Total | (154.064.467) | -24,08% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
27. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em processamento
- Energia, com impacto no reajuste de 14,6%, os impactos mais significativos foram: (i) as exposições ao

MCP relacionadas à insuficiência de geração hidrelétrica alocada no MRE
(risco hidrológico) dos CCGF e dos CCEAR-Q repactuados; e (ii) custos dos CCEAR por disponibilidade
decorrentes do cenário de CMO elevado.
28. Outro destaque foi a CVA – Encargos Setoriais, com 5,7%, referente ao custo de ESS por
Segurança Energética decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito.
29. Além disso, também se destaca com valor negativo, o financeiro decorrente da valoração
da energia associada à UHE Coaracy Nunes, no período entre 1º de janeiro de 2013 e

de 16
1º de agosto de 2015, pelo custo dos Contratos de Cotas de Garantia Física ("CCGF") 5, conforme
determinação contida no Despacho nº 4.278, de 2017.
30. Em cumprimento a esse despacho, a SGT procedeu ao cálculo do financeiro em questão,
obtendo o valor atualizado de -R$ 301.503.731,976 no processo tarifário anterior, o que representava
aproximadamente 54% do faturamento anual da concessionária, constatando-se a inviabilidade da
devolução total em apenas um processo tarifário7.
31. Diante disso, e da ausência de regulamentação específica a ser aplicada em casos similares,
no processo tarifário de 2020 foi considerada a fração de 37,55% do financeiro associado ao Despacho nº
4.278, de 2017, o que correspondeu a R$ 97.289.046,36.
5
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.
6 Data base D-5 (23/11/2020).
7 Eventual devolução total no processo implicaria em receita anual à CEA inferior à necessária para pagamento, por exemplo,
dos custos da Parcela A, comprometendo a liquidação de compromissos assumidos junto aos demais agentes do setor e
inviabilizando a continuidade da prestação do serviço de distribuição, agravando ainda mais a atual condição econômica da
empresa. Ademais, ainda que a empresa apresentasse condição econômica robusta o suficiente para arcar com o pagamento
total do montante em um ano, haveria efeitos adversos nos reajustes subsequentes. De fato, simulações deste cenário
realizadas pela SGT indicam que no reajuste de 2021 as tarifas residenciais B1 convencionais da CEA sofreriam aumento
expressivo, passando, em um único processo tarifário, da condição de mais barata para a mais cara entre todas as
concessionárias.

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32. No presente processo tarifário está sendo utilizado parte do montante remanescente,

devidamente atualizado, R$ 112.992.272,35 8 . Ressalta-se que há ainda outros
R$ 97,29 milhões a serem considerados nos próximos processos tarifários.
Reversão dos Recursos da Conta-Covid
33. Trata-se da reversão dos valores transferidos para a CEA de recursos da Conta-COVID. Os
montantes em questão equivalem a totalidade dos valores recebidos pela distribuidora na Conta-COVID,
devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens previstos no artigo 5º, §§ 1º e 2º, da REN
nº 885, de 2020, totalizando a reversão de aproximadamente R$ 30,88 milhões, com um impacto de -
4,8%.
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
34. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética ("CREG"), mediante a
Resolução nº 3, de 20219, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com
aplicação de setembro/2021 a abril/2022.
35. Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de
bandeiras durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo.
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do Decreto nº
8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta e dois reais por
megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel:
(...)
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar receitas e
despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.
36. Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas
8
Cabe destacar a importância de reservar parte do financeiro para o processo tarifário de 2022, visto que a retirada dos
componentes financeiros negativos, considerados no presente processo, implicará em efeito positivo significativo.
9 Disponível em: https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg/resolucao-no-3-de31-de-agosto-de-2021-resolucao-no-3-de-31-de-agosto-de-2021-dou-imprensa-nacional.pdf/view

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distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as tarifas,
mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
37. É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem
direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou
subtraídos dos processos tarifários ordinários.
38. No processo da CEA, conforme estabelecido no PRORET, a CVA foi calculada considerando
as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência de julho. Nessa
apuração, os custos foram superiores as receitas, e o efeito financeiro da CVA será positivo, ou seja, uma
tarifa mais elevada.
39. Ocorre que, parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela
distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez hídrica, que
contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época.
40. Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e CVA) e
neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, propôs um
tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/2021 a junho/2022, a fim de expurgar dos
processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica.
41. Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional, no processo tarifário
vigente, será considerado um componente financeiro negativo, para expurgar o efeito dos custos não
cobertos pelas Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez. No processo
tarifário subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic.
42. Por fim, reitere-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.
43. Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (173,62%) e as variações do IGP-M (133,27%) e do IPCA (79,74%) no

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mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 4.
566,38 539,82

B1 - Residencial 537,28 537,19
IGPM
505,24
IPCA
397,09
392,17
301,11
272,62
253,86 253,86
197,29 197,29 197,29
Reajuste Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste
2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 4 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
44. Em função de sua condição de inadimplência, nos termos do artigo 10 da Lei nº 8.631, de
1993, a Distribuidora foi impedida de aplicar o resultado dos reajustes e revisões tarifárias entre 2003 e
2013. Por isso, a tarifa aplicada à área de distribuição no ano de 2011, que constitui o ponto de partida
do Gráfico 5, é praticamente a mesma aplicada no ano de 2003. Diante disso, considera-se que, para o
caso específico da CEA, é mais adequado que a comparação com os índices inflacionários seja feita desde
2003, conforme ilustrado no Gráfico 6.
45. Nesse período, a variação da tarifa B1 foi de 150,9%, enquanto que os índices inflacionários
IGP-M e IPCA variaram, respectivamente, 221,2% e 153,8%.

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Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Tarifa Residencial - B1
Valor IGPM
Valor IPCA 566,38

537,28 537,19 539,82
505,24
397,09
392,17
301,11
272,62
253,86 253,86
212,05
215,11 212,05
208,41 199,05 197,29 197,29 197,29 197,29 197,29 197,29
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Subvenção CDE – Descontos Tarifários
46. A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à Distribuidora no período
de competência de dezembro/2021 a novembro/2022, 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/2020 a novembro/2021.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 94.026 | 105.095 | 199.121 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 346 | 40.110 | 40.455 |
| Subsídio Rural | 1.238 | 24.764 | 26.002 |
| Total | 95.609 | 169.969 | 265.578 |

III. D I R E I T O
47. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
(a) Lei nº 9.427, de 1996; (b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009;

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(d) Decreto nº 7.246, de 2010; (e) Decreto nº 7.945, de 2013; e (f) Contrato de Concessão
do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 01/2021-ANEEL.
IV. D I S P O S I T I V O
48. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.005010/2020-09, 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 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 4,80%, sendo -1,40% para os consumidores em alta tensão e 6,67%
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 – DITs 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 Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, em
duodécimos no período de janeiro a dezembro de 2022, conforme artigo 4º-C, § 2º, da
Lei nº 12.111, de 2009, com redação dada pela Lei nº 14.146, de 2021;
f) HOMOLOGAR os percentuais de perdas não técnicas associadas ao artigo 4º-B da Lei
nº 12.111, de 2009, com redação dada pela Lei nº 14.146, de 2021; e
g) HOMOLOGAR o valor a ser ressarcido à CEA referente à diferença de custos de energia
indicada no artigo 4º-B, parágrafo único, da Lei nº 12.111, de 2009, com redação dada
pela Lei nº 14.146, de 2021.

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Brasília, 16 de dezembro de 2021.
(assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor