REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2989/2021
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 Energisa Acre Distribuidora de Energia S.A - Energisa Acre.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-12-13
Autor: ANEEL

43ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL
Brasília, 07/12/2021
VOTO
PROCESSO: 48500.005029/2020-25
INTERESSADOS: ENERGISA ACRE DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S/A - Energisa Acre (EAC)
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Energisa Acre Distribuidora de Energia S/A – EAC, a vigorar
a partir de 13 de dezembro de 2021.
I. RELATÓRIO
A ENERGISA ACRE é prestadora1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e
atende cerca de 280 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa
faturamento anual da ordem de R$ 592 milhões.
2. No dia 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa
nº 885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, 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 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020;
e dispôs sobre outras providências.
3. Em 8 de dezembro de 2020, foi aprovado a Revisão Tarifária Extraordinária da ENERGISA
ACRE, conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.820/2020, ocasião em que as tarifas foram, em
média, reajustadas em 2,95%.
4. Em processo deliberado anteriormente2, nesta Reunião Pública Ordinária de Diretoria, foi
1 De acordo com a Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, em especial seu artigo 9º, e com a Portaria MME nº 442, de 23 de
agosto de 2016.
2 Processo nº 48500.007050/2019-21

determinada a alteração de valor da Parcela B em função da retirada dos Ativos Imobilizados em Curso
(AIC) da Base de Remuneração Regulatória (BRR). Como consequência, foi considerado o disposto na Nota
Técnica nº 250/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 05/11/2021, que trata da "Avaliação do impacto da segregação
dos ativos classificados como Ativos Imobilizados em Curso – AIC, na data-base utilizada como referência
para o processo licitatório, constantes da Base de Remuneração Regulatória da Energisa Acre
Distribuidora de Energia, nos termos da Lei nº 14.120/2021 e da Portaria MME nº 484/2021".
5. Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021 e conjuntura socioeconômica
adversa, 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.
6. Em 02 de dezembro de 2021, a distribuidora encaminhou a Carta ENERGISAAC/VPRANEEL/Nº011/2021, oferecendo a "possibilidade de diferir o montante de R$ 44.600.000,00 (quarenta e
quatro milhões e seiscentos mil reais), a ser reintegrado à distribuidora corrigido pela variação da SELIC
quando da liberação dos recursos financeiros de eventual empréstimo setorial ao longo do ano de 2022
ou, na ausência deste, a partir do próximo evento tarifário."
7. Em 02 de dezembro de 2021, a SGT encaminhou por meio eletrônico e-mail ao Conselho
de Consumidores da ENERGISA ACRE a planilha de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa nº
652, de 17 de março de 2015.
8. Em 02 de dezembro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, por meio da
Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021 da
concessionária.
9. É o Relatório.

II. FUNDAMENTAÇÃO
10. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ENERGISA ACRE conduz a um efeito médio nas tarifas
a ser percebido pelos consumidores de 9,90%, sendo de 7,65%, em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de 10,36%, 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) 7,65%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 10,36%
Efeito Médio AT+BT 9,90%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
11. O efeito médio de 9,90% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 9,92% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a um efeito de -1,79%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 1,77%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
9,90%
4,16%
2,85% 3,00%
1,77%
0,26%
-0,35%
-1,79%

Encargos Transporte Energia Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

12. 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.
13. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 297.828.829 | 338.781.749 | 13,8% | 6,92% | 52,1% |
| Encargos Setoriais | 47.029.247 | 71.635.307 | 52,3% | 4,16% | 11,0% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 1.080.818 | 1.145.899 | 6,0% | 0,01% | 0,2% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 22.741.599 | 22.211.582 | -2,3% | -0,09% | 3,4% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 21.196.045 | 0,0% | 3,58% | 3,3% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | - | 5.377.710 | 0,0% | 0,91% | 0,8% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 10.288.588 | 6.757.038 | -34,3% | -0,60% | 1,0% |
| PROINFA | 7.445.420 | 9.108.650 | 22,3% | 0,28% | 1,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 5.472.823 | 5.838.384 | 6,7% | 0,06% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 27.727.259 | 25.662.455 | -7,4% | -0,35% | 3,9% |
| Rede Básica | 14.968.551 | 10.589.177 | -29,3% | -0,74% | 1,6% |
| Rede Básica Fronteira | 11.507.609 | 13.616.245 | 18,3% | 0,36% | 2,1% |
| Conexão | 1.251.099 | 1.457.033 | 16,5% | 0,03% | 0,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 216.345.463 | 233.224.795 | 7,8% | 2,85% | 35,8% |
| Receitas Irrecuperáveis | 6.726.859 | 825919229% | 23% | 0,26% | 1,3% |
| PARCELA B | 294.195.910 | 311.981.968 | 6,0% | 3,00% | 47,9% |
| IRT | 592.024.738 | 650.763.717 | 9,9% | 9,92% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (10.600.129) | -1,79% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 37.122.650 | 6,27% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 5.324.964 | 0,90% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 22.996.300 | 3,88% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (135.206) | -0,02% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (841.494) | -0,14% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (133.752) | -0,02% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 306.597 | 0,05% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 976.018 | 0,16% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (31.037.952) | -5,24% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 16.148.099 | 2,73% |  |  |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual (REN 376 e 414) | (6.749) | 0,00% |  |  |  |
| Bandeira de escassez hídrica - energia/ESS/sobrecontratação | (1.686.390) | -0,28% |  |  |  |
| Diferimento Energia Carta Energisa | (44.600.000) | -7,53% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 44.253 | 0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (15.077.466) | -2,55% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,77%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,90%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
14. Os custos da Parcela A representam 52,1% dos custos da concessionária, sendo responsável
pelo aumento de 6,92% na composição do índice de reajuste tarifário.

15. Os encargos setoriais impactaram o efeito tarifário médio em 4,16%, com destaque para o
efeito da CDE-Covid, referente ao pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no
Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das
distribuidoras em 2020, cujo efeito foi de 4,49% (3,58% - CDE Conta-Covid Tusd e 0,91% - CDE Conta-Covid
TE.
16. Os custos de transmissão correspondem a um efeito médio de -0,35%. Destaca-se a
redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às Tarifas de Uso do Sistema de
Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022, aprovadas por meio das Resoluções homologatórias nos 2.895
e 2.896, respectivamente, ambas de 13 de julho de 2021, alteradas pela REH nº 2.959, de 05 de outubro
de 2021
17. Já os custos de compra de energia representaram um aumento tarifário de 2,85%, sendo o
principal fator o aumento dos custos relacionados aos Contratos de Energia no Ambiente Regulado – Nova
e Alternativa, modalidade Disponibilidade, conforme se observa no Gráfico 2.
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
2,85%
1,43%
0,47% 0,46%
0,37%
0,20%
-0,02%
-0,06%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Belo Cotas Cotas Lei nº Bilateral Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Monte Angra I/II 12.783/2013 Fonte:
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
18. A Parcela B representa 47,9% dos custos da concessionária, com impacta no efeito médio
a ser percebido pelos consumidores de 3,00%.

19. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre dezembro de
2020 e novembro de 2021 do IPCA, de 10,38%, subtraída do Fator X, de -0,69%, o que totaliza 11,07%,
além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e
Ultrapassagem de Demanda (UD).
20. O cálculo do Fator X, de -0,69%, corresponde ao valor do componente Q, uma vez que os
componentes T e Pd foram definidos em 0,00%, conforme a subcláusula terceira da cláusula vigésima do
Contrato de Concessão nº 03/2018.
21. No cômputo da Parcela B também foi considerado o disposto na Nota Técnica nº 250/20213
SGT/SFF/ANEEL , de 05/11/2021, que trata da "Avaliação do impacto da segregação dos ativos
classificados como Ativos Imobilizados em Curso – AIC, na data-base utilizada como referência para o
processo licitatório, constantes da Base de Remuneração Regulatória da Energisa Acre Distribuidora de
Energia, nos termos da Lei nº 14.120/2021 e da Portaria MME nº 484/2021", restando a redução de 3,99%
no valor referente ao ciclo anterior (Parcela B limpa na data de referência).
22. Já os componentes financeiros 4 a serem recuperados no próximo período tarifário
contribuíram com o efeito em -1,79% no atual reajuste da ENERGISA ACRE, conforme indicado na Tabela
3.
3 Documento SIC nº 48581.001772/2021-00.
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.

Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 37.122.650 | 6,27% |
| CVA em processamento - Transporte | 5.324.964 | 0,90% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 22.996.300 | 3,88% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (135.206) | -0,02% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (841.494) | -0,14% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (133.752) | -0,02% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 306.597 | 0,05% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 976.018 | 0,16% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (31.037.952) | -5,24% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 16.148.099 | 2,73% |
| Reversão de créditos de rescisão contratual (REN 376 e 414) | (6.749) | 0,00% |
| Bandeira de escassez hídrica - energia/ESS/sobrecontratação | (1.686.390) | -0,28% |
| Diferimento Energia Carta Energisa | (44.600.000) | -7,53% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 44.253 | 0,01% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (15.077.466) | -2,55% |
| Total | (10.600.129) | -1,79% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
23. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em processamento
- Energia, com impacto no reajuste de 6,27%, principalmente devido aos seguintes itens: (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.
24. Outro destaque foi a CVA – Encargos Setoriais, com 3,88% de impacto, referente ao custo
de ESS por Segurança Energética decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito.
25. Dos componentes que contribuíram para a redução tarifária, destacam-se a
sobrecontratação de energia, cujo efeito é de -5,24%, e o diferimento de R$ 44.600.000,00, "a ser
reintegrado à distribuidora corrigido pela variação da SELIC quando da liberação dos recursos financeiros
de eventual empréstimo setorial ao longo do ano de 2022 ou, na ausência deste, a partir do próximo
evento tarifário", conforme expõe a Carta ENERGISAAC/VPR-ANEEL/Nº011/2021, com impacto de -7,53%.

26. As bandeiras tarifárias também contribuíram que o processo tarifário não tivesse aumento
adicional de 5,06%, não obstante terem sido insuficientes para mitigar o cenário de escassez, mesmo
considerando os descontos de cobertura com risco hidrológico no processo anterior.
27. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a
Resolução nº 3/20215, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com
aplicação de setembro/21 a abril/22.
28. 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
bandeias 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.
29. Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas
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.
30. 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.
5 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >> Resolução nº 3
da REG.

31. Neste processo, 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 setembro/2021.
Nessa apuração, os custos foram superiores as receitas e o efeito financeiro da CVA é positivo, ou seja,
uma tarifa mais elevada.
32. 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.
33. 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, propõe-se um
tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de expurgar dos
processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica.
34. Desse modo, no processo tarifário vigente será considerado um componente financeiro
negativo, no valor de R$ 1,68 milhões6 (efeito de -0,28%), 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.
35. Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.
36. Essas medidas de mitigação de impactos tarifários ainda mais elevados durante a
conjuntura da pandemia (Covid-19) e cenário socioeconômico adverso, considerando também o
diferimento proposto pela empresa, contribuíram para a redução de 7,81% no efeito tarifário.
6 Valor resultante dos efeitos de mitigação de escassez hídrica dos seguintes componentes: energia (-R$ 16,593 milhões), ESS
(-R$ 9,253 milhões) e Sobrecontratação (R$ 24,160 milhões)

37. O Gráfico 2 demonstra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos
10 anos (41,6%) e as variações do IGP-M (116,9%) e do IPCA (70,4%).
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
640,18
612,88
597,77 581,91
569,84
502,91 497,82 509,93
463,27
452,01
427,98 425,14
370,60 355,83
Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Revisão Reajuste

2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2019 2020 2021
Gráfico 2 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
38. 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
dezembro/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 | 31.626 | 516.361 | 547.987 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 8.030 | 118.909 | 126.939 |
| Subsídio Rural | 2.255 | 361.546 | 363.801 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (475) | 1.968 | 1.493 |
| Total | 41.436 | 998.784 | 1.040.220 |

39. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da
sem7 8
receita da Distribuidora, e com tributos respectivamente, ou seja, a proporção da fatura de energia
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição,
além do pagamento dos encargos setoriais.
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Transporte
Encargos
3,9% Receitas
Setoriais
11,0% Irrecuperáveis
Energia 1,3%
35,8%
Distribuição
47,9%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Receitas
Transmissão; Encargos;
Irrecuperáveis;
2,8% 7,7%
0,9%
Energia;
25,2% Tributos;
29,7% ICMS;
23,7%
PIS/COFINS;
5,9%
Distribuição;
33,7%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
7 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.
8 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 17,4% para o ICMS e de 2,5% 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
24,8% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

IV. DIREITO
40. 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 iv) Contrato de
Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 003/2018.
V. DISPOSITIVO
41. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005029/2020-25, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ENERGISA ACRE, a
vigorar a partir de 13 de dezembro de 2021, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 9,90%, sendo 7,65% para os consumidores em alta
tensão e 10,36% 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 ENERGISA ACRE;
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
ENERGISA ACRE, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
Brasília, 7 de dezembro de 2021
(Assinatura digital)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor