REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2862/2021
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 Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A – Equatorial Alagoas.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-05-03
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005031/2020-02.
INTERESSADO: Equatorial Alagoas - Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A.
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT.
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Equatorial Alagoas - Equatorial Alagoas Distribuidora de
Energia S.A., a vigorar a partir de 3 de maio de 2021.
I. RELATÓRIO
A Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A., doravante Equatorial Alagoas 1, é
concessionária2 de serviço público de distribuição de energia elétrica, no Estado de Alagoas, e atende a
cerca de 1,17 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa
faturamento anual da ordem de R$ 1,8 bilhões.
2. Em 28 de abril de 2020, foi aprovada a Revisão Tarifária Extraordinária (RTE) da Equatorial
Alagoas, conforme Resolução Homologatória nº 2.6843, por meio da qual as tarifas foram, em média,
reajustadas em 9,85%4.
3. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL) aprovou a Resolução Normativa nº 8855, que regulamentou o Decreto nº 10.3506, de 18 de maio
de 2020, o qual criou a Conta-Covid, destinada a captar recursos para as distribuidoras com vistas ao
1 Denominação anterior Cia Energética de Alagoas (CEAL).
2 Conforme Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 002/2019-ANEEL, disponível em

3 Disponível em
4
Conforme consta da Resolução citada, houve suspensão da aplicação das tarifas homologadas entre 3 de maio de 2020 e 30
de junho de 2020, de forma que a efetiva aplicação do reajuste ocorreu a partir de 1º de julho de 2020.
5 Disponível em
6 Disponível em https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2020/decreto/d10350.htm.

enfrentamento do estado de calamidade pública7, a fim de manter a sustentabilidade do setor elétrico e
conter aumentos tarifários durante a primeira fase da pandemia.
4. Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 46/2020, realizada em 23 de novembro de 2020,
fui designada relatora do processo.
5. A Portaria MME nº 483/GM8, de 25 de janeiro de 2021, autorizou o pagamento à Equatorial
Alagoas, com recursos da Reserva Global de Reversão (RGR), dos valores não depreciados dos ativos de
distribuição classificados como Sobras Físicas, com vistas à modicidade tarifária, nos termos da Lei nº
14.1209, de 1º de março de 2021, decorrente da conversão da Medida Provisória nº 998, de 2020.
6. O Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021 da Equatorial Alagoas ocorre em um momento de
pressão tarifária, decorrente da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da Covid, com
indicadores inflacionários atingindo patamares elevados e desvalorização do real frente ao dólar, aliados
a condições desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e à redução de consumo resultante
do isolamento social.
7. Diante desse cenário, a ANEEL e o Poder Concedente, em conjunto com as demais
entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações, desenvolveram ações para mitigar parte
do aumento tarifário que se observaria neste ano. O objetivo é preservar a capacidade de pagamento do
consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor
elétrico.
8. Por meio dos Ofícios C.E–REG–EQTL AL nº 024/202110 e nº 026/202111, de 22 e 23 de abril
de 2021, a Equatorial Alagoas solicitou a reversão de valores oriundos dos créditos decorrentes da
7
Reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020.
8 Disponível em https://www.in.gov.br/en/web/dou/-/portaria-n-483-de-25-de-janeiro-de-2021-300799880.
9
Disponível em http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2021/lei/L14120.htm.
10 Documento SicNet nº 48513.010663/2021-00.
11 Documento SicNet nº 48513.010765/2021-00.

exclusão do ICMS12 da base de cálculo do PIS/PASEP13 e da COFINS14 e requereu o diferimento de valores
de Parcela A.
encaminhou15
9. Em 23 de abril de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) ao
Conselho de Consumidores da Equatorial Alagoas as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução
Normativa nº 65216, de 17 de março de 2015.
10. Por intermédio da Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL17, de 23 de abril de 2021, a SGT
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021 da Equatorial Alagoas.
11. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
12. Trata-se de aprovação do Reajuste Tarifário Anual (RTA) da Equatorial Alagoas, a vigorar a
partir de 3 de maio de 2021.
13. De acordo com o que exponho a seguir, encaminho o presente voto no sentido de aprovar
o RTA da Equatorial Alagoas, que conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores
de 8,62%, sendo de 13,03%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão (AT) e de 7,02%,
em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão (BT).
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
12 Circulação de Mercadorias e Serviços.
13 Programa de Integração Social (PIS) e Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PASEP).
14 Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social.
15
Mediante o documento SicNet nº 48581.000643/2021-00.
16 Disponível em
17 Documento SicNet nº 48581.000642/2021-00.

14. A diferença de efeito para os consumidores conectados em alta tensão e baixa tensão se
deve, em boa parte, pela forte pressão de custos alocados na Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição
(TUSD), que impactam mais os consumidores da alta tensão, bem como o aumento da Conta de
Desenvolvimento Energético (CDE) e dos custos de rede básica. Esse fator é potencializado em função da
grande participação de consumidores livres no mercado da empresa, representando cerca de 17,5%.
15. O efeito médio de 8,62% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A18 e de
Parcela B19, comumente denominado "econômico", contribuindo para o efeito médio em 19,84%; (ii) da
inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, de -11,06%; e (iii) da retirada dos
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação
de -0,16%, conforme apresentado no Gráfico 1.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
18 A Parcela A incorpora os custos relacionados às atividades de transmissão e geração de energia elétrica, inclusive a geração
própria, além dos encargos setoriais.
19 A Parcela B incorpora os custos típicos da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes e compreende os
custos diretamente gerenciáveis pela distribuidora. São custos próprios da atividade de distribuição que estão sujeitos ao
controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela empresa, por exemplo, os custos operacionais, a remuneração do
capital e a quota de reintegração.

16. Na Tabela 2 apresento os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio.
Processo Atual Participação Participação
Variação
(R$) no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 1.456.041.735 | 27,4% | 17,40% | 67,4% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 297.039.679 111,7% | 8,70% | 13,8% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.446.981 | 6,8% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 75.789.334 | 30,8% | 0,99% | 3,5% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 57.800.877 | 3,21% | 2,7% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 72.213.954 | 4,01% | 3,3% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 39.246.024 | 0,3% | 0,01% | 1,8% |
| PROINFA | 32.128.987 | 36,9% | 0,48% | 1,5% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 17.413.522 | -0,4% | 0,00% | 0,8% |
| Custos de Transmissão | 301.519.297 | 57,0% | 6,07% | 14,0% |
| Rede Básica | 255.331.111 | 76,2% | 6,13% | 11,8% |
| Rede Básica Fronteira | 29.222.050 | -18,1% | -0,36% | 1,4% |
| Conexão | 11.841.456 | 46,6% | 0,21% | 0,5% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 5.124.681 | 50,0% | 0,09% | 0,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 829.857.998 | 5,9% | 2,56% | 38,4% |
| Receitas Irrecuperáveis | 27.624.760 | 4,2% | 0,06% | 1,3% |
| PARCELA B | 703.717.620 | 6,7% | 2,45% | 32,6% |
| IRT | 2.159.759.354 19,84% | 19,84% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (199.397.610) | -11,06% |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 90.626.138 | 5,03% |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 71.071.320 | 3,94% |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 6.943.436 | 0,39% |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 71.901.993 | 3,99% |  |  |
| Neutralidade de Parcela A | 28.212.837 | 1,57% |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 48.231.435 | 2,68% |  |  |
| Garantias financeiras (CCEAR) | 2.023.775 | 0,11% |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 60.114.251 | 3,34% |  |  |
| Ajuste CUSD | 418.542 | 0,02% |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (55.884.785) | -3,10% |  |  |
| Reversão Conta-Covid | (329.503.853) | -18,28% |  |  |
| Crédito de PIS/COFINS | (146.536.810) | -8,13% |  |  |
| Reperfilamento de custos RBSE | (33.898.997) | -1,88% |  |  |
| Diferimento - Rede Básica | (200.003.615) | -11,10% |  |  |
| Reversão para modicidade tarifária | (299.641) | -0,02% |  |  |
| Reconhecimento Postergação Tarifas 2020 | 24.752.078 | 1,37% |  |  |
| Reconhecimento de Diferimentos IRT 2020 | 168.027.646 | 9,32% |  |  |
| Diferença financeira Parcela B Dsp. 219/2021 | (5.593.360) | -0,31% |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -0,16%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,62%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

17. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 67,4% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 17,40 pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, destaco, a seguir, os itens mais representativos.
18. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 8,70%.
Insta frisar que a partir de 2021, por meio da CDE, foi iniciado o pagamento do empréstimo destinado a
receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, denominado
CDE Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350, de 2020. Com isso, os efeitos referentes a
parcela de CDE Conta-Covid alocada na Tarifa de Energia (TE) e na TUSD, são, respectivamente, de 4,01%
e 3,21%.
19. Os custos de Transmissão contribuíram para efeito médio de 6,07%. Sobre esse item,
destaco a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de 2020, as quais
aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST).
20. Já os custos de Compra de Energia representaram variação tarifária de 2,56%. Contribuíram
para essa variação: (i) o aumento do custo unitário de contratos de Energia Nova e Alternativa –
modalidade CCEAR por disponibilidade, e (ii) as cotas da Lei nº 12.783, de 2013. No Gráfico 2 apresento
as contribuições das diferentes modalidades de contratação.
2,56%
1,49%
0,68%
0,37%
0,26%
-0,01% -0,08%
-0,14%

Total CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Proinfa
Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
21. Em relação aos custos da Parcela B, esses representam 32,6% dos custos da Concessionária.
O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 2,45% do total do efeito médio a ser percebido
pelos consumidores.
22. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre maio de 2020
e abril de 2021 do IPCA, de 6,91%, subtraída do Fator X, de -0,52%, o que totaliza 7,43%.
23. Ainda sobre a Parcela B, a Portaria MME nº 483/GM, de 2021, nos termos da Lei nº 14.120,
de 2021 (decorrente da conversão da Medida Provisória nº 998, de 2020) autorizou o pagamento à
Equatorial Alagoas, com recursos da RGR, dos valores não depreciados dos ativos de distribuição
classificados como Sobras Físicas, em virtude do processo de desestatização e com vistas à modicidade
tarifária.
24. Nesse contexto, foram realizados os ajustes econômicos e financeiros estabelecidos no
Despacho ANEEL nº 21920, de 2 de fevereiro de 2021, e a Parcela B foi ajustada para considerar os efeitos
econômicos de redução de 0,807%, com impacto no efeito médio de -0,29%; e efeitos financeiros de -
0,31%, totalizando uma redução de -0,61% no efeito médio ao consumidor.
25. Quanto aos componentes financeiros21 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -11,06% no atual reajuste da Equatorial Alagoas, conforme indicado
na Tabela 3.
20 Disponível em
21 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 | 90.626.138 | 5,03% |
| CVA em processamento -Transporte | 71.071.320 | 3,94% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 6.943.436 | 0,39% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 71.901.993 | 3,99% |
| Neutralidade de Parcela A | 28.212.837 | 1,57% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 48.231.435 | 2,68% |
| Garantias financeiras (CCEAR) | 2.023.775 | 0,11% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 60.114.251 | 3,34% |
| Ajuste CUSD | 418.542 | 0,02% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (55.884.785) | -3,10% |
| Reversão Conta-Covid | (329.503.853) | -18,28% |
| Crédito de PIS/COFINS | (146.536.810) | -8,13% |
| Reperfilamento de custos RBSE | (33.898.997) | -1,88% |
| Diferimento - Rede Básica | (200.003.615) | -11,10% |
| Reversão para modicidade tarifária | (299.641) | -0,02% |
| Reconhecimento Postergação Tarifas 2020 | 24.752.078 | 1,37% |
| Reconhecimento de Diferimentos IRT 2020 | 168.027.646 | 9,32% |
| Diferença financeira Parcela B Dsp. 219/2021 | (5.593.360) | -0,31% |
| Total | (199.397.610) | -11,06% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
26. O financeiro mais relevante no processo foi a recomposição dos diferimentos referentes à
Revisão Tarifária Extraordinária de 2020, com impacto de 9,32%.
27. Outro item com impacto positivo foi a Compensação de Variação de Valores (CVA) em
processamento – Energia, com efeito de 5,03%, em decorrência da diferença entre a cobertura concedida
no último processo tarifário e os custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela Equatorial
Alagoas.
28. Acrescenta-se, ainda, que o financeiro de CVA em processamento – Transporte apresentou
efeito de 3,94% decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST)
consideradas para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST efetivamente pagas, estabelecidas
na Resolução Homologatória nº 2.726, de 2020.
29. Finalmente, outra parcela nos componentes financeiros é a de CVA Saldo a Compensar,
com impacto de 3,99%, em decorrência de efeitos retroativos de CVA das competências relativas aos anos

de 2018 e 2019, nos termos do Despacho ANEEL nº 2.32422, de 11 de agosto de 2020. Em oportuno, por
ser financeiro extraordinário, seu impacto finda neste reajuste.
30. Importante ressaltar que, diante do cenário socioeconômico decorrente da pandemia de
Covid, foram adotados mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário. Esses mecanismos estão
incorporados ao processo tarifário na forma de componentes financeiros negativos, conforme detalhado
na Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL e resumido a seguir.
a) Reversão dos recursos da Conta-Covid: consiste na reversão dos montantes
equivalentes à totalidade dos valores recebidos da Conta-Covid pela Equatorial Alagoas, devidamente
atualizados pela SELIC, correspondentes aos itens previstos nos §1º e §2º do art. 5º da Resolução
Normativa nº 885, de 2020, totalizando um impacto de -18,28%.
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente (RBSE): esse componente
financeiro está associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000,
relacionado a remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de
2017, que, segundo parecer da Procuradoria Federal junto à Aneel, deve ser atualizado pela taxa referente
ao custo de capital próprio até 1º de julho de 2020 e incorporada à RAP das transmissoras a partir do ciclo
2020/2021, pelo prazo de oito anos. De acordo com a SGT, "considerando que durante os ciclos de
2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos associados não continham a remuneração nos termos da Portaria
nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi calculado o saldo devedor desse componente, constituído
pelo custo de capital remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (1º
de julho de 2020), descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de
constituição da dívida". Dessa forma, para este processo tarifário, foi calculado um componente
financeiro negativo para a Equatorial Alagoas, no valor de R$ 33.898.997 (trinta e três milhões oitocentos
e noventa e oito mil e novecentos e noventa e sete reais), equivalente ao montante de redução dos custos
de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao patamar de custos de transmissão vigentes que,
por força do Contrato de Concessão, compõem a cobertura econômica nos processos tarifários de
22 Disponível em

distribuição. Esse componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 1,88%.
c) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 414/2010): também
contribuíram para a mitigação do efeito tarifário os valores a serem revertidos à modicidade tarifária,
associados à Resolução Normativa nº 41423, de 9 de setembro de 2010. Esses valores são referentes a
recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados entre
distribuidora e seus consumidores, previsto no §3º do art. 70-A da Resolução Normativa nº 414, de 2010;
e (ii) aos créditos que, após 60 (sessenta) meses da data do faturamento, não puderem ser restituídos ao
consumidor, previstos no §7º do art. 88 da Resolução Normativa nº 414, de 2010; cujo volume informado
e contabilizado pela distribuidora representa R$ 299.641 (duzentos e noventa e nove mil e seiscentos e
quarenta e um reais), contribuindo o efeito em -0,02%. Vale ressaltar que os valores informados pela
concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos
tarifários.
d) Créditos de PIS/COFINS: os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais em que se
questiona a incidência sobre ICMS ainda serão matéria de regulamentação específica pela ANEEL, no
âmbito da Consulta Pública nº 005/202124. No entanto, o Despacho nº 36125, de 9 de fevereiro de 2021,
autorizou o uso antecipado desses recursos antes da conclusão da consulta pública, limitado a 20% do
valor total de potencial crédito associado às ações judiciais. Isso posto, a Distribuidora26 solicitou a
aplicação de R$ 146.536.810 (cento e quarenta e seis milhões quinhentos e trinta e seis mil e oitocentos
e dez reais), com impacto estimado de -8,13%.
e) Diferimento de Parcela A. Adicionalmente, a fim de amenizar o efeito do reajuste, a
Equatorial Alagoas propôs diferimento de R$ 200.003.615 (duzentos milhões três mil e seiscentos e quinze
reais) de Parcela A, na componente de Rede Básica, cujo impacto representa um redutor de 11,10% nas
tarifas. Tal valor deverá ser revertido à distribuidora no processo tarifário subsequente, devidamente
23 Disponível em
24
Disponível em
25 Disponível em
26 Conforme declarado na Carta C. E. REG 18/2021, de 15 de abril de 2021, documento SicNet nº 48513.010206/2021-00.

atualizado pela SELIC.
31. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
(sem27 tributos28),

Distribuidora e com 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.
Receitas
Irrecuperáveis
1,3% PROINFA 1,5%
Custo de
Transmissão
Custo de 14,0%
Energia
CDE
38,4% Enc Setoriais
9,5%
13,8%
Custo de
Distribuição
ESS/EER 1,8%
32,6%
Outros 0,9%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
27 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
28 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,5% para o ICMS e de 5,6% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 26,1% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 35,4% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

Receitas
Irrecuperáveis;
0,9%
Custo de
Encargos
Transmissão
Setoriais;
10,3% 10,2%
Custo de ICMS;

Energia; Tributos; 20,5%
28,4% 26,1%
Custo de
Distribuição;
PIS/COFINS;
24,1%
5,6%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
32. Ainda, no Gráfico 5 apresento a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos
últimos 10 anos (84,44%) e as variações do IGP-M (122,51%) e do IPCA (71,91%) no mesmo período,
conforme demonstrado.
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
33. Por fim, na Tabela 4 apresento o valor mensal a ser repassado pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) à distribuidora no período de competência de maio/2021 a

abril/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 maio/2020 a abril/2021.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
III. DIREITO
34. O encaminhamento proposto está fundamentado nos seguintes dispositivos legais e
normativos: (i) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; (iii) Lei
nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; (iv) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; (v) Decreto nº 7.945,
de 7 de março de 2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica
nº 002/2019-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
35. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005031/2020-02, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Equatorial Alagoas
Distribuidora de Energia S.A. (Equatorial Alagoas), a vigorar a partir de 3 de maio de
2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 8,62%,
sendo 13,03% para os consumidores em alta tensão e 7,02% 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 Equatorial Alagoas;

c) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) 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
Equatorial Alagoas, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 27 de abril de 2021.
(Assinado digitalmente)
ELISA BASTOS SILVA
Diretora