REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3023/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD referentes à Energisa Sergipe - Distribuidora de Energia S.A - ESE.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-04-20
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004956/2021-17
INTERESSADOS: Energisa Sergipe - ESE
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da ESE – Energisa Sergipe – Distribuidora de Energia S.A., a
vigorar a partir de 22 de abril de 2022.
I. R E L A T Ó R I O
concessionária1
A ESE é do serviço público de distribuição de energia elétrica sediada na
cidade de Aracajú - SE e atende aproximadamente 825 mil de unidades consumidoras, cujo consumo de
energia elétrica representa atualmente faturamento anual na ordem de R$ 1,47 bilhão.
2. Em 22 de abril de 2021, foi aprovada a Reajuste Tarifário Anual da ESE, conforme Resolução
Homologatória – REH nº 2.860/2021, quando as tarifas foram, em média, reajustadas em 8,90%.
3. Em 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória n° 1.078 dispôs sobre medidas destinadas
ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica,
autorizando-se a contratação de operação financeira para fazer face aos impactos financeiros decorrentes
da implementação de medidas de enfrentamento da crise hidroenergética e dos diferimentos aplicados
nos processos tarifários anteriores à liberação dos recursos da operação financeira.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 007/1997-ANEEL.

4. Em 13 de janeiro de 2022, o Decreto n° 10.939 regulamentou a MP n°1.078/2021, sobre
medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação
de escassez hídrica.
5. Por meio da Resolução Normativa nº 1.008/2022, de 15 de março de 2022, a ANEEL
estabeleceu os critérios e procedimentos para gestão da Conta Escassez Hídrica, destinada a receber
recursos para cobrir, total ou parcialmente, os custos adicionais decorrentes da situação de escassez
hídrica para as concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica,
após análise das contribuições recebidas na Consulta Pública nº 02/2022.
6. Em 14 de abril de 2022, a concessionária protocolou correspondência com propostas
relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica, conforme abordado no item de componentes
financeiros, e sobre a inclusão, como financeiro, dos créditos de PIS/COFINS.
7. Em 14 de abril de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota
Técnica nº 50/2022-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2022.
8. Ainda em 14 de abril de 2022, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da ESE as

planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652,
de 17 de março de 2015.
9. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
10. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da ESE, a vigorar a partir de 22 de abril de 2022,
conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 16,24%, sendo 14,76%, em média, para
os consumidores em Alta Tensão – AT e 16,88%, em média, para os consumidores em Baixa Tensão – BT.

Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 14,76%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 16,88%
Efeito Médio AT+BT 16,24%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
11. Segundo a SGT, a diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos
itens de custos que compõem a tarifa.
12. Em relação ao efeito médio de 16,24%, esse decorre, essencialmente:
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em
11,28%;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um
efeito de 0,84%; e
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário,
que contribuíram para uma variação de 4,13%, conforme apresentado no Gráfico 1.
16,24%
4,71%
4,27%
4,13%
3,01%
0,84%
-0,71%

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

13. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação Participação

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 867.399.596 | 963.980.179 | 11,1% | 6,57% | 58,9% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 134.565.939 | 197.364.467 | 46,7% | 4,27% | 12,1% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.536.300 | 2.819.440 | 11,2% | 0,02% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 49.825.126 | 80.903.572 | 62,4% | 2,11% | 4,9% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 9.741.310 | 9.196.084 | -5,6% | -0,04% | 0,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 9.156.803 | 9.633.157 | 5,2% | 0,03% | 0,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 26.142.446 | 44.173.416 | 69,0% | 1,23% | 2,7% |
| PROINFA | 23.721.875 | 35.275.305 | 48,7% | 0,79% | 2,2% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 13.366.975 | 15.291.062 | 14,4% | 0,13% | 0,9% |
| ONS | 75.104 | 72.431 | -3,6% | -0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 104.639.087 | 94.162.568 | -10,0% | -0,71% | 5,8% |
| Rede Básica | 78.397.188 | 66.354.217 | -15,4% | -0,82% | 4,1% |
| Rede Básica Fronteira | 17.107.078 | 14.020.374 | -18,0% | -0,21% | 0,9% |
| Conexão | 9.134.822 | 13.787.977 | 50,9% | 0,32% | 0,8% |
| Custos de Aquisição de Energia | 628.194.570 | 672.453.144 | 7,0% | 3,01% | 41,1% |
| PARCELA B | 603.415.402 | 672.726.400 | 11,5% | 4,71% | 41,1% |
| IRT | 1.470.814.999 1.636.706.580 | 11,28% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 12.465.998 | 0,84% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 49.455.070 | 3,31% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 4.564.144 | 0,31% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 102.507.585 | 6,87% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 1.207.011 | 0,08% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (2.205.934) | -0,15% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 1.790.937 | 0,12% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 448.342 | 0,03% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 33.862.369 | 2,27% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 196.828 | 0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (35.052.231) | -2,35% |  |  |  |
| Reversão do reperfilamento de custos de Transporte | 14.159.527 | 0,95% |  |  |  |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | (600.101) | -0,04% |  |  |  |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (810.592) | -0,05% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | (394.797) | -0,03% |  |  |  |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | 2.071.182 | 0,14% |  |  |  |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | (67.050.450) | -4,49% |  |  |  |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (62.845.427,48) | -4,21% |  |  |  |
| Empréstimo Escassez Hídrica | (81.348.012) | -5,45% |  |  |  |
| Reversão do Diferimento de Risco Hídrologico | 14.050.330 | 0,94% |  |  |  |
| Reversão do Diferimento de Parcela B | 49.721.378 | 3,33% |  |  |  |
| Ajuste perdas processo anterior | (4.481.494) | -0,30% |  |  |  |
| Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos | (6.779.667) | -0,45% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 4,13%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 16,24%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
14. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 58,9% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 6,57% pontos percentuais na composição

do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos:
a) Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito
tarifário médio de 4,27%. Destacam-se os seguintes encargos: (i) CDE Uso que
variou 62,4%,impactando o efeito médio em 2,11% e (ii) o encargo EER/ESS que
variou 69,0% representando 1,23% no efeito médio;
b) Custos de Transmissão – esses custos tiveram uma variação de -10,0% e
contribuíram para um efeito médio de -0,71%. Sobre esse item, 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; e
c) Custos de aquisição de energia – tiveram uma variação de 7,0% e representaram
um efeito tarifário de 3,01%. Contribuíram para esse efeito: (i) de forma positiva
a variação dos contratos de CCEAR energia nova (efeito médio total de 2,20%) e
(ii) negativamente o fim dos contratos bilateral e CCEAR existente, que
contribuíram com a redução de 1,35% e de -0,24% respectivamente. As
contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser observadas
no gráfico abaixo

3,01%
1,34%
1,24%
0,86%
0,47% 0,61%
0,03% 0,07%
-0,27%
-1,35%

Total CCEAR CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Bilateral Proinfa
Existente Existente Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
15. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 41,1% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 4,71% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.
16. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2021 e
março de 2022 do IGP-M (de 14,77%), subtraída do Fator X (de 3,28%), o que totaliza 11,49%.
17. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem2 e com tributos3), 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.
2
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.
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 23,7% para o ICMS e de 3,7% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 27,4% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 37,7% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

Custo de
Energia Custo de

41,1% Transmissão PROINFA
5,8% 2,2%
CDE
Encargos
6,1%
Setorias
12,1% ESS/EER
2,7%
Outros
Custo de
Distribuição 1,1%
41,1%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de
Encargos Setoriais
Transmissão
8,8%
4,2%
Custo de Energia
29,8% ICMS
23,7%
Tributos
27,4%
PIS/COFINS 3,7%
Custo de
Distribuição
29,8%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
18. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em 0,84% no atual reajuste da ESE, conforme indicado na Tabela 2.
19. Os financeiros que mais impactaram o processo com valor positivo foram a CVA em
Processamento – Energia, com efeito de 3,31%, em razão (i) das exposições ao Mercado de Curto Prazo -
MCP relacionadas à insuficiência de geração hidrelétrica (risco hidrológico) dos CCGF e dos CCEAR-Q
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.

repactuados; e (ii) dos custos dos CCEAR-D decorrentes do cenário de CMO elevado em alguns meses de
2021.
20. Outro destaque é a CVA ESS/EER, a qual impactou o processo em 6,03%, em especial o
custo de ESS por Segurança Energética, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de
mérito.
21. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 49.455.070 | 3,31% |
| CVA em processamento -Transporte | 4.564.144 | 0,31% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 102.507.585 | 6,87% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 1.207.011 | 0,08% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (2.205.934) | -0,15% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 1.790.937 | 0,12% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 448.342 | 0,03% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 33.862.369 | 2,27% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 196.828 | 0,01% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (35.052.231) | -2,35% |
| Reversão do reperfilamento de custos de Transporte | 14.159.527 | 0,95% |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | (600.101) | -0,04% |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (810.592) | -0,05% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula | (394.797) | -0,03% |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | 2.071.182 | 0,14% |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | (67.050.450) | -4,49% |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (62.845.427) | -4,21% |
| Empréstimo Escassez Hídrica | (81.348.012) | -5,45% |
| Reversão do Diferimento de Risco Hídrologico | 14.050.330 | 0,94% |
| Reversão do Diferimento de Parcela B | 49.721.378 | 3,33% |
| Ajuste perdas processo anterior | (4.481.494) | -0,30% |
| Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exceden | (6.779.667) | -0,45% |
| Total | 12.465.998 | 0,84% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
22. Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente
da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, 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.
23. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica 50/2022-SGT/ANEEL:
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica.
24. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a
Resolução nº 3/20211, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com
aplicação de setembro/21 a abril/22.
25. 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
26. 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.
27. 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.
28. No processo da ESE, 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 fevereiro/2022.
Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas e o efeito financeiro da CVA positivo, ou seja, uma
tarifa mais elevada.
29. 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.
30. 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.
31. Desse modo, o tratamento proposto seguirá o seguinte procedimento: no processo
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, conforme saldo da distribuidora
frente à Conta Bandeiras na competência de fevereiro/2022, 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.
32. Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. Como consequência, no presente processo tarifário,
está sendo considerado o financeiro negativo correspondente, R$ 64.979.269,63, dividido em
componentes de energia, Encargo de Serviço de Sistema - ESS, que contribuíram em -4,35% no efeito
médio a ser percebido pelos consumidores.
Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL
20/2021-SGT/ANEEL5,

33. No Ofício Circular nº de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à ESE
informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores migrantes para o ACL,
237/2020-SGT/ANEEL6,
para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota Técnica nº de
27/11/2020. O valor correspondente informado pela ESE foi de -R$ 394.797,13, já atualizado pela Selic.
5 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.
6 Documento SIC nº 48581001953/2020-00.

Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
34. Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência sobre
ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em Consulta Pública
nº 05/2021.
35. No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações excepcionais autoriza o uso antecipado
à conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total de potencial crédito associado
à respectiva ação judicial.
36. A ESE, por meio de correspondência, encaminhada à ANEEL em 14 de abril de 2022,
solicitou que seja considerada a reversão do valor de R$ (62.845.427,48) decorrente de êxito e da projeção
da ação judicial movida pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados
sobre o ICMS nas contas de energia. Tal montante corresponde à atenuação do efeito tarifário em -4,21%.
Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente Reativo -
UDER
37. Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de Ultrapassagem
de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não assinaram o aditivo
contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda
revisão tarifária posterior ao 3CRTP.
38. No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a pressão
tarifária, neste processo de reajuste tarifário está sendo considerada a antecipação da reversão dos
respectivos recursos faturados entre a abril/21 a fevereiro/22 conforme valores declarados pela
distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 8/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 07 de março de 2022. Dessa
forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 6.779.666,93.
39. Ressalta-se que na próxima revisão tarifária da concessionária, momento em que ocorrerá
a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto entre os valores de UD e ER

contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste
reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante
antecipado.
Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
40. De acordo com as regras previstas pela Aneel, no âmbito da CP 02/2022, nos processos
tarifários homologados entre a publicação da correspondente REN nº 1.008/2002 e a efetiva transferência
dos valores previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada antecipação da reversão dos valores
a serem recebidos do empréstimo, na forma de um componente financeiro negativo.
41. A contratação da operação financeira, em uma ou mais tranches, abrangerá os seguintes
itens: (i) Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a
competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia
Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da CREG; (iii) Importação de energia
referente às competências de julho e agosto de 2021 e (iv) Diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13
da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos aplicados no processo tarifário anterior à liberação
dos recursos da operação financeira).
42. O Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica de que trata
a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da CREG, vigorou de setembro a dezembro de 2021, em razão
do período crítico para os reservatórios das hidrelétricas brasileiras. O objetivo do programa foi incentivar
os consumidores a reduzirem o seu consumo de energia em meio ao cenário de escassez hídrica.
43. O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em contrapartida
da redução média verificada do consumo de energia elétrica7.
44. Diante do estabelecido no Inciso I do § 1º do Art. 1º do Decreto nº 10.939/2022, as
7
Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

despesas referentes ao Programa poderão ser cobertas com recursos da Conta de Escassez Hídrica. Já o
Art. 9º da Resolução n° 2/2021 da CREG estabeleceu que deve ser mantido o equilíbrio econômicofinanceiro dos contratos de concessão e permissão de distribuição de energia elétrica, cabendo à ANEEL
avaliar eventuais solicitações de recomposição, fundamentadas pelo interessado, na forma do respectivo
contrato de concessão ou permissão e da legislação aplicável, decorrente do Programa.
45. Na 247ª Reunião Ordinária do CMSE, de 5 de maio de 2021, o Comitê autorizou o ONS a
despachar geração termelétrica fora da ordem de mérito e importação sem substituição a partir da
Argentina ou do Uruguai, sem limitação nos montantes e preços associados, desde que alocável na carga
e respeitadas as restrições operativas, e de forma a minimizar o custo operacional total do sistema
elétrico.
46. Na 1ª Reunião da CREG, de 1º de julho de 2021, o ONS apresentou as estratégias operativas
ora em curso para enfrentamento da situação, visando a manutenção da governabilidade do Sistema
Interligado Nacional, dentre elas, a importação de energia.
47. Os custos de cada distribuidora com importação de energia para as competências dos
meses de julho e agosto de 2021 foram contabilizados e informados pela CCEE, totalizando valor da ordem
de R$ 790 milhões.
48. Em 14 de abril de 2022, a concessionária protocolou correspondência referente com
propostas relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica, com Parcela referente a Importação
no período de julho a agosto de 2021 no valor de R$ (6.064.449,75); bônus redução voluntária no valor
de R$(12.407.038,76) e diferimento de Energia no valor de R$ (62.876.524,19).
Evolução da Tarifa B1
49. Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (91,7%), comparada com as variações do IGP-M (143,9%) e do IPCA
(83,3%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

B1 - Residencial
IGPM
IPCA
677,99
580,44
514,30 530,72 535,51
467,59
432,33
409,35
353,69 369,77
344,79
290,03 308,29
Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste COVID Reajuste Reajuste

2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
50. A tarifa vigente do consumidor B1 residencial convencional no estado de Sergipe,
considerando-se o adicional de bandeira escassez hídrica de R$ 142,00/MWh, é de R$ 722,44/MWh. Com
o atual reajuste, a nova tarifa residencial convencional passa a 677,99/MWh. Dessa forma, a combinação
do reajuste tarifário que será aprovado hoje com o término da cobrança bandeira escassez hídrica
resultará num impacto tarifário para o consumidor B1 residencial convencional de -6,15%.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
51. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de abril/2022 a março/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
abril/2021 a março/2022.

Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 606.452 | 2.623.414 | 3.229.866 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | (15.937) | 383.002 | 367.065 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (149.067) | 184.651 | 35.584 |
| Subsídio Rural | (17.978) | 230.324 | 212.346 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 34.605 | 555.498 | 590.104 |
| Total | 458.076 | 3.976.889 | 4.434.965 |

III. D I R E I T O
52. Essa análise encontra fundamentação 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 007/1997-ANEEL.
IV. D I S P O S I T I V O
53. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004956/2021-17, voto por EMITIR
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da Energisa
Sergipe, a vigorar a partir de 22 de abril de 2022, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 16,24%, sendo 14,76% para os consumidores
em Alta Tensão – AT e 16,88% para os consumidores em Baixa Tensão - BT, e
demais encaminhamentos;
(ii) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da ESE;
(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 ESE, de modo a custear os descontos retirados da estrutura
tarifária.
Brasília, 19 de abril de 2022.
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAUJO FEITOSA NETO
Diretor