REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 1008/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Dispõe sobre a Conta Escassez Hídrica, as operações financeiras, a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE para estes fins e os procedimentos correspondentes.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-03-18
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.006312/2021-55
INTERESSADOS: Distribuidoras de energia elétrica e consumidores cativos.
RELATOR: Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, Superintendência de Regulação
Econômica e Estudos de Mercado – SRM, Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira
– SFF, Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG e Superintendência de
Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
ASSUNTO: Resultado da Consulta Pública nº 2/2022, instaurada com vistas a colher subsídios e
informações adicionais para o aprimoramento da regulamentação das medidas destinadas ao
enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez
hídrica de que tratam a Medida Provisória nº 1.078/2021 e o Decreto nº 10.939/2022.
I – RELATÓRIO
1. Em meados de novembro de 2021, o Poder Executivo Federal começou a estudar a
possibilidade de contratação de uma operação de crédito sindicalizada em favor das distribuidoras
de energia elétrica em razão (i) dos descasamentos financeiros que essas empresa vinham
suportando, em função dos custos decorrentes das medidas de enfrentamento da crise hídrica, mas
também dos efeitos associados à questões macroeconômicas como a inflação, o câmbio e a alta do
preço internacional dos combustíveis; e (ii) da preocupação com a capacidade de pagamento do
consumidor de energia elétrica no ano de 2022, período que sucede dois anos de crises
independentes e sucessivas: a pandemia de coronavírus em 2020 e a crise hídrica em 2021.
2. Como resultado dessas análises, foi editada a Medida Provisória nº 1.078, de 13 de
dezembro de 2021, que possibilitou a estruturação de operações financeiras, utilizando a Conta de
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Desenvolvimento Energético – CDE como veículo para a sua amortização.
3. Em 15 de dezembro de 2021, o processo com vistas à implementação da Medida
Provisória segundo as competências da ANEEL foi distribuído, por sorteio, à minha relatoria.
4. Na sequência, em 13 de janeiro de 2022, o Decreto nº 10.939 regulamentou a MP
nº 1.078/2021, no que diz respeito às medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica.
5. Como fatos relevantes à presente instrução, cumpre também destacar que a Câmara
de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética – CREG, criada por meio da MP nº 1.055, de 28
de junho de 2021, (i) emitiu, em 31 de agosto de 2021, as Resoluções nº 2/2021 e nº 3/2021,
instituindo o Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica e
determinando à ANEEL a implementação de patamar específico de Bandeira Tarifária, denominado
Bandeira Escassez Hídrica, no valor de R$ 142,00/MWh; e (ii) determinou, em 9 de setembro do
mesmo ano, a realização de Procedimento Competitivo Simplificado – PCS, para contratação de
reserva de capacidade, nos termos dos §§ 1º e 2º do art. 4º da MP nº 1.055/2021, com vistas à
otimização do uso dos recursos hidroenergéticos no Sistema Interligado Nacional – SIN e para o
enfrentamento da situação de escassez hídrica, a fim de garantir a continuidade e a segurança do
suprimento eletroenergético no País.
6. Diante desses elementos, o tema foi analisado na ANEEL pela SGT, SRM, SRG, SFF e
SRD, contando ainda com o apoio de outras unidades. Tal análise resultou na emissão da Nota
Técnica nº 08/2022-SGT/SRM/SRG/SRD/SFF/ANEEL, de 3 de fevereiro de 2022, por meio da qual as
Superintendências apresentaram proposta para (i) estimar os limites máximos de operações
financeiras relacionadas à Conta de Escassez Hídrica; e (ii) regulamentar o ressarcimento ao
consumidor dos custos acessórios da Conta de Escassez Hídrica pelas concessionárias e
permissionárias do serviço público de distribuição.
7. Com base na proposta das áreas técnicas, em sua Primeira Reunião Extraordinária do
ano de 2022, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública nº 2/2022, para colher junto
à sociedade subsídios e informações adicionais a respeito do tema.
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8. Encerrado o prazo estabelecido para recebimento de contribuições, essas foram
avaliadas pelas Superintendências, que registraram sua análise na Nota Técnica nº 22/2022SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL, de 9 de março, por meio da qual apresentaram também sua proposta
para o texto final da resolução normativa a ser deliberada.
9. É o que basta relatar.
II – FUNDAMENTAÇÃO
10. Trata-se da conclusão do processo de consulta pública instaurado para colher
subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da regulamentação das medidas
destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de
escassez hídrica de que tratam a MP nº 1.078/2021 e o Decreto nº 10.939/2022.
11. Foram recebidas 140 contribuições, distribuídas entre os diversos aspectos que
compõem a regulamentação em análise. Os contribuintes apresentaram propostas, entre outros
itens, para (i) a estimativa do saldo da Conta Bandeiras em abril de 2022, (ii) estimativas para os
demais custos, (iii) alocação de custos, (iv) quesitos operacionais, (v) aspectos contábeis, e (vi)
quanto ao termo de aceitação. Das contribuições recebidas, 42, ou seja, 30%, foram aceitas ou
parcialmente aceitas, conforme análise das áreas técnicas.
Definição e delimitação dos custos a serem cobertos pelo empréstimo
12. Conforme exposto no Voto que encaminhou a abertura da CP nº 2/2022 e nos termos
do Decreto nº 10.939/2022, o cerne da regulamentação a ser efetuada é a contratação de
empréstimo para fazer frente a custos financeiros relacionados à escassez hídrica.
Art. 1º Fica autorizada a criação e a gestão da Conta Escassez Hídrica pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, 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, e os
diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002.
13. Também de acordo com o Decreto, tais custos são (i) a estimativa do saldo da Conta
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Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a competência de abril de 2022; (ii) as
despesas referentes ao Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia
Elétrica; (iii) a importação de energia referente às competências de julho e agosto de 2021; (iv) a
receita fixa referente às competências de maio a dezembro de 2022 do Procedimento Competitivo
Simplificado – PCS de 2021; e (v) os diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438,
de 26 de abril de 2002, além dos juros, os encargos, a constituição de garantias e os custos diretos
e indiretos a elas relacionados, inclusive os custos administrativos, financeiros e encargos tributários
suportados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.
14. O Decreto ainda alocou os custos em duas tranches, da seguinte forma:
Primeira Tranche:
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;
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);
Segunda Tranche:
v. Valor total ou parcial dos custos relativos à receita fixa referente às
competências de maio a dezembro de 2022 do Procedimento Competitivo
Simplificado – PCS de 2021.
15. Em linhas gerais, em atenção às diversas contribuições recebidas, para a delimitação
dos custos, a opção regulatória foi a de reduzir eventuais captações em excesso, visto que, embora
esteja prevista regra de ressarcimento de custos pelas distribuidoras, eventuais descolamentos
entre os custos efetivos e os repasses a cada distribuidora, não incluídos aqui os diferimentos,
poderiam resultar em subsídios entre as tarifas das diferentes áreas de concessão motivados pela
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regra de rateio indicada pelo Decreto nº 10.939/2022, de proporcionalidade ao mercado cativo.
Neste sentido, para haver a distribuição dos custos entre os consumidores de forma mais
homogênea, em linha, por exemplo, com as premissas adotas na operacionalização da Conta
Bandeiras, os custos a serem cobertos pelo Encargo Escassez Hídrica devem buscar convergência
com os custos efetivamente apurados.
16. Assim, o encaminhamento proposto observa a dualidade da motivação da política
pública proposta: por um lado, promove-se auxílio para aliviar a exposição financeira das
distribuidoras, permitindo o acesso antecipado de recursos em relação ao fluxo tarifário ordinário,
e, de outro lado, diminui-se o impacto aos consumidores no ano de 2022, diluindo o repasse dos
custos conjunturais da situação de escassez hídrica em um período mais longo.
17. A seguir, trata-se de cada um dos itens que compõem a operação de crédito.
Conta Bandeiras
18. Em que pesem as diversas contribuições que apresentaram teses diferentes para a
interpretação do Decreto nº 10.939/2022 quanto à estimativa do saldo da Conta Bandeiras em abril
de 2022, a posição das áreas técnicas, com a qual concordo, foi a de manter a metodologia
apresentada na abertura da CP nº 2/2022, que não merece reparos.
19. Assim sendo, passou-se à atualização das simulações apresentadas quando da
abertura da Consulta Pública, considerando a evolução das condições de operação do sistema desde
então e mantendo o cenário escolhido anteriormente, qual seja: limite máximo de geração
termelétrica de 10 GWmédios e CVU máximo de R$600/MWh, sem geração termelétrica adicional
nos subsistemas Nordeste e Norte.
20. Esse processo, que está bem descrito na Nota Técnica nº 22/2022, produz como
resultado para a melhor estimativa para o saldo da Conta Bandeiras em abril de 2022 um déficit
aproximado de R$ 0,5 bilhão.
Programa de Bônus
21. Os custos individuais das distribuidoras com o Programa foram inicialmente
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estimados a partir do valor global informado pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia
Elétrica – Abradee, considerado na proporção do consumo relativo ao mercado regulado (estimado
em 70% do consumo total) e rateado de acordo com a carga de cada distribuidora na CCEE (TRC). O
valor estimado para a proposta de abertura da Consulta Pública é de R$ 1,7 bilhões.
22. Em atendimento ao Ofício-Circular nº 01/2022-SGT/ANEEL, de 19 de janeiro de 2022,
as distribuidoras encaminharam informações sobre os custos incorridos com a concessão do bônus,
os quais já foram considerados na contabilização do ESS em janeiro de 2022, com valor de R$
2.244.195.103,23, bem como aqueles que irão compor a contabilização de fevereiro de 2022, no
valor R$ 168.971.174,66. Para fins de definição do teto da operação financeira, as áreas técnicas
consideraram que a soma destes valores, R$ 2.413.166.277,89, representa de forma robusta o total
de custos a serem suportados pelas distribuidoras por meio do ESS. Dessa forma, esse é o valor que
proponho como limite máximo para tal rubrica da operação financeira.
23. No que se refere a definição da parcela dos custos a serem suportados pelas
distribuidoras, bem como para identificar o teto individual, o valor total do bônus alocado para o
ESS foi rateado observando a carga utilizada pela CCEE para a contabilização de janeiro/22,
totalizando R$ 1.676.195.223,12 que equivalem a uma responsabilidade de 69,5% do custo total
informado.
24. Por fim, no entendimento das áreas técnicas, eventual valor residual que possa ser
inserido em contabilizações futuras, ou mesmo o deslocamento do rateio nas contabilizações de
fevereiro/22 ou posteriores, não teriam impacto para a saúde financeira das distribuidoras ou
mesmo representariam impacto tarifário relevante para 2022.
Importação de energia
25. 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. Na sequência, na 1ª Reunião da CREG, de 1º de julho de 2021, o ONS
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apresentou as estratégias operativas ora em curso para enfrentamento da situação, visando a
manutenção da governabilidade do Sistema Interligado Nacional.
26. Quando da abertura da CP nº 2/2022, 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.
27. Com relação às contribuições apresentadas, destaca-se que não houve qualquer
alteração no tratamento e nos valores apresentados na abertura da Consulta Pública. Cumpre
registrar que o valor aqui considerado não corresponde ao custo total destas importações, mas sim
ao custo alocado às distribuidoras conforme rateio nas contabilizações mensais apuradas pela CCEE,
onde foram observadas a proporção da carga dos agentes CCEE, seja no mercado cativo ou livre.
Procedimento Competitivo Simplificado – PCS
28. Em 25 de outubro de 2021 foi realizado o 1º Procedimento Competitivo Simplificado,
no qual foram contratados 775,8 MWmédios, que serão ofertados ao mercado a partir de maio de
2022.
29. Conforme Decreto nº 10.939/2022, a consideração do PCS na contratação das
operações financeiras em debate permite a cobertura total ou parcial dos custos relativos à receita
fixa referente aos meses de maio a dezembro de 2022. Assim, com base no resultado do Leilão,
identificou-se o valor total anual da ordem de R$ 11,7 bilhões previstos para o pagamento da receita
fixa das usinas contratadas no regime de disponibilidade. Considerando ainda o montante referente
ao mercado cativo e a limitação temporal de 8 meses a serem considerados na operação financeira,
estimou-se o limite máximo de R$ 5,2 bilhões para essa rubrica.
30. Na abertura da Consulta Pública, a inclusão da previsão de despesas com o PCS se fez
necessária para a definição do limite total de captação da operação financeira. Na ocasião, o Voto
que conduziu a deliberação do Colegiado registrou que, considerando que o Decreto nº
10.939/2022, em seu art. 1º, § 3º, estabelece que os montantes referentes ao PCS podem ser objeto
de operações financeiras suplementares, a serem contratadas até maio de 2022, não se deveria
tomar, naquele momento, a decisão por tal contratação, sendo prudente que para tal a ANEEL
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utilize o período permitido pelo Decreto, durante o qual será possível avaliar a evolução da operação
do sistema e de seus custos.
31. Confirma-se essa proposta para o fechamento da Consulta Pública, optando-se por
manter apenas a informação da previsão global dessa rubrica, ressaltando-se o encaminhamento
de que a contratação da operação financeira para fazer frente às despesas com o PCS podem ser
objeto de eventual deliberação da Agência até maio de 2022, preferencialmente incluindo
atualizações sobre eventual frustração na implantação e operação dos empreendimentos e reflexão
sobre a necessidade efetiva dessa captação para fins de auxílio a saúde financeira das distribuidoras
e suas repercussões quanto aos impactos tarifários em 2022.
Diferimentos e ressarcimentos aos consumidores
32. A Medida Provisória nº 1.078/2021 abarcou os diferimentos aplicados nos processos
tarifários:
Art. 1º A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, passa a vigorar com as seguintes alterações:
Art. 13.
"[...]
XVII - prover recursos, arrecadados exclusivamente por meio de encargo tarifário, para a
amortização de operações financeiras vinculadas a medidas de enfrentamento aos impactos
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica e dos diferimentos
aplicados no processo tarifário anterior à liberação dos recursos da operação financeira,
conforme definido em regulamento." (destaques acrescentados)
33. De acordo com o Decreto nº 10.939/2022, tem-se que:
Art. 1º Fica autorizada a criação e a gestão da Conta Escassez Hídrica pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, 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, e os
diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002."
(destaques acrescentados)
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34. Assim, resta claro que o texto possibilitou a inclusão dos diferimentos tarifários
realizados em 2021 e os possíveis diferimentos a serem realizados em 2022 até a liberação dos
recursos.
35. Assim, com base no cronograma estimado para a conclusão do processo e do
cronograma de reajustes e revisões tarifárias, depreende-se que a data limite se refere aos
processos tarifários até 8 de abril de 2022. As concessionárias passíveis de diferimentos em 2022
são: Enel RJ, Light, CPFL Santa Cruz, CPFL Paulista, EMT e EMS.
36. Quanto aos tetos da operação para essa rubrica, tem-se já conhecidos os valores de
2021, que foram atualizados pela SELIC ou IPCA, de acordo com o valor, se Parcela A ou Parcela B,
respectivamente. Os valores finais constam da tabela a seguir:
Data do processo

Empresa Parcela A Parcela B Total
tarifário

| CPFL Santa Cruz | 22/03/2021 | 47.059.416,76 | 49.730.626,84 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| EMT | 22/04/2021 | - | 200.000.000,00 | 218.684.560,73 |
| CPFL Paulista | 22/04/2021 | - | 214.909.375,09 | 234.986.811,44 |
| EMS. | 22/04/2021 | 7.400.000,00 | 40.350.000,00 | 51.923.959,64 |
| ENEL CE | 22/04/2021 | - | 53.000.000,00 | 57.951.408,59 |
| ESE | 22/04/2021 | 13.302.588,20 | 44.673.531,70 | 62.876.524,19 |
| CEAL | 03/05/2021 | 200.003.615,00 | - | 210.494.801,56 |
| UHENPAL | 22/07/2021 | - | 1.650.000,00 | 1.774.361,89 |
| RGE | 19/06/2021 | 171.600.000,00 | - | 180.114.378,90 |
| ENEL SP | 04/07/2021 | - | 280.000.000,00 | 301.103.835,83 |
| ESS | 12/07/2021 | 19.409.592,79 | - | 20.310.139,72 |
| EFLJC | 29/08/2021 | 100.000,00 | - | 104.268,90 |
| EFLUL | 29/08/2021 | 700.000,00 | - | 729.882,32 |
| CEA | 13/12/2021 | 169.000.000,00 | - | 173.856.202,82 |
| EQUATORIAL PI | 02/12/2021 | 75.920.628,38 | - | 77.646.611,37 |
| ENERGISA ACRE | 13/12/2021 | 44.600.000,00 | - | 45.613.938,41 |
| Total | 749.095.841,13 | 834.582.906,79 | 1.687.902.313,18 |  |

37. Para os diferimentos em 2022, vale ressaltar que o teto da operação não implica
necessariamente que seja utilizado no processo tarifário, momento em que será feita uma análise
completa da necessidade e conveniência de sua utilização. No entanto, para efeito de estimativa do
teto, considerou-se as previsões realizadas internamente acerca dos processos tarifários.
38. Observando-se apenas o conjunto de processos tarifários a serem realizados até 8 de
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abril, buscou-se distribuir uma quantidade de recurso limitada à diferença entre os valores de
abertura e fechamento da CP nº 2/2022 para o saldo da Conta Bandeiras em abril, de 2022, de modo
a não exceder o limite máximo total estabelecido para a primeira tranche do empréstimo na
abertura da Consulta. Essa limitação é relevante pois foi utilizada nas tratativas com as entidades
financeiras a respeito dos custos da operação. Buscou-se também que a média percentual de
diferimentos para 2022 seja igual ou menor a dos diferimentos realizados em 2021.
39. Para isso, obteve-se como parâmetros um efeito médio, em 2022, em torno de 18%,
limitando-se o diferimento máximo por concessionária a 8%. Neste cenário, tem-se uma
necessidade de recursos adicionais de R$ 645 milhões.
40. A Tabela abaixo apresenta os diferimentos nos processos tarifários das distribuidoras
de energia elétrica em 2021 e as estimativas para 2022, bem como os impactos tarifários estimados,
com as informações disponíveis até o momento. É importante destacar que a redução tarifária
média em 2022 decorrente dos diferimentos está estimada em 2,69%, patamar inferior à média das
reduções tarifárias obtidas por meio de diferimentos nos processos de 2021.

| Redução tarifária em 2022 | Volume de recurso de | Impacto médio ao consumidor nos |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Empresa | decorrente dos | diferimento na Conta Escassez | próximos 5 anos decorrente dos |
| diferimentos | (R$) | diferimentos (%) |  |
| ENEL RJ | -1,70% | 110.511.110,81 | 0,48% |
| LIGHT | -1,37% | 170.408.736,62 | 0,39% |
| CPFL STA CRUZ | -3,72% | 49.730.626,84 | 1,05% |
| EMT | -8,00% | 492.122.447,96 | 2,26% |
| CPFL PAULISTA | -1,78% | 234.986.811,44 | 0,50% |
| EMS | -4,14% | 143.516.604,82 | 1,17% |
| ENEL CE | -0,93% | 57.951.408,59 | 0,26% |
| ESE | -4,30% | 62.876.524,19 | 1,21% |
| CEAL | -9,75% | 210.494.801,56 | 2,75% |
| UHENPAL | -3,91% | 1.774.361,89 | 1,10% |
| RGE | -1,95% | 180.114.378,90 | 0,55% |
| ENEL SP | -1,61% | 301.103.835,83 | 0,45% |
| ESS | -1,05% | 20.310.139,72 | 0,30% |
| EFLJC | -0,92% | 104.268,90 | 0,26% |
| EFLUL | -2,23% | 729.882,32 | 0,63% |
| CEA | -24,32% | 173.856.202,82 | 6,87% |
| EQUATORIAL PI | -3,18% | 77.646.611,37 | 0,90% |

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EAC -7,01% 45.613.938,41 1,98%
TOTAL -2,69% 2.333.852.693,02 0,76%
41. Diferentemente do que ocorre para os demais itens de custo, para os diferimentos o
Decreto nº 10.939/2022 é explícito ao indicar que cabe à ANEEL avaliar os benefícios para os
consumidores de energia elétrica, a segurança jurídica e a sustentabilidade das concessionárias e
permissionárias de distribuição de energia elétrica:
Art. 7º No que tange aos diferimentos referidos no art. 1º, a Aneel deverá definir em
regulamento a alocação do custo das operações financeiras, incluídos os custos
administrativos e financeiros e os encargos tributários suportados pela CCEE, e considerará
os benefícios para os consumidores de energia elétrica, a segurança jurídica e a
sustentabilidade das concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica.
42. Alterando-se o racional proposto na abertura da CP nº 2/2022, entende-se o real
dilema que se coloca para os consumidores das concessionárias afetadas é financiar o diferimento
ou arcar com todo o aumento de tarifa em 2022.
43. Para o conjunto de concessionárias da tabela anterior tem-se um efeito médio
estimado de reajustes/revisões de aproximadamente 20,50% em 2022. A consideração dos
diferimentos na operação de crédito atenua os efeitos em aproximadamente 2,69%. Contudo, o
pagamento desses valores, via empréstimo, elevará a tarifa em torno de 0,76% a partir dos
processos de 2023, permanecendo nesse patamar pelos próximos cinco anos.
44. Com reação à alocação dos custos da operação financeira, no que se refere aos
diferimentos, tendo em vista o dilema enfrentado prelo consumidor, proponho a adoção do mesmo
critério aplicado na Conta Covid, regulamentado pela Resolução Normativa nº 952/2021, em que os
custos efetivos deverão ser ressarcidos pela concessionária ou permissionária de distribuição ao
consumidor, entre a data de captação do empréstimo e a efetiva reversão dos recursos financeiros
nos processos tarifários. A partir da reversão, os custos são suportados pelo consumidor.
45. Por fim, o ressarcimento desses custos efetivos, por meio das tarifas, se dará nos
processos tarifários ordinários ocorridos a partir de 2023.
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Limites de captação
46. Tendo em vista o exposto nas seções anteriores, o quadro a seguir reúne os limites
de captação para cada uma das rubricas que compõem a operação de crédito.

| RUBRICA | Referência Decreto nº 10.939/2022 | VALOR (R$) |
| --- | --- | --- |
| SALDO BANDEIRA ABR/22 | Art. 1º, § 1º, inciso I | 543.592.524,00 |
| IMPORTAÇÃO JUL-AGO/21 | Art. 1º, § 1º, inciso I | 786.121.090,36 |
| BÔNUS-RED.VOLUNT | Art. 1º, § 1º, inciso II | 1.676.195.223,12 |
| DIFERIMENTOS | Art. 1º, caput | 2.333.852.693,02 |

TOTAL 1ª TRANCHE 5.339.761.530,51
Outros aspectos da regulamentação proposta
47. Tendo sido detalhados acima os itens que geraram as principais discussões no
processo de Consulta Pública e estando a análise de todos os demais itens bastante detalhada na
Nota Técnica nº 22/2022, destaco apenas que acompanho a proposta das Superintendências para
(i) o tratamento dos aspectos contábeis da Conta Escassez Hídrica, (ii) regulamentação dos quesitos
operacionais, (iii) termo de aceitação e (iv) alterações complementares em regulamentos
existentes.
III – DIREITO
48. Esta fundamentação encontra amparo nos seguintes dispositivos legais e normativos:
Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1995; Lei nº 9.427,
de 26 de dezembro de 1996; Lei nº 10.848, de 4 de março de 2004; Decreto nº 5.163, de 30 de julho
de 2004; Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010; Lei nº 12.783, de 11 de janeiro
de 2013; Resolução Normativa nº 791, de 14 de novembro de 2017; Lei nº 13.848 de 25 de junho
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de 2019; Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; Decreto nº 10.350, 18 de maio de 2020;
Cláusulas econômicas dos contratos de concessão e de permissão do serviço público de distribuição
de energia elétrica; Medida Provisória nº 1.078, de 13 de dezembro de 2021; e Decreto nº 10.939,
de 13 de janeiro de 2022.
IV – DISPOSITIVO
49. Com apoio nessa fundamentação e no que consta no Processo nº
48500.006312/2021-55, voto pela aprovação da minuta de resolução normativa em anexo, que
dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações financeiras, a utilização do encargo tarifário da
CDE para estes fins e os procedimentos correspondentes.
Brasília, 15 de março de 2022.
(Assinatura digital)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor
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