REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3033/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2022, as Tarifas de Energia – TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD referentes à Equatorial Alagoas Distribuidora Energia S.A – Equatorial Alagoas.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-04-29
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004951/2021-86
INTERESSADOS: Equatorial Alagoas - Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A.
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Equatorial Alagoas - Equatorial Alagoas
Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 3 de maio de 2022.
I. RELATÓRIO
A Equatorial Alagoas é concessionária do serviço público de distribuição de energia
elétrica e atende cerca de 1,2 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia
elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 2,2 bilhões.
2. Em 27 de abril de 2021, foi aprovado o reajuste tarifário anual da Equatorial
Alagoas, conforme Resolução Homologatória (REH) nº 2.862/2021, onde as tarifas foram, em
média, reajustadas em 8,62%.
3. Em 8 de novembro de 2021, na 44ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, o processo
foi distribuído a minha relatoria.
4. Em 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória nº 1.078, regulamentada pelo
Decreto nº 10.939, de 13 de janeiro de 2022, autorizou a contratação de operação financeira
para fazer face aos impactos financeiros no setor elétrico, 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.
5. Em 15 de março de 2022, na 8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2022,
foi aprovada a Resolução Normativa nº 1.008/20221, que dispõe sobre a conta escassez hídrica,
as operações financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE, após análise das contribuições recebidas na Consulta Pública nº 2/2022, aberta
em 3 de fevereiro de 2022.
1 Com base na Nota Técnica nº 22/2022–SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL.

6. Em 14 de abril de 2022, por meio da Correspondência C.E-REG-EQTL AL nº
017/20222, a concessionária, propôs a antecipação da reversão de recursos a serem recebidos
da Conta Escassez Hídrica, bem como os créditos não utilizados pela Light em seu processo
tarifário, com intuito de contribuir para a mitigação dos impactos tarifários, decorrentes
principalmente da condição hidrológica adversa no segundo semestre de 2021. A empresa
esclareceu que não possui créditos de PIS/COFINS, cobrados sobre o ICMS nas contas de energia,
habilitados, em função da decisão judicial ainda em discussão3.
7. Em 19 de abril de 2022, na 3ª Reunião Pública Extraordinária, a Diretoria decidiu
pela realocação dos recursos da conta escassez hídrica, no valor de R$ 48.955.559,54 para a
Equatorial Alagoas.
8. Diante desse fato, a Concessionária 4 solicitou que esse montante fosse
incorporado ao Reajuste Tarifário Anual de 2022 no passivo financeiro adicional "Conta Escassez
hídrica – Diferimento de Energia". Adicionalmente, a empresa solicitou o diferimento de R$ 93
milhões, a ser reconhecido como passivo financeiro "Diferimento Rede Básica" para mitigar o
efeito ao consumidor.
9. Em 20 de abril de 2022, a SGT encaminhou, por meio eletrônico, ao Conselho de
Consumidores da Equatorial Alagoas as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução
Normativa nº 652, de 17 de março de 2015.
10. Em 20 de abril de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, por meio da
59/2022-SGT/ANEEL5,
Nota Técnica nº consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de
2022 da Concessionária.
II. FUNDAMENTAÇÃO
11. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da Equatorial Alagoas conduz a um efeito médio
nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 19,88%, sendo de 19,24%, em média, para os
consumidores conectados na Alta Tensão e de 20,13%, em média, para os consumidores
conectados na Baixa Tensão.
2 SicNet nº 48513.011338/2022-00
3 "Assim, prosperando Ação Rescisória ajuizada pela União, além da alteração do valor do crédito total de PIS/COFINS, de R$298
mi para R$121 milhões em razão da limitação de período, chama-se atenção para o fato da Concessionário já ter devolvido aos
consumidores, por meio do reajuste tarifário de 2021, o montante de R$146 milhões, ou seja, R$25 milhões a maior. Portanto,
não há qualquer compensação a ser realizada em 2022."
4 C.E – REG – EQTL AL nº 019/2022, de 19/4/2022.
5 Documento SIC nº 48581.001338/2022-00.

Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 19,24%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 20,13%
Efeito Médio AT+BT 19,88%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
12. O efeito médio de 19,88% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A
e B, contribuindo para o efeito médio em 8,22% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros
apurados no atual reajuste, levando a uma variação de 0,07%; e (iii) da retirada dos componentes
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de
11,59%, conforme apresentado no Gráfico 1. O efeito médio a ser percebido por cada
consumidor depende do grupo e da modalidade tarifária a qual pertence.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
19,88%
11,59%
4,33%
2,94% 3,46%
0,13% 0,07%
-2,64%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
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
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 1.479.233.550 | 1.583.991.232 | 7,1% | 4,76% | 66,5% |
| Encargos Setoriais | 298.644.500 | 363.477.247 | 21,7% | 2,94% | 15,3% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.499.395 | 2.769.548 | 10,8% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 75.856.954 | 112.069.674 | 47,7% | 1,64% | 4,7% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 57.852.448 | 45.046.099 | -22,1% | -0,58% | 1,9% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 72.992.519 | 84.968.733 | 16,4% | 0,54% | 3,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 39.669.149 | 48.621.618 | 22,6% | 0,41% | 2,0% |
| PROINFA | 32.126.758 | 48.847.256 | 52,0% | 0,76% | 2,0% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 17.647.276 | 21.154.320 | 19,9% | 0,16% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 311.656.814 | 253.454.044 | -18,7% | -2,64% | 10,6% |
| Rede Básica | 263.933.895 | 198.072.283 | -25,0% | -2,99% | 8,3% |
| Rede Básica Fronteira | 30.206.026 | 38.770.012 | 28,4% | 0,39% | 1,6% |
| Conexão | 12.235.173 | 10.859.346 | -11,2% | -0,06% | 0,5% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 5.281.720 | 5.752.402 | 8,9% | 0,02% | 0,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 840.788.855 | 936.059.006 | 11,3% | 4,33% | 39,3% |
| Receitas Irrecuperáveis | 28.143.382 | 31.000.935 | 10% | 0,13% | 1,3% |
| PARCELA B | 722.753.400 | 799.023.844 | 10,6% | 3,46% | 33,5% |
| IRT | 2.201.986.950 | 2.383.015.075 | 8,2% | 8,22% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 1.494.543 | 0,07% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 79.539.366 | 3,61% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 12.490.026 | 0,57% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 127.599.802 | 5,79% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 1.001.171 | 0,05% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.321.910 | 0,06% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (22.439.811) | -1,02% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.598.743) | -0,07% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 6.518.294 | 0,30% |  |  |  |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 152.422 | 0,01% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (50.047.245) | -2,27% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.997.501 | 0,09% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 48.922.471 | 2,22% |  |  |  |
| Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE | 36.308.336 | 1,65% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | (343.536) | -0,02% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (62.407.337) | -2,83% |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (3.165.812) | -0,14% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circu | (512.492) | -0,02% |  |  |  |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | 58.550.591 | 2,66% |  |  |  |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS - EER | (78.167.648) | -3,55% |  |  |  |
| Neutralidade Crédito de PIS/COFINS | 2.980.471 | 0,14% |  |  |  |
| Reversão Diferimento Rede Básica | 223.920.865 | 10,17% |  |  |  |
| Empréstimo Escassez Hídrica | (239.170.500) | -10,86% |  |  |  |
| Conta Escassez - Diferimento de Energia | (48.955.560) | -2,22% |  |  |  |
| Diferimento Rede Básica | (93.000.000) | -4,22% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 11,59%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 19,88%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
14. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 66,5% dos
custos da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 4,76 pontos percentuais
na composição do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais
representativos.
15. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de
2,94%. A CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 1,64%. Também
contribuíram com esse aumento os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) e o Encargo de Energia
de Reserva (EER), com impacto de 0,41%. Adicionalmente, o aumento do encargo de Programa

de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA representou um impacto de
0,76%.
16. Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de -2,64%. 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 nº 2.895 e nº 2.896, respectivamente, ambas de 13 de julho de
2021, alteradas pela REH nº 2.959, de 5 de outubro de 2021.
17. Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 4,33%.
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos de Compra
no Ambiente Regulado - CCEAR com impacto de 2,92%.
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
4,33%
2,33%
0,59% 0,55%
0,43% 0,41%
0,02%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Belo Monte Cotas Angra I/II Cotas Lei nº Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. 12.783/2013
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
18. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 33,5% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,46% do total do
efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
19. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre maio
de 2021 e abril de 2022 do IPCA, de 11,96%, subtraída do Fator X, de 1,29%, o que totaliza
10,67%, além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos
(ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD).
20. No cálculo do Fator X de 1,29%, foram considerados os componentes T e PD em
0,00%, definidos no Contrato de Concessão nº 002/2019, enquanto o componente Q na
atualização da Parcela B foi de 1,29%.

21. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora (sem6 e com tributos 7), 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.
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Custo de
Encargos
Transporte
Setoriais
Receitas
10,6% 15,3%
Irrecuperáveis
1,3%
Custo de
Energia
39,3%
Custo de
Distribuição
33,5%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Encargos
Custo de Receitas

Transmissão Setoriais; Irrecuperáveis
10,6%
; 7,4% ; 0,9%
ICMS;
23,2%
Custo de
Energia;
27,4% Tributos;
30,4%
PIS/COFINS;
7,1%
Custo de
Distribuição;
23,3%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
6 No Gráfico 3, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela concessionária aos destinatários.
7 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,2% para o ICMS e de 7,1% para o PIS/COFINS incidentes sobre a
fatura (total de 30,4% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que
representa a majoração de 43,6% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

22. Quanto aos componentes financeiros8 a serem recuperados no próximo período
tarifário, esses contribuíram com o efeito em 0,07% no atual reajuste da Equatorial Alagoas,
conforme indicado na Tabela 3.
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 79.539.366 | 3,6% |
| CVA em processamento - Transporte | 12.490.026 | 0,6% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 127.599.802 | 5,8% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 1.001.171 | 0,0% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 1.321.910 | 0,1% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (22.439.811) | -1,0% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.598.743) | -0,1% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 6.518.294 | 0,3% |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 152.422 | 0,0% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (50.047.245) | -2,3% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.997.501 | 0,1% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 48.922.471 | 2,2% |
| Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE | 36.308.336 | 1,6% |
| Ajuste CUSD | (343.536) | 0,0% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (62.407.337) | -2,8% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (3.165.812) | -0,1% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | (512.492) | 0,0% |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | 58.550.591 | 2,7% |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS - EER | (78.167.648) | -3,5% |
| Neutralidade Crédito de PIS/COFINS | 2.980.471 | 0,1% |
| Reversão Diferimento Rede Básica | 223.920.865 | 10,2% |
| Empréstimo Escassez Hídrica | (239.170.500) | -10,9% |
| Conta Escassez - Diferimento de Energia | (48.955.560) | -2,2% |
| Diferimento Rede Básica | (93.000.000) | -4,2% |
| Total | 1.494.543 | 0,07% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
23. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos
Setoriais, com 5,8%, referente ao custo de ESS por Segurança Energética decorrente do despacho
de geração térmica fora da ordem de mérito ao longo de 2021.
24. Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste
de 3,6%, sendo que os itens mais significativos foram: (i) as exposições ao MCP relacionadas à
insuficiência de geração hidrelétrica (risco hidrológico) dos CCGF e dos CCEAR-Q repactuados; e
(ii) custos dos CCEAR por disponibilidade decorrente do cenário de CMO elevado em alguns
meses de 2021.
8 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 ano.

25. Outro impacto importante foi a reversão do diferimento de Rede Básica
considerado no processo tarifário anterior. Valor este que atualizado monetariamente pelo IPCA,
totalizou R$ 223.920.864,59, a preços de abril de 2022, que resultou em um aumento tarifário
de 10,2%.
26. 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.
27. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão
relacionados abaixo e cujos detalhes constam da Nota Técnica nº 59/2022-SGT/ANEEL.
a) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
28. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante
a Resolução nº 3/202119, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh,
com aplicação de setembro/21 a abril/22.
29. 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. Destaca-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.
31. Esse componente financeiro relativo ao atual RTA alcançou o valor de cerca de R$
19 milhões, com impacto de -0,89% no efeito médio do reajuste.
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
32. Conforme Resolução Normativa nº 1.008/2022, nos processos tarifários
homologados entre a publicação desta REN 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.
33. 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
9 Disponível em: https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg/resolucao-no-3-de31-de-agosto-de-2021-resolucao-no-3-de-31-de-agosto-de-2021-dou-imprensa-nacional.pdf/view

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).
34. O Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica
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, mediante a concessão de bônus
em fatura em contrapartida da redução média verificada do consumo de energia elétrica.
35. Diante do estabelecido no Inciso I do § 1º do art. 1º do Decreto nº 10.939/2022,
as despesas referentes ao Programa poderão ser cobertas com recursos da Conta de Escassez
Hídrica. Já o art. 9º da Resolução CREG nº 2/2021 estabeleceu que deve ser mantido o equilíbrio
econômico-financeiro 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.
36. 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.
37. 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.
38. 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.
39. Por fim, tanto a Medida Provisória nº 1.078/2021 como o Decreto nº 10.939/2022
possibilitaram a inclusão dos diferimentos tarifários aplicados no processo tarifário anterior à
liberação dos recursos da operação financeira.
10

40. A concessionária encaminhou propostas relacionadas ao financiamento da
Conta Escassez Hídrica, com Parcela de custos associados: (i) ao Programa de Incentivo à Redução
Voluntária do Consumo de Energia Elétrica, no valor de R$ 20.476.639,84, resultante da
contabilização da competência de janeiro de 2022 da CCEE; (ii) à importação de energia em
decisão homologada pela CREG, referente às competências de julho e agosto de 2021, no valor
10 Por meio da Carta C.E-REG-AEQTL AL nº 017/2022.

de RS 8.199.058,37; e (iii) ao diferimento dO Reajuste Tarifário Anual de 2021 (RTA/2021), de que
trata o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, no valor de R$ 210.494.801,56. O impacto do
empréstimo no atual processo tarifário foi de -10,86%.
41. Após a aprovação pela diretoria da ANEEL na 3ª RPE de recurso adicional, a
Concessionária solicitou, por meio da Carta nº C.E-REG-AEQTL AL nº 019/2022, o valor adicional
de R$ 48.955.560,54, que proporcionou uma redução de 2,22%.
c) Diferimento Rede Básica
42. Adicionalmente, a Concessionária solicitou o diferimento dos custos de Rede
Básica, no valor de R$ 93 milhões, para mitigar o efeito ao consumidor. Esse diferimento
proporcionou uma redução de 4,22%. Tal valor será revertido à distribuidora no processo
tarifário subsequente, devidamente atualizado pela SELIC.
Efeito das Bandeiras Tarifárias
43. Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos
adicionais das bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no
período contribuiu para que a tarifa da Equatorial Alagoas não sofresse aumento adicional médio
de 12,73%.
44. Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (103,16%) e as variações do IGP-M (137,45%) e do IPCA
(82,21%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

B1 - Residencial
IGPM
750,49
IPCA
626,11
583,31
550,90
516,16 535,25
439,11 433,43 428,04
397,87 414,02
369,41
302,93 306,74
Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Reajuste Reajuste COVID Reajuste Reajuste
2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial11
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
45. A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de maio/2022 a abril/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 maio/2021 a abril/2022.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 432.323 | 3.178.422 | 3.610.744 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 2.293 | 655.500 | 657.792 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (11.443) | 347.268 | 335.825 |
| Subsídio Rural | 2.684 | 310.111 | 312.795 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (189.817) | 1.529.088 | 1.339.272 |
| Total | 236.040 | 6.020.389 | 6.256.429 |

IV. DIREITO
46. 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 vi) e
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 002/2019-ANEEL.
11 Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

V. DISPOSITIVO
47. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004951/202186, 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, a vigorar a partir de 3 de maio de 2022, que conduz ao efeito médio
a ser percebido pelos consumidores de 19,88%, sendo 19,24% para os
consumidores em alta tensão e 20,13% 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 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 Equatorial Alagoas, de modo a custear os descontos retirados
da estrutura tarifária.
Brasília, 26 de abril de 2022.
(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor