REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3157/2022
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 Rondônia Distribuidora de Energia S.A - Energisa RO.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-12-14
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004955/2021-64
INTERESSADOS: Energisa Rondônia - Distribuidora de Energia S.A - ERO
RELATOR: Diretor Ricardo Lavorato Tili
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Energia Rondônia Distribuidora de Energia S.A – Energisa
Rondônia, a vigorar a partir de 13 de dezembro de 2022.
I. RELATÓRIO
A Energisa Rondônia - Distribuidora de Energia S.A - ERO é concessionária1 do serviço
público de distribuição de energia elétrica sediada na cidade de Porto Velho - RO e atende
aproximadamente 686 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa
atualmente faturamento anual na ordem de R$ 1,9 bilhão.
2. Em 07 de dezembro de 2021, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual da Energisa Rondônia,
conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.990/2021, quando as tarifas foram, em média, reajustadas
em 6,93%.
3. O Memorando nº 175/2022-SRM/ANEEL, de 17 de novembro de 2022, informou os valores
de repasse para os contratos bilaterais de compra de energia do portfólio da concessionária.
4. Em 22 de novembro de 2022, a SGT recebeu o Memorando nº 340/2022-SFF/ANEEL, com
os valores das receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos e das Outras Receitas,
além da validação dos pagamentos de itens da Parcela A e Garantias Financeiras.
5. Em 12 de dezembro de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da
Nota Técnica nº 233/2022-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2022.
6. Em 07 de dezembro de 2022, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores a planilha
final de cálculo do reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17
de março de 2015, reencaminhando a versão final em 12 de dezembro.
7. É o Relatório.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 4 /2018-ANEEL.

II. FUNDAMENTAÇÃO
8. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da Energisa Rondônia - ERO, a vigorar a partir de
13 de dezembro de 2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 22,01%, sendo
24,66%, em média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 21,31%, 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) 24,66%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 21,31%
Efeito Médio AT+BT 22,01%
9. O efeito médio de 22,01% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 13,88%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a um efeito de -2,88%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 11,01%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
22,01%
11,01%
5,86%
2,57% 2,61%
1,97%
0,88%
-2,88%

Encargos Transporte Energia Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
10. 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 Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 1.163.283.364 | 1.163.301.476 | 1.377.328.454 | 18,4% | 11,27% | 63,7% |
| Encargos Setoriais | 265.176.719 | 265.180.848 | 313.936.852 | 18,4% | 2,57% | 14,5% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.532.717 | 2.532.756 | 2.744.279 | 8,4% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 72.977.596 | 72.978.732 | 112.785.262 | 54,5% | 2,10% | 5,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 59.816.461 | 59.817.392 | 57.284.733 | -4,2% | -0,13% | 2,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 57.896.120,8 | 57.897.022 | 55.120.807 | -4,8% | -0,15% | 2,5% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | - | (50.828.824) | 0,0% | -2,68% | -2,4% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 26.207.127 | 26.207.535 | 73.212.586 | 179,4% | 2,48% | 3,4% |
| PROINFA | 30.475.690 | 30.476.165 | 44.668.402 | 46,6% | 0,75% | 2,1% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 15.271.008 | 15.271.245 | 18.949.607 | 24,1% | 0,19% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 94.129.843 | 94.131.309 | 131.503.155 | 39,7% | 1,97% | 6,1% |
| Rede Básica | 49.587.912 | 49.588.684 | 72.791.139 | 46,8% | 1,22% | 3,4% |
| Rede Básica Fronteira | 31.288.667 | 31.289.155 | 43.590.859 | 39,3% | 0,65% | 2,0% |
| Rede Básica ONS (A2) | 238.176 | 238.180 | 253.798 | 6,6% | 0,00% | 0,0% |
| Rede Básica Export. (A2) | 9.357.052 | 9.357.198 | 9.966.329 | 6,5% | 0,03% | 0,5% |
| Conexão | 3.658.036 | 3.658.092 | 4.901.029 | 34,0% | 0,07% | 0,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 786.996.772 | 787.009.026 | 898.181.692 | 14,1% | 5,86% | 41,5% |
| Receitas Irrecuperáveis | 16.980.030 | 16.980.294 3370675487% | 99% | 0,88% | 1,6% |  |
| PARCELA B | 735.156.976 | 735.156.976 | 784.665.476 | 6,7% | 2,61% | 36,3% |
| IRT | 1.898.440.340 | 1.898.458.452 | 2.161.993.930 | 13,9% | 13,88% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (54.614.097) | -2,88% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | (72.911.813) | -3,84% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 21.353.552 | 1,12% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 125.881.196 | 6,63% |  |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (8.565.629) | -0,45% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 14.233.291 | 0,75% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 640.560 | 0,03% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (10.048.988) | -0,53% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (1.366.351) | -0,07% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 3.993.704 | 0,21% |  |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 13.823.679 | 0,73% |  |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 227.703 | 0,01% |  |  |  |  |
| Previsão do Risco Hidrológico | 57.457.958 | 3,03% |  |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (56.643.074) | -2,98% |  |  |  |  |
| Crédito de PIS/COFINS | (149.952.174) | -7,90% |  |  |  |  |
| Empr. Escassez Hídrica - Importação julho- agosto/2021 - Energia | (9.834.195) | -0,52% |  |  |  |  |
| Empr. Escassez Hídrica - Importação julho- agosto/2021 - Bônus redução | (17.636.044) | -0,93% |  |  |  |  |
| Financeiro residual de encargo ONS | 8.336,39 | 0,00% |  |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | - 19.924.897,20 | -1,05% |  |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | - | 500.596,66 | -0,03% |  |  |  |
| Ajuste Ofício 8 - Migração Consumidores REN 376 e 414 | - | 815.427,97 | -0,04% |  |  |  |
| Reversão Bandeira Escassez Hídrica - Energia | 17.667.429,37 | 0,93% |  |  |  |  |
| Reversão Bandeira Escassez Hídrica - ESS | 38.297.684,43 | 2,02% |  |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 11,01%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 22,01%
11. Os custos da Parcela A representam 63,7% dos custos da concessionária, sendo
responsável pelo aumento de 11,27% na composição do índice de reajuste tarifário. Destacam-se, a
seguir, os itens mais representativos.
12. Os encargos setoriais impactaram o efeito médio em 2,57%, destacando-se: a CDE Uso,
cujo efeito foi de 2,10% e o ESS, com efeito de 2,48%, não obstante a redução da CDE Modicidade
Eletrobrás, de 2,68%.
13. Os custos de transporte contribuíram para um efeito médio de 1,97%, decorrente
principalmente da atualização dos custos relacionados às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às Tarifas de
Uso do Sistema de Transmissão (TUST) aprovadas por meio das Resoluções Homologatórias 3.067 e 3.066,

ambas de 12 de julho de 2022.
14. Já os custos de aquisição de energia representaram um efeito médio em 5,86%, decorrente
do aumento das cotas – Lei nº 12.783/2013; associado à redução dos respectivos montantes, em função
do processo de descotização iniciado com a capitalização da Eletrobras, dos montantes e custo médio
associados aos CCEAR de energia nova e alternativa, modalidade disponibilidade, e Angra , além dos
contratos bilaterais, que sofreu aumento do preço do ACRmédio.
5,86%
2,40%
1,67%
0,85%
0,60%
0,45%
0,22%
0,01% 0,03%
-0,37%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Bilateral Proinfa
Existente Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013
15. A Parcela B representou 36,3% dos custos da concessionária, impactando 2,61% o efeito
médio a ser percebido pelos consumidores. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação
acumulada do IPCA no período de referência (de 5,90%), subtraída do Fator X (de -0,99%), o que totaliza
6,89%.
16. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia elétrica que se destina aos
custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais,
demonstrando a participação de cada segmento na composição da receita da Distribuidora (sem2 e com
tributos3).
2 Destaca-se a participação dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores de energia elétrica e repassados pela
concessionária.
3 Consideram-se apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas
médias nominais de 20,1% para o ICMS e de 4,3% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 24,3% por dentro),
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 32,1%
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Energia
Receitas
41,5%
Irrecuperáveis
Transmissão
1,6%
6,1% PROINFA
2,1%
CDE
8,1%
Encargos
14,5% ESS/EER
3,4%
Outros
Distribuição
1,0%
36,3%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Receitas
Encargos;
Transmissão
Irrecuperáveis
; 4,8% 11,4%
; 1,2%
ICMS;
Energia;
16,5%
32,7%
Tributos;
21,3%
PIS/COFINS;
4,8%
Distribuição;
28,6%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
17. Os componentes financeiros 4 a serem recuperados no próximo período tarifário
contribuíram com o efeito em -2,88% no atual reajuste da ERO, conforme apresenta a Tabela 3.
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos
pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros
considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | (72.911.813) | -3,84% |  |
| CVA em processamento - Transporte | 21.353.552 | 1,12% |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 125.881.196 | 6,63% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (8.565.629) | -0,45% |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 14.233.291 | 0,75% |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 640.560 | 0,03% |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (10.048.988) | -0,53% |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (1.366.351) | -0,07% |  |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 3.993.704 | 0,21% |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 13.823.679 | 0,73% |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 227.703 | 0,01% |  |
| Previsão do Risco Hidrológico | 57.457.958 | 3,03% |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (56.643.074) | -2,98% |  |
| Crédito de PIS/COFINS | (149.952.174) | -7,90% |  |
| Empr. Escassez Hídrica - Importação julho- agosto/2021 - Energia | (9.834.195) | -0,52% |  |
| Empr. Escassez Hídrica - Importação julho- agosto/2021 - Bônus redução | (17.636.044) | -0,93% |  |
| Financeiro residual de encargo ONS | 8.336 | 0,00% |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | - | 19.924.897 | -1,05% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circ - | 500.597 | -0,03% |  |
| Ajuste Ofício 8 - Migração Consumidores REN 376 e 414 | (815.428) | -0,04% |  |
| Reversão Bandeira Escassez Hídrica - Energia | 17.667.429 | 0,93% |  |
| Reversão Bandeira Escassez Hídrica - ESS | 38.297.684 | 2,02% |  |
| Total | (54.614.097) | -2,88% |  |

18. Dos componentes financeiros, destacam-se, com valores positivos, os impactos da CVA –
Encargos Setoriais, com 6,63%, especialmente a CVA de CDE, decorrente da defasagem entre a cobertura
mensal concedida no RTA de 2021 e o novo patamar de custos mensais incorridos pela concessionária a
partir de janeiro de 2022, e da reversão do financeiro de bandeira de escassez hídrica, cujo efeito é de
3,95%.
19. Dos componentes financeiros negativos, destacam-se aqueles relacionados à mitigação
tarifária, tais como: créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial, sancionado pela Lei n.
14.385/2022, que disciplina devolução aos consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as
ações judiciais que versam sobre a retirada do ICMS da base do PIS/COFINS, cujo valor incluído neste
processo se refere à devolução da integralidade dos valores já compensados pela concessionária,
incluindo o aproveitamento projetado para compensação nos doze meses subsequentes, totalizando –R$
149.952.174, com efeito de -7,90%, além do empréstimo setorial (conta escassez hídrica), aprovada a
partir da Resolução Normativa n° 1.008/2022, de 15 de março de 2022, consolidada pelo Despacho n°
1.177/2022, de 3 de maio de 2022, que resultou em efeito de -1,45%.
20. Ademais, é importante destacar que a receita proveniente dos repasses da Conta

Bandeiras, decorrentes da aplicação dos adicionais de bandeira amarela, vermelha e escassez hídrica no
período de apuração da CVA, contribuiu para que a tarifa da ERO não sofresse aumento adicional médio
de 14,20%.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
21. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de dezembro/2022 a novembro/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 dezembro/2021 a novembro/2022.
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

Subsídio Carga Fonte Incentivada 221.108 1.600.945 1.822.054
Subsídio Geração Fonte Incentivada (66.900) 852.769 785.869
Subsídio Distribuição - - -

| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 11.201 | 81.337 | 92.538 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Rural | 869 | 1.202.729 | 1.203.598 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (20.189) | 185.005 | 164.816 |
| Total | 146.089 | 3.922.786 | 4.068.875 |

III. DIREITO
22. 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 2/2018-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
23. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004955/2021-64, voto pela
emissão da Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da ERO, a
vigorar a partir de 13 de dezembro de 2022, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 22,01%, sendo 24,66% para os consumidores
em Alta Tensão – AT e 21,31% 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 ERO;
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão

classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo;
(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 ERO, de modo a custear os descontos retirados da estrutura
tarifária.
Brasília, 13 de dezembro de 2022.
(assinatura digital)
RICARDO LAVORATO TILI
Diretor