VOTO 
PROCESSO: 48500.005033/2020-93. 
INTERESSADOS: Equatorial Piauí Distribuidora de Energia S.A. - Equatorial Piauí. 
RELATOR: Sandoval de Araújo Feitosa Neto. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Equatorial Piauí Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a 
partir de 2 de dezembro de 2021. 
 
I. RELATÓRIO 
1. 
A Equatorial Piauí é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica, 
sediada na cidade de Teresina/PI, e atende a cerca de 1,35 milhão de unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 2,2 bilhões. 
2. 
No dia 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica 
(ANEEL) aprovou a Resolução Normativa nº 8852, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 18 de maio 
de 2020, que criou a Conta-Covid, operação financeira destinada a captar recursos financeiros para as 
distribuidoras de energia elétrica com vistas ao enfrentamento do estado de calamidade pública3, com o 
objetivo de  manter a sustentabilidade do setor elétrico, e adicionalmente conter aumentos tarifários 
durante a primeira fase da pandemia. 
 
 
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 01/2018. 
2 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2020885.html.  
3 Reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020.

3. 
Em 24 de novembro de 2020, a Resolução Homologatória nº 2.8114, de 2020, aprovou a 
Revisão Tarifária Extraordinária de 2020 da Equatorial Piauí, por meio da qual as tarifas foram, em média, 
reajustadas em 3,48%. 
4. 
Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 6/2021, realizada em 17 de fevereiro de 2021, 
fui designado relator do processo. 
5. 
Em 23 de novembro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou ao 
Conselho de Consumidores da Equatorial Piauí as planilhas de cálculo5, conforme dispõe a Resolução 
Normativa nº 652, de 17 de março de 2015.  
6. 
Em 26 de outubro de 2021, participei de reunião6 com os dirigentes da Equatorial Piauí para 
debater alternativas para amenizar o impacto tarifário deste reajuste. 
7. 
Em 26 de outubro de 2021, por meio da correspondência REG EQTL-PI 44/2020, com vistas 
a amenizar o efeito tarifário médio, a Equatorial Piauí solicitou diferimento de itens da CVA.  
8. 
Em 26 de novembro de 2021, a SGT, por meio da Nota Técnica nº 279/2021-SGT/ANEEL7, 
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Concessionária, consolidando o cálculo do 
processo tarifário da empresa. 
9. 
Nessa mesma data, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou ao Conselho 
de Consumidores da Equatorial Piauí as novas planilhas de cálculo. 
 
 
4 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20202811ti.pdf.  
5 Documento SicNet nº 48581.001894/2021-00. 
6 Registro de reunião documento SicNet n° 48513.032239/2021-00. 
7 Documento SicNet nº 48581.001895/2021-00.

10. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
11. 
O Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Equatorial Piauí ocorre em um momento de pressão 
tarifária, decorrente da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da Covid, e das 
condições hídricas desfavoráveis que elevaram os custos de geração agravados em função da maior crise 
hídrica nos últimos 91 anos, com impacto na elevação dos indicadores inflacionários. 
12. 
Diante desse cenário, o Ministério de Minas e Energia, ANEEL e diversas outras entidades 
setoriais, e em diálogo com as empresas e associações do setor, desenvolveram e implementaram ações 
para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano. além de preservar a capacidade de 
pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que 
compõe o setor elétrico.  
13. 
O Reajuste Tarifário Anual da Equatorial Piauí conduzirá aum efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 9,59%, sendo de 15,96%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 8,23%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão, conforme 
tabela 1, abaixo. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
14. 
O efeito médio de 9,59% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 10,43%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
15,96%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,23%
Efeito Médio AT+BT
9,59%

atual reajuste, de -10,27%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último 
processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 9,43%, conforme apresentado no Gráfico 1. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
15. 
Na Tabela 2 são apresentados os itens de custo que conduziram ao efeito médio.  
3,65%
-1,27%
3,32%
0,26%
4,47%
-10,27%
9,43%
9,59%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
16. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 59,0% dos custos da 
Concessionária. O incremento desses custos foi responsável por 5,96% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos. 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
1.310.771.155
      
1.442.656.946
      
10,1%
5,96%
59,0%
Encargos Setoriais
151.929.169
         
232.804.768
         
53,2%
3,65%
9,5%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
3.145.345
              
3.509.270
              
11,6%
0,02%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
61.084.922
           
71.836.597
           
17,6%
0,49%
2,9%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
45.698.022
           
0,0%
2,06%
1,9%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                          
33.406.251
           
0,0%
1,51%
1,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
43.764.579
           
28.124.076
           
-35,7%
-0,71%
1,2%
PROINFA
24.214.419
           
29.724.978
           
22,8%
0,25%
1,2%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
19.719.903
           
20.505.575
           
4,0%
0,04%
0,8%
Custos de Transmissão
249.386.189
         
221.177.475
         
-11,3%
-1,27%
9,1%
Rede Básica
163.744.061
         
135.274.936
         
-17,4%
-1,29%
5,5%
Rede Básica Fronteira
63.309.630
           
64.130.673
           
1,3%
0,04%
2,6%
Rede Básica ONS (A2)
479.617
                 
590.136
                 
23,0%
0,00%
0,0%
Rede Básica Export. (A2)
289.000
                 
344.400
                 
19,2%
0,00%
0,0%
Conexão
20.474.409
           
19.956.638
           
-2,5%
-0,02%
0,8%
Uso do sistema de distribuição e CCD
1.089.472
              
880.692
                 
-19,2%
-0,01%
0,0%
Custos de Aquisição de Energia
882.512.806
         
955.917.113
         
8,3%
3,32%
39,1%
Receitas Irrecuperáveis
26.942.991
           
32.757.590
           
22%
0,26%
1,3%
PARCELA B
902.348.080
         
1.001.267.704
      
11,0%
4,47%
41,0%
IRT
2.213.119.234
      
2.443.924.651
      
10,4%
10,43%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(227.251.756)
        
-10,27%
CVA em processamento - Energia
168.695.721
         
7,62%
CVA em processamento - Transporte
31.836.508
           
1,44%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
82.732.210
           
3,74%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(1.335.905)
            
-0,06%
Neutralidade de Parcela A- Energia
3.206.525
              
0,14%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
2.812.221
              
0,13%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(6.851.760)
            
-0,31%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
3.981.640
              
0,18%
Sobrecontratação/exposição de energia
(20.600.615)
          
-0,93%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
945.341
                 
0,04%
Previsão de Risco Hidrológico
62.228.178
           
2,81%
Ajuste CUSD
12.786
                   
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
(20.019)
                  
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(62.206.876)
          
-2,81%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
40.607
                   
0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(15.801.466)
          
-0,71%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(3.086.458)
            
-0,14%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(27.713.265)
          
-1,25%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(3.871.795)
            
-0,17%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(10.218.472)
          
-0,46%
Reversão Conta Covid - Parcela B
(8.513.149)
            
-0,38%
Neutralidade Parcela B - COVID
1.294.024
              
0,06%
Reversão de créditos de PIS/COFINS
(239.772.291)
        
-10,83%
Reversão de créditos asssociados à REN 376 e 414
(900.947)
                
-0,04%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
(108.223.871)
        
-4,89%
Diferimento CVA
(75.920.628)
          
-3,43%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
9,43%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,59%

17. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 3,65%. 
Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE8, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, 
conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020.  
18. 
Os custos de Transmissão contribuíram para um efeito médio de -1,27%.  Sobre esse item, 
destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.896/2021 e 2.895/2021, ambas de julho de 
2021, as quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de 
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão. 
19. 
Os custos de Compra de Energia representaram um impacto tarifário de 3,32%. Contribuiu 
significativamente para esse impacto o aumento do custo unitário de contratos de Energia Nova e 
Alternativa – modalidade CCEAR9 por disponibilidade e quantidade, que impactaram o efeito em 1,61% e 
0,90%, respectivamente. As contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser 
visualizadas no Gráfico 2. 
 
 
8 Conta de Desenvolvimento Energético. 
9 Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
20. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 41,0% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 4,47% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
21. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre dezembro de 
2020 e novembro de 2021 do IPCA10, de 10,38%, subtraída do Fator X, de -0,21%, o que totaliza 10,59%, 
além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas, Excedente de Reativos e Ultrapassagem de 
Demanda.  
 
 
10 Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo. 
3,32%
-0,01%
0,09%
1,61%
0,90%
0,42%
-0,10%
0,43%
-0,05%
Total
 CCEAR-DSP
Existente
 CCEAR-QTD
Existente
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Angra I e II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Proinfa

22. 
No cálculo do Fator X de -0,21%, foi considerado o componente Q calculado conforme 
Proret 2.5A. Os componentes T e PD11 foram definidos como nulos conforme estabelecido na ReH nº 
2.349/2017-ANEEL e no Contrato de Concessão nº 1/2018, respectivamente.  
23. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem12 e com tributos 13), 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.  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
 
11 Componente T - trajetória de custos operacionais; Componente Pd - ganhos de produtividade da atividade de distribuição; 
Componente Q - qualidade técnica e comercial do serviço prestado ao consumidor. 
12 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. 
13 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 26,8% para o ICMS e de 3,4% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 30,2% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 43,2% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de 
cálculo. 
Custo de       
Distribuição
41,0%
Custo de            
Energia
39,1%
Custo de     
Transmissão
9,1%
Receitas 
Irrecuperáveis
1,3%
PROINFA
1,2%
CDE
6,2%
ESS/EER
1,2%
Outros
1,0%
Impostos
9,5%

Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
 Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
24. 
Quanto aos componentes financeiros14 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -10,27% no atual reajuste da Equatorial Piauí, conforme indicado na 
Tabela 3. 
 
 
14 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. 
Custo de       
Distribuição; 
28,6%
Custo de            
Energia; 
27,3%
Custo de     
Transmissão; 
6,3%
Encargos          
Setoriais; 
6,7%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,9%
ICMS; 
26,8%
PIS/COFINS; 
3,4%
Tributos; 
30,2%

Tabela 3 – Componentes Financeiros. 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
25. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA 15  em 
Processamento – Energia, com efeito de 7,62%, em decorrência principalmente: (i) das exposições ao 
MCP relacionadas à insuficiência de geração hidrelétrica alocada no MRE (risco hidrológico) das usinas 
cotistas (CCGF) e dos CCEAR-Q das usinas abarcadas pela Lei 13.203 (repactuadas); e (ii) custos dos CCEAR 
 
 
15 Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
168.695.721
        
7,62%
CVA em processamento - Transporte
31.836.508
           
1,44%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
82.732.210
           
3,74%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(1.335.905)
            
-0,06%
Neutralidade de Parcela A- Energia
3.206.525
             
0,14%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
2.812.221
             
0,13%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(6.851.760)
            
-0,31%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
3.981.640
             
0,18%
Sobrecontratação/exposição de energia
(20.600.615)
         
-0,93%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
945.341
                
0,04%
Previsão de Risco Hidrológico
62.228.178
           
2,81%
Ajuste CUSD
12.786
                   
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
(20.019)
                 
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(62.206.876)
         
-2,81%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
40.607
                   
0,00%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(15.801.466)
         
-0,71%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(3.086.458)
            
-0,14%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(27.713.265)
         
-1,25%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(3.871.795)
            
-0,17%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(10.218.472)
         
-0,46%
Reversão Conta Covid - Parcela B
(8.513.149)
            
-0,38%
Neutralidade Parcela B - COVID
1.294.024
             
0,06%
Reversão de créditos de PIS/COFINS
(239.772.291)
       
-10,83%
Reversão de créditos asssociados à REN 376 e 414
(900.947)
               
-0,04%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
(108.223.871)
       
-4,89%
Diferimento CVA
(75.920.628)
         
-3,43%
Total
(227.251.756)
       
-10,27%

por disponibilidade decorrentes do cenário recente de  CMO (Custo Marginal de Operação) elevado. 
26. 
Conforme reportado no início deste Voto, foram estudados e elaborados mecanismos para 
mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano. Tais mecanismos, juntamente com a 
reversão dos valores transferidos à Equatorial Piauí no âmbito da Conta COVID, foram incorporados a esse 
processo tarifário para a redução tarifária e estão mencionados a seguir. Maiores detalhes a respeito 
constam da Nota Técnica 279/2021-SGT/ANEEL. 
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid.  
 
27. 
Trata-se da reversão de parcela dos valores transferidos para a Equatorial Piauí de recursos 
da Conta-COVID. Os montantes em questão, aproximadamente R$ 69,2 milhões, equivalem a parcela dos 
valores recebidos pela distribuidora na Conta-COVID descontados os valores já revertidos no âmbito do 
processo tarifário de 2020, devidamente atualizados pela SELIC16, totalizando um impacto de -3,13%.  
b) Reversão de Receitas associadas às REH 414/2010.  
 
28. 
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à 
modicidade tarifária, associados à Resolução Normativa nº 414, de 2010. Trata-se de recursos recebidos 
pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus 
consumidores, previstos no § 3º do Art. 70-A e (ii) aos créditos que, após 60 (sessenta) meses da data do 
faturamento, não puderem ser restituídos ao consumidor, previstos no § 7º do Art. 88. O volume de 
recursos informado e contabilizado pela distribuidora até dezembro/2020 representa aproximadamente 
R$ 900,9 mil, contribuindo para redução do efeito em -0,04%. Vale ressaltar que os valores informados 
 
 
16 Sistema Especial de Liquidação e de Custódia.

pela concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos 
processos tarifários. 
c) Antecipação dos créditos de PIS/COFINS cobrados sobre ICMS 
 
29. 
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. 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.  
30. 
Ocorre que a Equatorial Piauí, por meio da Carta CE REG EQTL-PI 42/202017, encaminhada 
à ANEEL em 23 de novembro de 2021, solicitou que seja considerada a reversão do valor de 
aproximadamente R$ 239,7 milhões de créditos de PIS/COFINS, valor que supera o percentual 
estabelecido no Despacho nº 361/2021.  
31. 
Embora o montante exceda o percentual máximo estabelecido no Despacho nº 361/2021, 
diante do atual cenário socioeconômico e da pressão tarifária associada aos demais itens de custo, 
considera-se adequado que seja revertido o montante indicado pela concessionária, que representa 
amenização 
do 
efeito 
tarifário 
médio 
de 
aproximadamente  
-10,83%, conforme indicado na Tabela 2.  
d) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica. 
 
32. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenrgética (CREG), mediante a 
 
 
17 Documento Sic nº 48581.001893-2021.

Resolução nº 3/2021 18 , estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com 
aplicação de setembro/21 a abril/22.  
33. 
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, conforme abaixo.  
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar 
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do Decreto nº 
8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta e dois reais por 
megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel:  
(...)  
 
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar receitas e 
despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.  
 
34. 
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.   
35. 
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.  
36. 
No processo da Equatorial PI, conforme estabelecido no PRORET, a CVA foi calculada 
 
 
18 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >> Resolução nº 3 
da REG.

considerando as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência 
de setembro/2021. Nessa apuração, os custos foram superiores as receitas e o efeito financeiro da CVA 
será positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada. 
37. 
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.  
38. 
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.  
39. 
Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional, no processo tarifário 
vigente, será considerado um componente financeiro negativo, 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.  
40. 
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, de aproximadamente R$ 108,2 milhões, 
dividido em componentes de Energia e ESS, que contribuem para redução do efeito médio de -4,89%, 
conforme indicado na Tabela 2. 
e) Diferimento de itens de CVA.

41. 
Em 26 de outubro de 2021, por meio da correspondência REG EQTL-PI 44/2020, com vistas 
a amenizar o efeito tarifário médio, a Equatorial Piauí solicitou diferimento de itens da CVA, conforme 
indicado na tabela seguinte.  
Tabela 4 – Diferimento proposto pela EQTL PI 
 
42. 
O diferimento em questão, contribuiu para redução do efeito médio de -3,43%, conforme 
indicado na Tabela 2. 
43. 
Um outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 279/2021-SGT/ANEEL, é 
a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (49,58%) e as variações do 
IGP-M (137,06%) e do IPCA (82,14%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
44. 
Por fim, na Tabela 4 é apresentado o valor mensal a ser repassado pela Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) à distribuidora no período de competência de dezembro/2021 
a novembro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor contempla também o ajuste 
referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de dezembro/2020 a 
novembro/2021. 
Tabela 5 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
III. DIREITO 
419,86
442,58
362,92
325,73
406,20
418,03
439,87
442,10
437,07
554,09
623,66
569,48
581,82
628,04
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Revisão
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
971.680
           
2.095.541
        
3.067.221
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
10.833
             
1.448.630
        
1.459.463
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(48.712)
            
423.538
           
374.826
           
Subsídio Rural
398.785
           
1.287.169
        
1.685.954
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
46.031
             
897.415
           
943.445
           
Total
1.378.616
        
6.152.292
        
7.530.908

45. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei nº 
9.427, de 26 de dezembro de 1996; ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; iii) Lei nº 12.111, de 9 de 
dezembro de 2009; iv) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; v) Decreto nº 7.945, de 7 de maro de 
2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 01/2018-
ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
46. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005033/2020-93, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Equatorial Piauí, a vigorar 
a partir de 2 de dezembro de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 9,59%, sendo 15,96% para os consumidores em alta tensão e 8,23% 
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 Piauí; 
c) Estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como DIT 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 
Piauí, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
Brasília, 30 de novembro de 2021.

(Assinado digitalmente) 
SANDOVAL DE ARAUJO FEITOSA NETO 
Diretor