22ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL 
Brasília, 21/06/2022 
 
VOTO 
 
PROCESSO: 48500.004962/2021-66 
 
INTERESSADOS: RGE SUL Distribuidora de Energia S.A. 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da RGE SUL Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a 
partir de 22 de junho de 2022. 
I. RELATÓRIO 
 
A RGE SUL é prestadora do serviço público de distribuição de energia elétrica e 
atende cerca de 3 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica 
representa faturamento anual da ordem de R$ 9 bilhões (nove bilhões de Reais). 
2. 
Em 15 de junho de 2021, foi aprovado o reajuste tarifário anual da RGE SUL, 
conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.880/2021, pela qual as tarifas foram, em média, 
reajustadas em 9,95%. 
3. 
Em 15 de março de 2022, a Diretoria Colegiada decidiu, na 8ª Reunião Pública 
Ordinária da Diretoria de 2022, sobre o resultado da Consulta Pública nº 2/2022, aprovando a 
Resolução Normativa nº 1.008/2022, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações 
financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
4. 
Em 30 de maio de 2022, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 21/2021, o 
presente processo foi distribuído para minha relatoria.

5. 
Em 07 de junho de 2022, foi aprovado no Congresso Nacional o Projeto de Lei nº 
1.280/2022, que trata da devolução aos consumidores de energia elétrica, dos valores 
relacionados as ações judiciais que versam sobre a retirada do ICMS da base do PIS/COFINS. O 
Projeto de Lei foi encaminhado para sanção em 08 de junho de 2022. 
6. 
Em 14 de junho de 2022, na 21ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL 
aprovou a prorrogação das tarifas estabelecidas pela Resolução Homologatória – REH nº 
2.880/2021. 
7. 
Em 18 de junho de 2022, a SGT encaminhou mensagem eletrônica ao Conselho de 
Consumidores da RGE SUL as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa nº 
652, de 17 de março de 2015. 
8. 
Em 20 de junho de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, por meio 
da Nota Técnica nº 93/2022-SGT/ANEEL1, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA 
de 2022 da Concessionária. Destaco que o cálculo em questão considera a proposta de 
regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás, cujo 
detalhamento da aplicação consta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL2, também datada em 
20 de junho de 2022. 
9. 
Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás indicada 
na Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021, de 31 de 
agosto de 2021, e a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia acerca do aporte 
inicial associado ao processo de capitalização da Eletrobrás3, esta Diretoria Colegiada decidiu 
anuir com a proposta preliminar de regulamentação do componente tarifário denominado CDE 
Modicidade Eletrobrás disposta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL. 
 
 
1 Documento SIC nº 48581.001711/2022-00 
2 Documento SIC nº 48581.001709/2022-00 
3 Documento SIC nº 48513.014192/2022-00

II. FUNDAMENTAÇÃO 
10. 
Trata-se da proposta de Reajuste Tarifário Anual – RTA da RGE SUL, cuja análise 
conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 10,98%, sendo de 
14,26%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 9,31%, em média, para 
os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
11. 
O efeito médio de 10,98% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A 
e B, contribuindo para o efeito médio em 7,60% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros 
apurados no atual reajuste, levando a uma variação de 1,12%; e (iii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 
2,26%, conforme apresentado no Gráfico 1. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
14,26%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
9,31%
Efeito Médio AT+BT
10,98%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
12. 
O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da 
modalidade tarifária a qual pertence.  
13. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
3,87%
-0,48%
0,68%
3,53%
1,12%
2,26%
10,98%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
5.806.752.375
  
6.173.188.006
  
6,3%
4,07%
63,7%
Encargos Setoriais
1.433.740.141
  
1.782.234.288
  
24,3%
3,87%
18,4%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
14.834.210
        
16.254.775
        
9,6%
0,02%
0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
946.265.555
     
1.370.802.617
  
44,9%
4,71%
14,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
69.397.530
        
66.407.826
        
-4,3%
-0,03%
0,7%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
24.152.552
        
27.936.258
        
15,7%
0,04%
0,3%
Conta de Desenv. Energético – CDE (Eletrobrás)
-
                      
(188.010.000)
    
0,0%
-2,09%
-1,9%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
142.563.862
     
163.684.880
     
14,8%
0,23%
1,7%
PROINFA
158.835.674
     
241.999.957
     
52,4%
0,92%
2,5%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
77.390.434
        
82.862.533
        
7,1%
0,06%
0,9%
ONS
300.325
             
295.441
             
-1,6%
-0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
1.018.934.655
  
975.525.923
     
-4,3%
-0,48%
10,1%
Rede Básica
492.249.343
     
470.919.454
     
-4,3%
-0,24%
4,9%
Rede Básica Fronteira
186.127.489
     
195.422.760
     
5,0%
0,10%
2,0%
Rede Básica ONS (A2)
1.444.402
          
1.880.895
          
30,2%
0,00%
0,0%
MUST Itaipu
71.152.122
        
62.335.839
        
-12,4%
-0,10%
0,6%
Transporte de Itaipu
96.313.665
        
75.014.630
        
-22,1%
-0,24%
0,8%
Conexão
167.431.100
     
165.727.855
     
-1,0%
-0,02%
1,7%
Uso do sistema de distribuição e CCD
4.216.535
          
4.224.490
          
0,2%
0,00%
0,0%
Custos de Aquisição de Energia
3.354.077.579
  
3.415.427.795
  
1,8%
0,68%
35,2%
PARCELA B
3.200.528.618
  
3.518.620.793
  
9,9%
3,53%
36,3%
IRT
9.007.280.992
  
9.691.808.799
  
7,60%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
101.220.838
     
1,12%
CVA em processamento - Energia
412.306.426
     
4,58%
CVA em processamento -Transporte
67.338.134
        
0,75%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
603.644.608
     
6,70%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
43.820.441
        
0,49%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(9.355.083)
         
-0,10%
Sobrecontratação/exposição de energia
(166.649.682)
    
-1,85%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.966.648
          
0,02%
Previsão de Risco Hidrológico
241.026.686
     
2,68%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
62.510
                
0,00%
Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia
(6.669.256)
         
-0,07%
Ajuste CUSD
2.689
                  
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
(4.172)
                 
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
1.259.385
          
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(409.450.229)
    
-4,55%
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte
144.763.975
     
1,61%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
(2.667.894)
         
-0,03%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circ
(329.046)
            
0,00%
Reversão Diferimento RTA 2021
185.207.526
     
2,06%
Neutralidade de Pis cofins
(27.591)
              
0,00%
Neutralidade Mitigação Itaipu
(7.672.135)
         
-0,09%
Recurso Conta Covid Postergação
(310.286)
            
0,00%
Recurso Postergação Ajuste Mercado
30.205
                
0,00%
Ajuste Itaipu
12.730.129
        
0,14%
Empréstimo Escassez Hídrica Imp jul a ago
(30.349.819)
      
-0,34%
Empréstimo Escassez Hídrica Bonus Red Voluntária
(78.877.316)
      
-0,88%
Empréstimo Escassez H. - Diferimento
(182.514.036)
    
-2,03%
Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS
(657.746.273)
    
-7,30%
Passivo Encargo de Conexão 2021
6.245.017
          
0,07%
Bônus Itaipu
(66.560.721)
      
-0,74%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
2,26%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
10,98%

14. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 63,7% dos 
custos da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 4,07% 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 
3,87%. A CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 4,71%. 
Adicionalmente, o aumento do encargo de Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA representou um impacto de 0,92%.  
16. 
Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,09% associada à 
nova CDE Modicidade Eletrobrás, cuja proposta preliminar de regulamentação, disposta na Nota 
Técnica 92/2022-SGT/ANEEL, de 20 de junho de 2022, foi anuída por esta Diretoria Colegiada. 
17. 
Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de -0,48%. Sobre esse 
item, destaca-se a redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às 
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022, aprovadas por meio 
das Resoluções homologatórias nos 2.895 e 2.896, respectivamente, ambas de 13 de julho de 
2021, alteradas pela REH nº 2.959, de 05 de outubro de 2021.  
18. 
Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 0,68%. 
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos de Compra 
no Ambiente Regulado - CCEAR com impacto de 1,15%. Em contrapartida, a redução dos custos 
com o contrato de Itaipu provocou uma redução de -1,96% nos custos de energia, essa variação 
é resultado da redução da tarifa de repasse da potência contratada de Itaipu, estabelecida na 
REH nº 3007, de 23 de dezembro de 2021, e da redução   da cotação do dólar em relação àquela 
considerada no último processo tarifário.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
19. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 36,3% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,53% do total do 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
20. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre junho 
de 2021 e maio de 2022 do IGP-M, de 10,72%, subtraída do Fator X, de 0,78%, o que totaliza 
9,94%. 
21. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora (sem4 e com tributos 5), 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. 
 
 
4 No Gráfico 2, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
5 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,3% para o ICMS e de 4,2% para o PIS/COFINS incidentes sobre a 
fatura (total de 28,5% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que 
representa a majoração de 39,9% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
0,68%
-0,18%
0,91%
0,43%
0,36%
0,54%
0,54%
-1,96%
0,06%
Total
CCEAR
Existente
DSP
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
 Proinfa

Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
22. 
Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período 
tarifário, esses contribuíram com o efeito em 1,12% no atual reajuste da RGE SUL, conforme 
indicado na Tabela 3. 
23. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos 
Setoriais, com 6,70%, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao 
longo de 2021. 
 
 
6 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
36,3%
Custo de 
Energia
35,2%
Custo de 
Transmissão
10,1%
Encargos 
Setoriais
18,4%
Custo de 
Distribuição
26,0%
Custo de 
Energia
25,2%
Custo de 
Transmissão
7,2%
Encargos 
Setoriais
13,1%
ICMS
24,3%
PIS/COFINS
4,2%
Tributos
28,5%

24. 
Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste 
de 4,58%, os impactos mais significativos foram: (i) as exposições ao MCP relacionadas ao 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. 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
25. 
Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, foram desenvolvidos pela ANEEL e 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
412.306.426
           
4,58%
CVA em processamento -Transporte
67.338.134
             
0,75%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
603.644.608
           
6,70%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
43.820.441
             
0,49%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(9.355.083)
              
-0,10%
Sobrecontratação/exposição de energia
(166.649.682)
         
-1,85%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.966.648
               
0,02%
Previsão de Risco Hidrológico
241.026.686
           
2,68%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
62.510
                     
0,00%
Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia
(6.669.256)
              
-0,07%
Ajuste CUSD
2.689
                       
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
(4.172)
                      
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
1.259.385
               
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(409.450.229)
         
-4,55%
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte
144.763.975
           
1,61%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
(2.667.894)
              
-0,03%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula
(329.046)
                 
0,00%
Reversão Diferimento RTA 2021
185.207.526
           
2,06%
Neutralidade de Pis cofins
(27.591)
                    
0,00%
Neutralidade Mitigação Itaipu
(7.672.135)
              
-0,09%
Recurso Conta Covid Postergação
(310.286)
                 
0,00%
Recurso Postergação Ajuste Mercado
30.205
                     
0,00%
Ajuste Itaipu
12.730.129
             
0,14%
Empréstimo Escassez Hídrica Imp jul a ago
(30.349.819)
            
-0,34%
Empréstimo Escassez Hídrica Bonus Red Voluntária
(78.877.316)
            
-0,88%
Empréstimo Escassez H. - Diferimento
(182.514.036)
         
-2,03%
Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS
(657.746.273)
         
-7,30%
Passivo Encargo de Conexão 2021
6.245.017
               
0,07%
Bônus Itaipu
(66.560.721)
            
-0,74%
Total
101.220.838
           
1,12%

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. 
26. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão 
relacionados abaixo e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica nº 93/2022-SGT/ANEEL: 
a) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
27. 
Nos termos do Decreto n° 10.939/2022, da Resolução n° 2/2021 da CREG e da 
Medida Provisória n° 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear 
medidas de combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi 
aprovada a partir da Resolução Normativa n° 1.008/2022, de 15 de março de 2022. 
 
28. 
O Despacho n° 1.177/2022, de 3 de maio de 2022 indicou a data de 9 de maio para 
fixar os valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e 
permissionárias de distribuição de energia elétrica referentes aos montantes de recursos 
solicitados nos Termos de Aceitação às disposições do Decreto n° 10.939/2022. À RGE SUL foram 
repassados R$ 291.741.171,36, valor que foi considerado como componente financeiro para 
atenuar o efeito do atual processo tarifário em -3,24%. 
 
b) Projeto de Lei 1.280/2022 - Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial  
29. 
Em 07 de junho de 2022, foi aprovado no Congresso Nacional o Projeto de Lei n. 
1.280/2022, que trata da devolução aos consumidores de energia elétrica, dos valores 
relacionados as ações judiciais que versam sobre a retirada do ICMS da base do PIS/COFINS. O 
Projeto de Lei, encaminhado para sanção em 08 de junho de 2022, prevê a devolução da 
integralidade dos valores requeridos a Receita Federal (RFB) até o próximo processo tarifário.

30. 
Embora pendente de sanção presidencial, dado que se trata de crédito líquido e 
certo, foi incluído neste processo tarifário um componente financeiro dos valores já 
aproveitados, bem como valores a serem aproveitados pela RGE Sul perante a RFB referente até 
maio/23, que totalizam o valor atualizado de R$ 657.746.272,82, e reduziram o efeito ao 
consumidor em -7,30%. 
 
c)  Decreto 11.027/2022 - Bônus de Itaipu 
31. 
Por meio do Despacho 1.192/2022 SGT/ANEEL, de 04 de maio de 2022, e com base 
no que consta no 48500.007732/2007-09, foi informado que o saldo da Conta de Comercialização 
da Energia Elétrica de Itaipu em 2021 foi positivo em R$ 947.768.999,02 e que não haverá o rateio 
e o crédito do bônus de Itaipu nas faturas de energia elétrica dos consumidores em 2022, em 
função da utilização desse saldo para a modicidade tarifária, de acordo com o Artigo. 16 do 
Decreto 11.027/2022.  
 
32. 
Pela Carta 095/2022, de 20 de junho de 2022, e em atendimento ao Artigo 16 do 
citado Decreto, a RGE SUL formalizou o interesse em diferir os pagamentos à ENBPar 
provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu. 
 
33. 
A SGT procedeu ao rateio do Saldo da Conta de Comercialização de Itaipu entre as 
concessionárias, observando a necessidade de redução tarifária individual das distribuidoras. 
Segundo os critérios de rateio, os recursos alocados para a RGE SUL alcançam a monta de R$ 
66.560.720,72, cuja aplicação, na forma de um componente financeiro negativo, resultou em 
uma atenuação tarifária de -0,74%. Ressalta-se que o detalhamento dos cálculos, os critérios de 
alocação do repasse do saldo da Conta de Comercialização de Itaipu para a modicidade tarifária, 
bem como o processamento dos diferimentos dos pagamentos à ENBPar constarão no processo 
nº 48500.001671/2021-16. 
 
Efeito das Bandeiras Tarifárias

34. 
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 RGE SUL não sofresse aumento adicional médio de 
13,28%. 
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
35. 
A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de junho/2022 a maio/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 junho/2021 a maio/2022.  
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
 
36. 
Por fim, cumpre lembrar que em 14 de junho de 2022, na 21ª Reunião Pública 
Ordinária, a Diretoria da ANEEL deliberou favoravelmente à prorrogação das tarifas estabelecidas 
pela REH nº 2.880/2021 até a data de 28 de junho de 2022 ou até homologação das tarifas que 
hora analisamos, a depender do que ocorresse previamente. Na ocasião, restou decidido que 
eventuais diferenças de receitas decorrentes dessa prorrogação serão corrigidas pela taxa Selic 
e compensadas no evento tarifário de 2023, entendimento que reitero no presente voto. 
 
 
 
 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
3.746.182
        
38.325.158
     
42.071.339
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
54.219
             
1.731.978
        
1.786.197
        
Subsídio Distribuição
(2.865.194)
      
3.138.793
        
273.599
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(170.927)
          
404.627
           
233.700
           
Subsídio Rural
(775.218)
          
3.878.699
        
3.103.481
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(93.569)
            
3.824.983
        
3.731.415
        
Total
(104.507)
          
51.304.238
     
51.199.731

IV. DIREITO 
37. 
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 012/1997-ANEEL. 
V. DISPOSITIVO 
38. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004962/2021-
66, voto pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da RGE SUL, a 
vigorar a partir de 22 de junho de 2022, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de 10,98%, sendo 14,26% para os 
consumidores em alta tensão e 9,31% 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 RGE SUL; 
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 RGE SUL, de modo a custear os descontos retirados da 
estrutura tarifária; 
e) ESTABELECER que eventuais diferenças de receitas decorrentes da 
prorrogação da Resolução Homologatória - REH nº 2.880/2021 até o dia 21 de 
junho de 2022 sejam corrigidas pela taxa Selic e compensadas no evento 
tarifário de 2023. 
 
Brasília, 21 de junho de 2022.

(Assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor