VOTO  
 
PROCESSO: 48500.004913/2021-23 
 
INTERESSADO: Elektro Redes S.A. (Elektro) 
 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Elektro Redes S.A. (Elektro), a vigorar a partir de 27 de 
agosto de 2022. 
 
 
 
I. 
R E L A T Ó R I O 
 
A Elektro é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica sediada 
na cidade de Campinas-SP e atende aproximadamente 2,8 milhões de unidades consumidoras, cujo 
consumo de energia elétrica representa atualmente faturamento anual na ordem de R$ 7,7 bilhões. 
 
2. 
Em 24 de agosto de 2021, foi aprovada o Reajuste Tarifário Anual da Elektro, conforme 
Resolução Homologatória (REH) nº 2.927/2021, com reajuste médio de 11,49%. 
 
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 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás constante na Lei nº 
14.182/2021, o que consta da Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) nº 15/2021, 
e a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia (MME) acerca do aporte inicial associado ao 
processo de capitalização da Eletrobrás 2 , a ANEEL decidiu anuir com a proposta preliminar de 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 187/1998-ANEEL. 
2 SICNET nº 48513.014192/2022-00

regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás disposta na Nota 
Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL. 
 
5. 
Em 28 de junho de 2022, foi publicada a Lei nº 14.385, 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. 
 
6. 
Em 28 de julho de 2022, a Elektro apresentou3 a proposta de Reajuste Tarifário Anual (RTA) 
de 2022. 
 
7. 
Em 5 de agosto de 2022, a Elektro informou 4 os valores de créditos de PIS/COFINS 
aproveitados entre março e julho de 2022, como ainda a estimativa de compensações para os 12 meses 
subsequentes. 
 
8. 
Em 15 de agosto de 2022, a SGT consolidou5 o cálculo do RTA de 2022 e encaminhou6 ao 
Conselho de Consumidores da Elektro as planilhas de cálculo. 
 
 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
 
9. 
O RTA de 2022 da Elektro, a vigorar a partir de 27 de agosto de 2022, conduz ao efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 15,77%, sendo 23,72%, em média, para os consumidores 
em Alta Tensão (AT) e 11,61%, em média, para os consumidores em Baixa Tensão (BT). 
 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
3 Carta nº 105, SICNET nº 48513.020343/2022-00. 
4 Carta nº 109, SICNET nº 48513.021010/2022-00. 
5 Nota Técnica nº 163/2022-SGT/ANEEL, SICNET nº 48581.002160/2022-00. 
6 SICNET nº 48581.002161/2022-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
23,72%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
11,61%
Efeito Médio AT+BT
15,77%

10. 
O efeito médio de 15,77% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos das Parcelas A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 17,65%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a um efeito de -0,67%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros do último 
processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -1,21%, conforme apresentado no Gráfico 1. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
11. 
Segundo a SGT, a diferença de efeitos entre a alta e a baixa tensão se deve, dentre outros, 
ao incremento dos custos associados ao transporte e à CDE Uso, que estão impactando mais os 
consumidores de alta tensão. Além disso, os consumidores livres, que representam 43% do mercado total 
da distribuidora e estão alocados no grupo de alta tensão, não sentem o impacto de redução da Tarifa de 
Energia (TE), contribuindo mais ainda para essa diferença. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que 
conduziram ao efeito médio. 
 
12. 
Os custos da Parcela A representam 70,72% dos custos da Elektro, sendo responsável pelo 
aumento de 14,71% na composição do índice de reajuste tarifário. Destaca-se, a seguir, os itens mais 
representativos. 
 
13. 
Os encargos setoriais impactaram o efeito tarifário em 7,65%, destacando-se a CDE Uso 
(6,36%), os Encargos de Energia de Reserva e de Serviços do Sistema (EER/ESS) (2,26%), que já considera 
os custos do Procedimento Competitivo Simplificado (PCS), o PROINFA (1,26%) e a CDE Modicidade 
7,65%
5,07%
2,00%
2,94%
-0,67%
-1,21%
15,77%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Eletrobrás (-2,39%). 
 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
5.277.006.040
  
6.410.615.709
  
21,48%
14,71%
70,72%
Encargos Setoriais
1.406.484.531
  
1.995.676.687
  
41,89%
7,65%
22,01%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
10.535.059
        
11.532.357
        
9,47%
0,01%
0,13%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
850.429.734
     
1.340.838.268
  
57,67%
6,36%
14,79%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
106.504.851
     
106.457.053
     
-0,04%
-0,00%
1,17%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
132.848.421
     
137.439.511
     
3,46%
0,06%
1,52%
Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás
-
                      
(183.958.465)
    
-
-2,39%
-2,03%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
87.691.776
        
261.660.985
     
198,39%
2,26%
2,89%
PROINFA
152.294.594
     
249.276.667
     
63,68%
1,26%
2,75%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
65.924.707
        
72.163.461
        
9,46%
0,08%
0,80%
ONS
255.388
             
266.850
             
4,49%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
1.052.188.534
  
1.442.827.401
  
37,13%
5,07%
15,92%
Rede Básica
493.976.453
     
633.412.836
     
28,23%
1,81%
6,99%
Rede Básica Fronteira
366.577.524
     
558.437.621
     
52,34%
2,49%
6,16%
Rede Básica ONS (A2)
8.421.991
          
11.152.054
        
32,42%
0,04%
0,12%
MUST Itaipu
50.100.077
        
49.853.341
        
-0,49%
-0,00%
0,55%
Transporte de Itaipu
48.503.265
        
72.399.671
        
49,27%
0,31%
0,80%
Conexão
51.676.095
        
82.214.613
        
59,10%
0,40%
0,91%
Uso do sistema de distribuição e CCD
32.933.130
        
35.357.265
        
7,36%
0,03%
0,39%
Custos de Aquisição de Energia
2.818.332.975
  
2.972.111.621
  
5,46%
2,00%
32,79%
PARCELA B
2.428.545.175
  
2.654.776.548
  
9,32%
2,94%
29,28%
IRT
7.705.551.215
  
9.065.392.257
  
17,65%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(52.221.978)
      
-0,67%
CVA em processamento - Energia
199.520.254
     
2,57%
CVA em processamento -Transporte
50.926.301
        
0,65%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
453.862.086
     
5,84%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
78.639.847
        
1,01%
Neutralidade da Parcela A - Encargos Setoriais
6.761.914
          
0,09%
Sobrecontratação/exposição de energia
19.380.775
        
0,25%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.861.764
          
0,02%
Previsão de Risco Hidrológico
245.808.019
     
3,16%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
3.805.948
          
0,05%
Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia
(367.161)
            
0,00%
Ajuste CUSD
1.529.444
          
0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC
(445.198)
            
-0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(360.856.621)
    
-4,64%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(1.109.888)
         
-0,01%
Reversão de custos de Transporte
(1.032.622)
         
-0,01%
Reversão de custos de encargo de conexão
(677.015)
            
-0,01%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
(10.131.301)
      
-0,13%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(526.016)
            
-0,01%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
(347.493.530)
    
-4,47%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia
(27.717.983)
      
-0,36%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária
(57.413.414)
      
-0,74%
Antecipação da reversão dos créditos de UDER
(84.638.805)
      
-1,09%
Bônus de Itaipu (Decreto 11.027/2022)
(197.606.877)
    
-2,54%
Neutralidade Crédito de PIS/COFINS
(24.301.901)
      
-0,31%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,21%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
15,77%
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 5.277.006.040 6.410.615.709 21,48% 14,71% 70,72%      
Encargos Setoriais 1.406.484.531 1.995.676.687 41,89% 7,65% 22,01%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 0.535.059 1 1.532.357 9,47% 0,01% 0,13%      
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás  8 50.429.734
1 06.504.851
1 32.848.421
-  1 .340.838.268 57,67% 6,36% 14,79%
1 06.457.053 -0,04% -0,00% 1,17%
1 37.439.511 3,46% 0,06% 1,52%
( 183.958.465) - -2,39% -2,03%  
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 8 7.691.776 2 61.660.985 198,39% 2,26% 2,89%
PROINFA 1 52.294.594 2 49.276.667 63,68% 1,26% 2,75%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 6 5.924.707 7 2.163.461 9,46% 0,08% 0,80%
ONS 2 55.388 2 66.850 4,49% 0,00% 0,00%      
Custos de Transmissão 1 .052.188.534 1 .442.827.401 37,13% 5,07% 15,92%      
Rede Básica 4 93.976.453 6 33.412.836 28,23% 1,81% 6,99%
Rede Básica Fronteira 3 66.577.524 5 58.437.621 52,34% 2,49% 6,16%
Rede Básica ONS (A2) 8 .421.991 1 1.152.054 32,42% 0,04% 0,12%
MUST Itaipu 5 0.100.077 4 9.853.341 -0,49% -0,00% 0,55%
Transporte de Itaipu 4 8.503.265 7 2.399.671 49,27% 0,31% 0,80%
Conexão 5 1.676.095 8 2.214.613 59,10% 0,40% 0,91%
Uso do sistema de distribuição e CCD 3 2.933.130 3 5.357.265 7,36% 0,03% 0,39%      
Custos de Aquisição de Energia 2 .818.332.975 2 .972.111.621 5,46% 2,00% 32,79%      
PARCELA B 2.428.545.175 2.654.776.548 9,32% 2,94% 29,28%      
IRT 7.705.551.215 9.065.392.257 17,65% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (52.221.978) -0,67%      
CVA em processamento - Energia    199.520.254 2,57%  
CVA em processamento -Transporte 5 0.926.301 0,65%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 4 53.862.086 5,84%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 7 8.639.847 1,01%
Neutralidade da Parcela A - Encargos Setoriais 6 .761.914 0,09%
Sobrecontratação/exposição de energia 1 9.380.775 0,25%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1 .861.764 0,02%
Previsão de Risco Hidrológico 2 45.808.019 3,16%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 3 .805.948 0,05%
Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia ( 367.161) 0,00%
Ajuste CUSD 1 .529.444 0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 445.198) -0,01%
Reversão do Risco Hidrológico ( 360.856.621) -4,64%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) ( 1.109.888) -0,01%
Reversão de custos de Transporte ( 1.032.622) -0,01%
Reversão de custos de encargo de conexão ( 677.015) -0,01%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid ( 10.131.301) -0,13%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 ( 526.016) -0,01%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins ( 347.493.530) -4,47%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia ( 27.717.983) -0,36%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária ( 57.413.414) -0,74%
Antecipação da reversão dos créditos de UDER ( 84.638.805) -1,09%
Bônus de Itaipu (Decreto 11.027/2022) ( 197.606.877) -2,54%
Neutralidade Crédito de PIS/COFINS ( 24.301.901) -0,31%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,21%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 15,77%      

14. 
 Os custos de transmissão variaram 37,13%, em relação ao processo anterior, e 
contribuíram para um efeito médio de 5,07%, decorrente das novas Tarifas de Uso do Sistema de 
Transmissão (TUST) e das novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão para 
o ciclo 2022-2023, aprovadas em julho, conforme REHs nº 3.066 e nº 3.067, ambas de 12 de julho de 2022. 
 
15. 
Já os custos de aquisição de energia variaram 5,46% e representaram um efeito tarifário 
de 2,00%. Contribuíram para esse efeito o aumento dos custos resultantes dos contratos de CCEAR 
Energia Nova/Alternativa (1,35%), das cotas da Lei 12.783/2013 (1,08%) e de Angra (0,50%). Em 
contrapartida, houve redução dos custos com Itaipu (efeito de -1,20%) decorrente da redução da tarifa 
de repasse da potência contratada de Itaipu, estabelecida na REH nº 3.007/2021. As diferentes 
modalidades de contratação e seus efeitos para este processo tarifário podem ser observados no gráfico 
abaixo: 
 
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
16. 
A Parcela B representou 29,28% dos custos da concessionária, impactando 2,94% o efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação 
acumulada, entre julho de 2021 e junho de 2022 do IGP-M (de 10,08%), subtraída do Fator X (de 0,76%), 
o que totaliza 9,32%. 
 
2,00%
-0,08%
0,00%
0,97%
0,38%
0,32%
0,50%
1,08%
-1,20%
0,03%
Total
CCEAR
Existente
DSP
CCEAR
Existente
QTD
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
 Proinfa

17. 
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 (sem7 e com 
tributos8). 
  
 
 
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 
 
 
7 Destaca-se a participação dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores de energia elétrica e repassados pela 
concessionária. 
 
8 Consideram-se apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas 
médias nominais de 20,38% para o ICMS e de 4,00% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 24,38% por dentro), 
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 32,24% 
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de 
Distribuição
29,28%
Custo de 
Energia
32,79%
Custo de 
Transmissão
15,92%
PROINFA
2,75%
CDE
15,45%
ESS/EER
2,89%
Outros
0,93%
Encargos     
Setorias
22,01%
Custo de 
Distribuição
22,15%
Custo de 
Energia
24,79%
Custo de 
Transmissão
12,04%
Encargos 
Setoriais
16,65%
ICMS
20,38%
PIS/COFINS
4,00%
Tributos
24,38%

18. 
Os componentes financeiros 9  a serem recuperados no próximo período tarifário 
contribuíram com o efeito em -0,67% no atual reajuste da Elektro, conforme pode ser observado na parte 
inferior da Tabela 2. 
 
19. 
Destacam-se a CVA em Processamento - Encargos Setoriais resultando um impacto de 
5,84% no efeito médio, em decorrência, principalmente, da diferença entre a cobertura concedida da CDE 
no último processo tarifário e os custos efetivamente incorridos pela concessionária no período de 
referência; e dos encargos EER/ESS, impactados pelo despacho de usinas fora da ordem de mérito. 
 
20. 
Ressalta-se ainda o efeito de 2,57% da CVA em Processamento - Energia, especialmente 
impactada pelas exposições ao Mercado de Curto Prazo (MCP) relacionadas à insuficiência de geração 
hidrelétrica (risco hidrológico) de Itaipu, dos CCGF e dos CCEAR-Q repactuados. 
 
21. 
Já com efeito negativo, a SGT destacou os financeiros extraordinários de reversão de custos 
de rede básica e de encargo de conexão, concernentes a custos indevidos incorridos no processo tarifário 
de 2021, os quais estão sendo revertidos aos consumidores da concessionária, no valor total atualizado 
de R$ 1,7 milhão, impactando o efeito médio em -0,02%. 
 
Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários 
 
22. 
Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo 
patamares elevados, foram desenvolvidos 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. Tais 
mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados abaixo. 
 
a) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial 
 
 
9 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.

23. 
Em 28 de junho de 2022, foi publicada a Lei nº 14.385/2022, que alterou a Lei nº 9.427, de 
26 de dezembro de 1996, tratando 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. 
 
24. 
Desse modo, com base nas informações prestada pela concessionária, foi incluído neste 
processo tarifário um componente financeiro dos valores já aproveitados, bem como uma estimativa de 
aproveitamento pela Elektro perante a Receita Federal até julho/2023, totalizando o valor atualizado de 
R$ 347,5 milhões, reduzindo o efeito ao consumidor em 4,47%. 
 
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
 
25. 
Nos termos do Decreto nº 10.939/2022, da Resolução nº 2/2021 da Câmara de Regras 
Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG) e da Medida Provisória nº 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 REN nº 1.008, de 15 de março de 2022. 
 
26. 
O Despacho nº 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 nº 10.939/2022. À Elektro foram repassados R$ 85,1 milhões, com 
impacto de -1,09% no efeito médio. 
 
c)  Decreto 11.027/2022 - Bônus de Itaipu 
 
27. 
Por meio do Despacho nº 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. 
 
28. 
Em atendimento ao artigo 16 do citado Decreto, a distribuidora formalizou o interesse em 
diferir os pagamentos provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu.

29. 
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 Elektro alcançam a monta de R$ 197,6 milhões, cuja 
aplicação resultou em uma atenuação tarifária de 2,54%. 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. 
 
d) REN 952/2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid 
30. 
Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a REN nº 952/2021, dispondo sobre o 
ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por distribuidoras de energia elétrica. 
Como consequência, foi apurado componente financeiro negativo nesse processo tarifário relativo ao 
spread da conta covid da Elektro, correspondendo a R$ 526 mil, resultando em redução de efeito de 
0,01%. 
 
e) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 414/2010 e 376/2009) 
31. 
Contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade 
tarifária, associados às RENs nº 414/2010 e nº 376/2009. Trata-se de recursos recebidos pela distribuidora 
associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, 
previstas no § 3º art. 70-A da REN nº 414/2010; (ii) aos créditos que não puderam ser devolvidos aos 
consumidores no faturamento final, previstos no § 6º do art. 88 da REN nº 414/2010 e (iii) às multas 
aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, do Contratos de 
Compra de Energia Regulada (CCER), conforme art. 9 da REN 376/2009. 
 
32. 
Pela Carta 10510, de 28 de julho de 2022, a Elektro prestou as informações a respeito dessas 
receitas, comunicando que o volume contabilizado até dezembro/2021, atualizado pela SELIC, representa 
R$ 1,1 milhão. Assim, essas receitas contribuíram para uma redução no efeito médio de 0,01%. 
 
10 SICNET nº 48513.020343/2022-00.

33. 
Vale ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão por fiscalização da 
ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários. 
 
 
f) Reversão Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER) 
 
34. 
Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de Ultrapassagem 
de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não assinaram o aditivo 
contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda 
revisão tarifária posterior ao 3CRTP. 
 
35. 
No entanto, com o intuito de mitigar a pressão tarifária em 2022, está sendo antecipada a 
reversão dos respectivos recursos faturados entre agosto/2021 e julho/2022, conforme valores 
declarados pela Distribuidora. 
 
36. 
Dessa forma, foi considerado um componente financeiro no valor de R$ 84,6 milhões, 
contribuindo com uma redução tarifária de -1,09%. Ressalta-se que na próxima revisão tarifária da 
Concessionária, momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas 
e o acerto entre os valores de UDER contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do 
PRORET, e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à Distribuidora o pagamento de spread de 2,8% 
a.a. aplicado ao montante antecipado. 
 
Efeito das Bandeiras Tarifárias 
 
37. 
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 não sofresse aumento adicional de 17,44%. 
 
Subvenção CDE: Descontos tarifários  
 
38. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de agosto/2022 a julho/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 
agosto/2021 a julho/2022. 
 
Tabela 3: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
 
III. 
D I R E I T O 
 
39. 
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 187/1998-ANEEL. 
 
 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
 
40. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004913/2021-23, voto pela 
emissão da Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual (RTA) das tarifas da Elektro, a 
vigorar a partir de 27 de agosto de 2022, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de 15,77%, sendo 23,72% para os consumidores 
em Alta Tensão e 11,61% para os consumidores em Baixa Tensão, 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 Elektro; 
 
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso exclusivo; e 
 
(iv) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
3.778.589
        
34.190.904
     
37.969.493
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
1.463.394
        
4.219.860
        
5.683.255
        
Subsídio Distribuição
271.562
           
87.676
             
359.238
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(184.530)
          
730.269
           
545.738
           
Subsídio Rural
(604.374)
          
2.585.839
        
1.981.464
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(765.106)
          
1.597.480
        
832.374
           
Total
3.959.534
        
43.412.028
     
47.371.562
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 3 .778.589 3 4.190.904 3 7.969.493
Subsídio Geração Fonte Incentivada 1 .463.394 4 .219.860 5 .683.255
Subsídio Distribuição 2 71.562 8 7.676 3 59.238
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 184.530) 7 30.269 5 45.738
Subsídio Rural ( 604.374) 2 .585.839 1 .981.464
Subsídio Irrigante/Aquicultor ( 765.106) 1 .597.480 8 32.374  
Total 3 .959.534 4 3.412.028 4 7.371.562  

Energético (CDE) a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia 
Elétrica (CCEE) à Elektro, de modo a custear os descontos retirados da estrutura 
tarifária. 
 
Brasília, 23 de agosto de 2022. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor