31ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL 
Brasília, 23/08/2022 
 
 
VOTO 
 
PROCESSO: 48500.004908/2021-11 
 
INTERESSADO: DCELT - Distribuidora Catarinense de Energia Elétrica Ltda. 
RELATOR: Ricardo Lavorato Tili 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da DCELT - Distribuidora Catarinense de Energia Elétrica Ltda., 
a vigorar a partir de 29 de agosto de 2022. 
I. RELATÓRIO 
 
A DCELT é prestadora do serviço público de distribuição de energia elétrica, com sede na 
cidade de Xanxerê/SC, e atende cerca de 39,5 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia 
elétrica 
representa 
faturamento 
anual 
da 
ordem 
de  
R$ 122,4 milhões. 
2. 
Em 24 de agosto de 2021, foi aprovado o reajuste tarifário anual da DCELT, conforme 
Resolução Homologatória – REH nº 2.928/2021, onde as tarifas foram, em média, reajustadas em 6,95%, 
para o período de 29 de agosto de 2021 a 28 de agosto de 2022. 
3. 
A Resolução Normativa nº 1.0081, de 15 de março de 2022, dispõe sobre a conta escassez 
hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE. 
4. 
Em 04 de julho de 2022, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 26/2022, o Processo foi 
a mim distribuído. 
 
 
1 Disponível em https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren20221008.pdf.

5. 
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 Eletrobrás 2, a Diretoria Colegiada decidiu anuir com a proposta preliminar de 
regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás. 
6. 
Em 27 de junho de 2022, foi sancionada a Lei nº 14.385/2022, que disciplina a devolução 
aos consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais que versam sobre a 
retirada do ICMS da base do PIS/COFINS. 
7. 
Em 15 de agosto de 2022, a SGT encaminhou por meio eletrônico e-mail ao Conselho de 
Consumidores da DCELT as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa nº 652, de 17 de 
março de 2015. 
8. 
O cálculo do RTA de 2022 da Concessionária foi consolidado pela SGT, por meio da Nota 
Técnica nº 165/2022-SGT/ANEEL3, de 15 de agosto de 2022. 
9. 
É o Relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
10. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da DCELT conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 8,79%, sendo de 8,22%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 9,09%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
 
2 Documento SIC nº 48513.014192/2022-00. 
3 Documento SIC nº 48581.002170/2022-00.

Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
11. 
O efeito médio de 8,79% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 16,46% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a uma variação de -5,28%; (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 1,93%; e (iv) da 
aplicação da Lei nº 14.299, de 05 de janeiro de 2022, que representou um impacto de -4,32%; conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 
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 Lei nº 14.299, de 5 de janeiro de 2022, instituiu subvenção econômica às concessionárias 
do serviço público de distribuição de energia elétrica com mercados próprios inferiores a 350 GWh 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
8,22%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
9,09%
Efeito Médio AT+BT
8,79%
8,62%
2,99%
3,72%
-0,01%
1,15%
-5,28%
1,93%
-4,32%
8,79%
Encargos
Transporte
Energia
RI
Distribuição Financeiros
Ret dos
Financeiros
Suvenção Lei
14.299
Efeito Médio

(trezentos e cinquenta gigawatts-hora) anuais. Ocorre que a aplicação do dispositivo legal implicou em 
redução de efeito tarifário para consumidores do Grupo A e do Grupo B, cujas tarifas calculadas 
mostraram-se superiores às praticadas pela concessionária adjacente, Celesc. 
14. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
98.251.024
          
116.999.551
        
19,1%
15,32%
82,1%
Encargos Setoriais
23.213.073
          
33.764.437
          
45,5%
8,62%
23,7%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
111.772
                
120.406
                
7,7%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
15.399.502
           
24.322.547
           
57,9%
7,29%
17,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
1.224.852
             
1.235.370
             
0,9%
0,01%
0,9%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
1.457.825
             
1.461.204
             
0,2%
0,00%
1,0%
CDE Modicidade Eletrobrás
-
                         
(3.169.878,94)
      
0,0%
-2,59%
-2,2%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
1.398.048
             
4.547.706
             
225,3%
2,57%
3,2%
PROINFA
2.584.427
             
4.191.178
             
62,2%
1,31%
2,9%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
1.036.647
             
1.055.904
             
1,9%
0,02%
0,7%
Custos de Transmissão
25.956.082
          
29.613.052
          
14,1%
2,99%
20,8%
MUST Itaipu
832.275
                
821.977
                
-1,2%
-0,01%
0,6%
Transporte de Itaipu
808.651
                
1.193.789
             
47,6%
0,31%
0,8%
Uso do sistema de distribuição e CCD
24.315.156
           
27.597.285
           
13,5%
2,68%
19,4%
Custos de Aquisição de Energia
49.012.505
          
53.565.820
          
9,3%
3,72%
37,6%
Receitas Irrecuperáveis
69.364
                  
56.242
               
-19%
-0,011%
0,0%
PARCELA B
24.167.394
          
25.570.246
          
5,8%
1,15%
17,9%
IRT
122.418.418
        
142.569.797
        
16,5%
16,46%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(6.464.846)
           
-5,28%
CVA em processamento - Energia
(4.030.420)
            
-3,29%
CVA em processamento - Transporte
271.620
                
0,22%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
11.895.759
           
9,72%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
179.381
                
0,15%
Neutralidade de Parcela A- Energia
62.238
                   
0,05%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
921.357
                
0,75%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
171.236
                
0,14%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
7.383
                     
0,01%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid
(2.898)
                    
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(1.879.262)
            
-1,54%
Ajuste CUSD
51.355
                   
0,04%
Previsão do Risco Hidrológico
4.158.086
             
3,40%
Reversão do Risco Hidrológico
(6.768.912)
            
-5,53%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(32.511,53)
            
-0,03%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula
(65.748,24)
            
-0,05%
Crédito de PIS/COFINS
(7.553.248,38)
      
-6,17%
Neutralidade Crédito de Pis/COFINS
44.281,66
             
0,04%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia
(473.239,83)
          
-0,39%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária
(1.016.205,24)
      
-0,83%
Bônus de Itaipu
(2.405.098,31)
      
-1,96%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
1,93%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores sem aplicação da Lei 14.299
13,11%
Efeito Subvenção Lei 14.299
-4,32%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores (com aplicação da Lei 14.299)
8,79%
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação
(R$) (R$) no Reajuste na Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 98.251.024 116.999.551 19,1% 15,32% 82,1%  
Encargos Setoriais 23.213.073 33.764.437 45,5% 8,62% 23,7%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 11.772 1 20.406 7,7% 0,01% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 1 5.399.502 2 4.322.547 57,9% 7,29% 17,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) 1 .224.852 1 .235.370 0,9% 0,01% 0,9%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 1 .457.825 1 .461.204 0,2% 0,00% 1,0%
CDE Modicidade Eletrobrás - ( 3.169.878,94) 0,0% -2,59% -2,2%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 .398.048 4 .547.706 225,3% 2,57% 3,2%
PROINFA 2 .584.427 4 .191.178 62,2% 1,31% 2,9%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 .036.647 1 .055.904 1,9% 0,02% 0,7%  
Custos de Transmissão 2 5.956.082 2 9.613.052 14,1% 2,99% 20,8%  
MUST Itaipu 8 32.275 8 21.977 -1,2% -0,01% 0,6%
Transporte de Itaipu 8 08.651 1 .193.789 47,6% 0,31% 0,8%
Uso do sistema de distribuição e CCD 2 4.315.156 2 7.597.285 13,5% 2,68% 19,4%  
Custos de Aquisição de Energia 4 9.012.505 5 3.565.820 9,3% 3,72% 37,6%  
Receitas Irrecuperáveis 6 9.364 56.242 -19% -0,011% 0,0%  
PARCELA B 24.167.394 25.570.246 5,8% 1,15% 17,9%  
IRT 122.418.418 142.569.797 16,5% 16,46% 100%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (6.464.846) -5,28%  
CVA em processamento - Energia (4.030.420) -3,29%
CVA em processamento - Transporte 2 71.620 0,22%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 1.895.759 9,72%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1 79.381 0,15%
Neutralidade de Parcela A- Energia 6 2.238 0,05%
Neutralidade de Parcela A - Transporte 9 21.357 0,75%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 1 71.236 0,14%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 7 .383 0,01%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid ( 2.898) 0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia ( 1.879.262) -1,54%
Ajuste CUSD 5 1.355 0,04%
Previsão do Risco Hidrológico 4 .158.086 3,40%
Reversão do Risco Hidrológico ( 6.768.912) -5,53%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 ( 32.511,53) -0,03%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 2 0 / 2 0 ( 2615).748,24) -0,05%
Crédito de PIS/COFINS ( 7.553.248,38) -6,17%
Neutralidade Crédito de Pis/COFINS 4 4.281,66 0,04%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia ( 473.239,83) -0,39%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária ( 1.016.205,24) -0,83%
Bônus de Itaipu ( 2.405.098,31) -1,96%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,93%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores sem aplicação da Lei 14.299 13,11%  
Efeito Subvenção Lei 14.299 -4,32%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores (com aplicação da Lei 14.299) 8,79%  

15. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 82,1% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 15,32% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos. 
16. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 8,62%. A 
CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 7,29%. Adicionalmente, o aumento 
dos encargos de Energia de Reserva (ERR) e Serviços de Sistema (ESS) impactou o efeito médio em 2,57%, 
assim como o aumento de encargo de Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – 
PROINFA representou um impacto de 1,31%. 
17. 
Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,59% associada à nova 
CDE Modicidade Eletrobrás, instituída com base na Resolução CNPE nº 15/2021, conforme valores do 
Despacho nº 1.959/2022. 
18. 
Frise-se, que no processo tarifário subsequente, o valor desse encargo CDE Eletrobrás 
deverá ser ajustado e as diferenças repassadas às tarifas, conforme regulamentação a ser proposta pela 
Agência.  
19. 
Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de 2,99% em função, 
principalmente, do aumento das tarifas TUSD da CELESC, com quem a DCELT possui Contrato de Uso do 
Sistema de Distribuição, com impacto de 2,68%.  
20. 
Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 3,72%. 
Contribuiu especialmente para esse efeito o Contrato Bilateral que a DCELT mantém com a Focus Energia, 
que é atualizado pelo IPCA e contribuiu com o efeito em 3,37%. Por outro lado, com contribuição negativa, 
destaca-se a redução de custo da energia proveniente de Itaipu, com impacto de -0,61%.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: 
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
21. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 17,9% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 1,15% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
22. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre agosto de 2021 
e julho de 2022 do IPCA, de 10,07%, subtraída do Fator X, de 2,55%, o que totaliza 7,52%, além do 
abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de 
Demanda (UD). 
23. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem4 e com tributos 5), os Gráficos 2 e 3 apresentam a proporção da fatura de energia 
 
 
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 22,2% para o ICMS e de 2% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 
24,1% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 
31,8% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
3,72%
0,29%
0,66%
-0,61%
3,37%
0,02%
Total
 Cotas        Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Bilateral
 Proinfa

elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, 
além do pagamento dos encargos setoriais. 
Gráfico 2 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Gráfico 3 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
24. 
Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -5,28% no atual reajuste da DCELT, conforme indicado na Tabela 3. 
 
 
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
17,9%
Custo de Energia
37,6%
Custo de 
Transporte
20,8%
Encargos 
Setoriais
23,7%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
Custo de       
Distribuição; 
13,6%
Custo de            
Energia; 
28,5%
Custo de     
Transmissão
; 15,8%
Encargos          
Setoriais; 
18,0%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,0%
ICMS; 
22,2%
PIS/COFINS; 
2,0%
Tributos; 
24,1%

25. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos 
Setoriais, com 9,72%, decorrente dos custos dos Encargos de Serviços do Sistema originados com o 
despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao longo de 2021 e dos descasamentos entre as 
coberturas tarifárias da CDE Uso e do PROINFA em relação aos valores aplicados a partir de 2022. 
26. 
Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste de -3,29%, 
os impactos mais significativos foram as exposições ao MCP relacionadas ao risco hidrológico dos CCGF 
repactuados. 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
27. 
Foram estudados e elaborados mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se 
observaria neste ano, com intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por 
consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico.  
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
(4.030.420)
         
-3,29%
CVA em processamento - Transporte
271.620
              
0,22%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
11.895.759
        
9,72%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
179.381
              
0,15%
Neutralidade de Parcela A- Energia
62.238
                
0,05%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
921.357
              
0,75%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
171.236
              
0,14%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
7.383
                  
0,01%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid
(2.898)
                 
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(1.879.262)
         
-1,54%
Ajuste CUSD
51.355
                
0,04%
Previsão do Risco Hidrológico
4.158.086
          
3,40%
Reversão do Risco Hidrológico
(6.768.912)
         
-5,53%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(32.511,53)
         
-0,03%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício 
(65.748,24)
         
-0,05%
Crédito de PIS/COFINS
(7.553.248,38)
    
-6,17%
Neutralidade Crédito de Pis/COFINS
44.281,66
          
0,04%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia
(473.239,83)
       
-0,39%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária
(1.016.205,24)
    
-0,83%
Bônus de Itaipu
(2.405.098,31)
    
-1,96%
Total
(6.464.846)
         
-5,28%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia (4.030.420) -3,29%
CVA em processamento - Transporte 2 71.620 0,22%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 11.895.759 9,72%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1 79.381 0,15%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  62.238  0,05%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte 9 21.357 0,75%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 1 71.236 0,14%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 7.383 0,01%      
  (2.898) 0,00%    
Sobrecontratação/exposição de energia (1.879.262) -1,54%
Ajuste CUSD 51.355 0,04%
Previsão do Risco Hidrológico 4.158.086 3,40%
Reversão do Risco Hidrológico (6.768.912) -5,53%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 (32.511,53) -0,03%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Ci r c u l a (r6 250.7/4280,2214)) -0,05%
Crédito de PIS/COFINS ( 7.553.248,38) -6,17%
Neutralidade Crédito de Pis/COFINS 44.281,66 0,04%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia (473.239,83) -0,39%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária ( 1.016.205,24) -0,83%
Bônus de Itaipu ( 2.405.098,31) -1,96%      
Total ( 6.464.846) -5,28%      

28. 
Tais mecanismos financeiros foram incorporados a esse processo tarifário e estão 
relacionados abaixo e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica nº 165/2022-SGT/ANEEL: 
 
a) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL 
29. 
No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL7, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à 
DCELT informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores migrantes para o 
ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota Técnica nº 237/2020-
SGT/ANEEL8, de 27/11/2020. Conforme consta da Tabela 3, o valor correspondente informado pela DCELT 
e devidamente atualizado foi de -R$ 65.748,24, já atualizado pela Selic (impacto de -0,05%). 
b) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial 
30. 
A Lei nº 14.385/2022, que “Altera a Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, para 
disciplinar a devolução de valores de tributos recolhidos a maior pelas prestadoras do serviço público de 
distribuição de energia elétrica”, foi sancionada pela Presidência da República em 27 de junho de 2022. 
 
31. 
A Lei estabelece no caput do art. 3º-B o comando para a destinação integral aos usuários 
do serviço os créditos de PIS/COFINS. Ainda, no seu parágrafo 1º consta que a destinação será do valor 
total do crédito utilizado em compensação perante a Secretaria da Receita Federal do Brasil, acrescido de 
juros, e da integralidade dos créditos requeridos à Receita Federal do Brasil a serem compensados até o 
processo tarifário subsequente, conforme projeção a ser realizada por esta Agência, conforme texto 
transcrito a seguir: 
Art. 3º-B A ANEEL deverá promover, nos processos tarifários, a destinação integral, em 
proveito dos usuários de serviços públicos afetados na respectiva área de concessão ou 
permissão, dos valores objetos de repetição de indébito pelas distribuidoras de energia 
elétrica relacionados às ações judiciais transitadas em julgado que versam sobre a exclusão 
 
 
7 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00. 
8 Documento SIC nº 48581.001953/2020-00.

do Imposto sobre Circulação de Mercadores e Serviços – ICMS da base de cálculo das 
contribuições para o Programa de Integração Social e de Formação do Patrimônio do 
Servidor Público – PIS/PASEP e da Contribuição para Financiamento da Seguridade Social – 
COFINS. 
§1º Para a destinação de que trata o caput deste artigo, deverá ser considerado nos 
processos tarifários: 
I – o valor total do crédito utilizado em compensação perante a Secretaria da Receita 
Federal do Brasil, acrescido de juros conforme o § 4º do art. 39 da Lei nº 9.250, de 26 de 
novembro de 1995; 
II – a integralidade dos valores dos créditos requeridos à Receita Federal do Brasil a serem 
compensados até o processo tarifário subsequente, conforme projeção a ser realizada pela 
ANEEL 
III – tributos incidentes sobre os valores repetidos de que trata o caput; 
IV – os valores repassados pelas distribuidoras de energia elétrica diretamente aos 
consumidores em virtude de decisões administrativas ou judiciais; e 
V – a capacidade máxima de compensação dos créditos da distribuidora de energia elétrica. 
§ 2º A destinação de que trata o caput dar-se-á nos processos tarifários anuais, a partir do 
primeiro processo tarifário subsequente ao requerimento à Receita Federal do Brasil. 
(...) 
 
32. 
Isso posto, considera-se nos processos tarifários parte dos créditos obtidos judicialmente, 
a saber: (i) devolução nos processos tarifários das distribuidoras; e (ii) destinação integral dos valores dos 
créditos aos consumidores de energia elétrica. 
 
33. 
Desse modo, no caso concreto, foi incluído o componente financeiro contemplando: (i) o 
valor total do crédito utilizado até a data-base do processo tarifário, (ii) os valores dos créditos a serem 
compensados até o processo tarifário subsequente, descontando-se, entretanto, os tributos incidentes e 
os valores que foram repassados diretamente aos consumidores em virtude de decisões administrativas 
ou judiciais.

34. 
Registro que procedimento semelhante já foi adotado em processos tarifários anteriores, 
resguardadas, naturalmente, as especificidades processuais observadas em cada caso. 
 
35. 
Para a DCELT, os referidos itens totalizam R$ 7.553.248,38, e resultam em redução de -
6,17% no índice de reajuste tarifário da Distribuidora. 
 
c) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
 
36. 
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. 
 
37. 
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 DCELT foram repassados R$ 1.462.648,09, que 
devidamente atualizados, originaram um componente financeiro negativo de R$ 1.489.445,07, valor que 
contribuiu para atenuar o efeito do atual processo tarifário em -1,22%. 
 
d) Decreto 11.027/2022 - Bônus de Itaipu 
 
38. 
Por meio do Despacho 1.192/2022 SGT/ANEEL, de 04 de maio de 2022, e com base no que 
consta no processo 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.  
 
39. 
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 DCELT alcançam a monta de R$ 2.405.098,31, cuja 
aplicação resultou em uma atenuação tarifária de -1,96%. 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. 
 
40. 
Por meio da Carta 1749/20229, de 12/08/2022, a DCELT solicitou a inclusão e o repasse, 
como componente financeiro positivo, de R$ 4.000.000,00 referentes a venda de energia no MVE nos 
anos de 2019, 2020 e 2021. Relata a Concessionária que participou do MVE nos anos mencionados, 
realizando a venda de energia, cujos volumes foram contabilizados e liquidados regularmente pela CCEE, 
apurados segunda a metodologia de cálculo do Módulo 4 do PRORET, o valor superior a R$ 6 milhões, 
deveria ser devolvido no processo tarifário subsequente a contabilização.  
 
41. 
Importa esclarecer que conforme o Submódulo 4.3, versão 1.0 C (Vigente) :  
 
“O componente financeiro de ajuste do repasse dos custos de sobrecontratação de energia, 
exposição ao mercado de curto prazo e dos resultados no MVE será repassado no processo 
tarifário subsequente ao ano civil de referência, após a publicação do despacho de 
involuntariedade.” 
 
42. 
Portanto, para a devida consideração no cálculo tarifário para os resultados do MVE, bem 
como dos custos de sobrecontratação definitivos, só devem ser realizados após a publicação do despacho 
de involuntariedade do ano civil correspondente.  
 
43. 
Destaco que o último ano publicado para a involuntariedade foi o ano de 2017, conforme 
a REH 2.168, de 9 de agosto de 2022, que retificou os valores publicados no Despacho 2.508/20. 
 
 
 
9 SIC nº 48513.021839/2022-00.
  “O componente financeiro de ajuste do repasse dos custos de sobrecontratação de energia,
  exposição ao mercado de curto prazo e dos resultados no MVE será repassado no processo
  tarifário subsequente ao ano civil de referência, após a publicação do despacho de
  involuntariedade.”
  
42. Portanto, para a devida consideração no cálculo tarifário para os resultados do MVE, bem  
como dos custos de sobrecontratação definitivos, só devem ser realizados após a publicação do despacho  
de involuntariedade do ano civil correspondente.  
  
43. Destaco que o último ano publicado para a involuntariedade foi o ano de 2017, conforme  
a REH 2.168, de 9 de agosto de 2022, que retificou os valores publicados no Despacho 2.508/20.  

44. 
Ressalto, porém, que da mesma forma que para o cálculo da sobrecontratação, quando da 
consideração do MVE no cálculo tarifário, a metodologia neutraliza os custos da distribuidora, de forma 
que a empresa não possa alegar desequilíbrio financeiro por esta operação. A não consideração até o 
momento deve-se a uma expectativa de lucro a ser percebida pela distribuidora. 
 
45. 
Importa ainda destacar a dificuldade de se realizar uma previsão adequada deste 
financeiro, visto que ele depende do valor da involuntariedade que se trata de um processo complexo, 
além da expectativa da consideração de geração distribuída (GD) no cálculo desta involuntariedade, que 
pode ser significativa. 
 
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
46. 
A Tabela 4 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. Convém esclarecer que o montante mensal indicado abarca a subvenção 
estabelecida na Lei 14.299/2022, que individualmente enseja repasse mensal de R$ 526.639,19. 
 
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
IV. DIREITO 
47. 
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 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$)  Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
(12.037)
           
394.556
          
382.520
          
Subsídio Geração Fonte Incentivada
2.474
               
90.087
             
92.561
             
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
793
                  
5.953
               
6.747
               
Subsídio Rural
(10.483)
           
99.169
             
88.686
             
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(2.437)
              
2.050
               
(387)
                 
Subvenção Lei 14.299/2022
(51.185)
           
577.825
          
526.639
          
Total
(72.874)
           
1.169.640
       
1.096.766
44. Ressalto, porém, que da mesma forma que para o cálculo da sobrecontratação, quando da
consideração do MVE no cálculo tarifário, a metodologia neutraliza os custos da distribuidora, de forma
que a empresa não possa alegar desequilíbrio financeiro por esta operação. A não consideração até o
momento deve-se a uma expectativa de lucro a ser percebida pela distribuidora.
45. Importa ainda destacar a dificuldade de se realizar uma previsão adequada deste
financeiro, visto que ele depende do valor da involuntariedade que se trata de um processo complexo,
além da expectativa da consideração de geração distribuída (GD) no cálculo desta involuntariedade, que
pode ser significativa.
Valor Mensal
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada (12.037) 394.556 382.520
Subsídio Geração Fonte Incentivada 2.474 9 0.087 9 2.561
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 793 5.953 6.747
Subsídio Rural (10.483) 9 9.169 8 8.686
Subsídio Irrigante/Aquicultor ( 2.437) 2.050 (387)  
  (51.185) 577.825 526.639
Total (72.874) 1 .169.640 1 .096.766  

Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 50/1999-ANEEL. 
V. DISPOSITIVO 
48. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004908/2021-11, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da DCELT, a vigorar a partir 
de 29 de agosto de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 8,79%, sendo 8,22% para os consumidores em alta tensão e 9,09% 
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 DCELT; e 
c) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – 
CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à 
DCELT, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
 
Brasília, 23 de agosto de 2022. 
 
(Assinado digitalmente) 
RICARDO LAVORATO TILI 
Diretor