43ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL 
Brasília, 07/12/2021 
VOTO 
 
 
 
PROCESSO: 48500.005029/2020-25 
 
 
INTERESSADOS: ENERGISA ACRE DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S/A - Energisa Acre (EAC) 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Energisa Acre Distribuidora de Energia S/A – EAC, a vigorar 
a partir de 13 de dezembro de 2021. 
I. RELATÓRIO 
 
A ENERGISA ACRE é prestadora1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e 
atende cerca de 280 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa 
faturamento anual da ordem de R$ 592 milhões. 
2. 
No dia 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa 
nº 885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor 
elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública (Conta-COVID) reconhecido pelo Decreto 
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; 
e dispôs sobre outras providências. 
3. 
Em 8 de dezembro de 2020, foi aprovado a Revisão Tarifária Extraordinária da ENERGISA 
ACRE, conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.820/2020, ocasião em que as tarifas foram, em 
média, reajustadas em 2,95%. 
4. 
Em processo deliberado anteriormente2, nesta Reunião Pública Ordinária de Diretoria, foi 
 
 
1 De acordo com a Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, em especial seu artigo 9º, e com a Portaria MME nº 442, de 23 de 
agosto de 2016. 
2 Processo nº 48500.007050/2019-21

determinada a alteração de valor da Parcela B em função da retirada dos Ativos Imobilizados em Curso 
(AIC) da Base de Remuneração Regulatória (BRR). Como consequência, foi considerado o disposto na Nota 
Técnica nº 250/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 05/11/2021, que trata da “Avaliação do impacto da segregação 
dos ativos classificados como Ativos Imobilizados em Curso – AIC, na data-base utilizada como referência 
para o processo licitatório, constantes da Base de Remuneração Regulatória da Energisa Acre 
Distribuidora de Energia, nos termos da Lei nº 14.120/2021 e da Portaria MME nº 484/2021”. 
5. 
Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021 e conjuntura socioeconômica 
adversa, foram desenvolvidos pela ANEEL e 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. 
6. 
Em 02 de dezembro de 2021, a distribuidora encaminhou a Carta ENERGISAAC/VPR-
ANEEL/Nº011/2021, oferecendo a “possibilidade de diferir o montante de R$ 44.600.000,00 (quarenta e 
quatro milhões e seiscentos mil reais), a ser reintegrado à distribuidora corrigido pela variação da SELIC 
quando da liberação dos recursos financeiros de eventual empréstimo setorial ao longo do ano de 2022 
ou, na ausência deste, a partir do próximo evento tarifário.” 
7. 
Em 02 de dezembro de 2021, a SGT encaminhou por meio eletrônico e-mail ao Conselho 
de Consumidores da ENERGISA ACRE a planilha de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa nº 
652, de 17 de março de 2015. 
8. 
Em 02 de dezembro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, por meio da 
Nota Técnica nº 282/2021-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021 da 
concessionária. 
9. 
É o Relatório.

II. FUNDAMENTAÇÃO 
10. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ENERGISA ACRE conduz a um efeito médio nas tarifas 
a ser percebido pelos consumidores de 9,90%, sendo de 7,65%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 10,36%, 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 9,90% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 9,92% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a um efeito de -1,79%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 1,77%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
7,65%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
10,36%
Efeito Médio AT+BT
9,90%
4,16%
-0,35%
2,85%
0,26%
3,00%
-1,79%
1,77%
9,90%
Encargos
Setoriais
Transporte
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

12. 
Destaca-se a diferença do efeito médio entre os consumidores alta e baixa tensão, que se 
deve principalmente ao maior impacto dos custos de distribuição para os consumidores de baixa tensão. 
13. 
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 
 
14. 
Os custos da Parcela A representam 52,1% dos custos da concessionária, sendo responsável 
pelo aumento de 6,92% na composição do índice de reajuste tarifário.  
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
297.828.829
        
338.781.749
        
13,8%
6,92%
52,1%
Encargos Setoriais
47.029.247
          
71.635.307
          
52,3%
4,16%
11,0%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
1.080.818
             
1.145.899
             
6,0%
0,01%
0,2%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
22.741.599
           
22.211.582
           
-2,3%
-0,09%
3,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                         
21.196.045
           
0,0%
3,58%
3,3%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                         
5.377.710
             
0,0%
0,91%
0,8%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
10.288.588
           
6.757.038
             
-34,3%
-0,60%
1,0%
PROINFA
7.445.420
             
9.108.650
             
22,3%
0,28%
1,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
5.472.823
             
5.838.384
             
6,7%
0,06%
0,9%
Custos de Transmissão
27.727.259
          
25.662.455
          
-7,4%
-0,35%
3,9%
Rede Básica
14.968.551
           
10.589.177
           
-29,3%
-0,74%
1,6%
Rede Básica Fronteira
11.507.609
           
13.616.245
           
18,3%
0,36%
2,1%
Conexão
1.251.099
             
1.457.033
             
16,5%
0,03%
0,2%
Custos de Aquisição de Energia
216.345.463
        
233.224.795
        
7,8%
2,85%
35,8%
Receitas Irrecuperáveis
6.726.859
             
825919229%
23%
0,26%
1,3%
PARCELA B
294.195.910
        
311.981.968
        
6,0%
3,00%
47,9%
IRT
592.024.738
        
650.763.717
        
9,9%
9,92%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(10.600.129)
         
-1,79%
CVA em processamento - Energia
37.122.650
           
6,27%
CVA em processamento - Transporte
5.324.964
             
0,90%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
22.996.300
           
3,88%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(135.206)
               
-0,02%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(841.494)
               
-0,14%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(133.752)
               
-0,02%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
306.597
                
0,05%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
976.018
                
0,16%
Sobrecontratação/exposição de energia
(31.037.952)
          
-5,24%
Previsão de Risco Hidrológico
16.148.099
           
2,73%
Reversão de créditos de rescisão contratual (REN 376 e 414)
(6.749)
                    
0,00%
Bandeira de escassez hídrica - energia/ESS/sobrecontratação
(1.686.390)
            
-0,28%
Diferimento Energia Carta Energisa
(44.600.000)
          
-7,53%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
44.253
                   
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(15.077.466)
          
-2,55%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
1,77%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,90%
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação
(R$) (R$) no Reajuste na Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 297.828.829 338.781.749 13,8% 6,92% 52,1%  
Encargos Setoriais 47.029.247 71.635.307 52,3% 4,16% 11,0%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 .080.818 1 .145.899 6,0% 0,01% 0,2%  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 2 2.741.599 2 2.211.582 -2,3% -0,09% 3,4%  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) - 2 1.196.045 0,0% 3,58% 3,3%  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) - 5 .377.710 0,0% 0,91% 0,8%  
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 0.288.588 6 .757.038 -34,3% -0,60% 1,0%  
PROINFA 7 .445.420 9 .108.650 22,3% 0,28% 1,4%  
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 5 .472.823 5 .838.384 6,7% 0,06% 0,9%  
Custos de Transmissão 2 7.727.259 2 5.662.455 -7,4% -0,35% 3,9%  
Rede Básica 1 4.968.551 1 0.589.177 -29,3% -0,74% 1,6%  
Rede Básica Fronteira 1 1.507.609 1 3.616.245 18,3% 0,36% 2,1%  
Conexão 1 .251.099 1 .457.033 16,5% 0,03% 0,2%  
Custos de Aquisição de Energia 2 16.345.463 2 33.224.795 7,8% 2,85% 35,8%  
Receitas Irrecuperáveis 6 .726.859 825919229% 23% 0,26% 1,3%  
PARCELA B 294.195.910 311.981.968 6,0% 3,00% 47,9%  
IRT 592.024.738 650.763.717 9,9% 9,92% 100%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (10.600.129) -1,79%  
CVA em processamento - Energia 37.122.650 6,27%
CVA em processamento - Transporte 5 .324.964 0,90%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 2 2.996.300 3,88%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 135.206) -0,02%
Neutralidade de Parcela A- Energia ( 841.494) -0,14%
Neutralidade de Parcela A - Transporte ( 133.752) -0,02%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 3 06.597 0,05%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 9 76.018 0,16%
Sobrecontratação/exposição de energia ( 31.037.952) -5,24%
Previsão de Risco Hidrológico 1 6.148.099 2,73%
Reversão de créditos de rescisão contratual (REN 376 e 414) ( 6.749) 0,00%
Bandeira de escassez hídrica - energia/ESS/sobrecontratação ( 1.686.390) -0,28%
Diferimento Energia Carta Energisa ( 44.600.000) -7,53%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 4 4.253 0,01%
Reversão do Risco Hidrológico ( 15.077.466) -2,55%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,77%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,90%  

15. 
Os encargos setoriais impactaram o efeito tarifário médio em 4,16%, com destaque para o 
efeito da CDE-Covid, referente ao pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no 
Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das 
distribuidoras em 2020, cujo efeito foi de 4,49% (3,58% - CDE Conta-Covid Tusd e 0,91% - CDE Conta-Covid 
TE. 
16. 
Os custos de transmissão correspondem a um efeito médio de -0,35%. 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 
17. 
Já os custos de compra de energia representaram um aumento tarifário de 2,85%, sendo o 
principal fator o aumento dos custos relacionados aos Contratos de Energia no Ambiente Regulado – Nova 
e Alternativa, modalidade Disponibilidade, conforme se observa no Gráfico 2. 
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: 
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
18. 
A Parcela B representa 47,9% dos custos da concessionária, com impacta no efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores de 3,00%. 
2,85%
1,43%
0,37%
0,47%
-0,06%
0,20%
0,46%
-0,02%
Total
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e Belo
Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Bilateral
 Proinfa

19. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre dezembro de 
2020 e novembro de 2021 do IPCA, de 10,38%, subtraída do Fator X, de -0,69%, o que totaliza 11,07%, 
além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e 
Ultrapassagem de Demanda (UD). 
20. 
O cálculo do Fator X, de -0,69%, corresponde ao valor do componente Q, uma vez que os 
componentes T e Pd foram definidos em 0,00%, conforme a subcláusula terceira da cláusula vigésima do 
Contrato de Concessão nº 03/2018. 
21. 
No cômputo da Parcela B também foi considerado o disposto na Nota Técnica nº 250/2021-
SGT/SFF/ANEEL 3 , de 05/11/2021, que trata da “Avaliação do impacto da segregação dos ativos 
classificados como Ativos Imobilizados em Curso – AIC, na data-base utilizada como referência para o 
processo licitatório, constantes da Base de Remuneração Regulatória da Energisa Acre Distribuidora de 
Energia, nos termos da Lei nº 14.120/2021 e da Portaria MME nº 484/2021”, restando a redução de 3,99% 
no valor referente ao ciclo anterior (Parcela B limpa na data de referência). 
22. 
Já os componentes financeiros 4  a serem recuperados no próximo período tarifário 
contribuíram com o efeito em -1,79% no atual reajuste da ENERGISA ACRE, conforme indicado na Tabela 
3. 
 
 
3 Documento SIC nº 48581.001772/2021-00. 
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

Tabela 3 – Componentes Financeiros 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
23. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em processamento 
- Energia, com impacto no reajuste de 6,27%, principalmente devido aos seguintes itens: (i) as exposições 
ao MCP relacionadas à insuficiência de geração hidrelétrica alocada no MRE (risco hidrológico) dos CCGF 
e dos CCEAR-Q repactuados; e (ii) custos dos CCEAR por disponibilidade decorrentes do cenário de CMO 
elevado. 
24. 
Outro destaque foi a CVA – Encargos Setoriais, com 3,88% de impacto, referente ao custo 
de ESS por Segurança Energética decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito. 
25. 
Dos componentes que contribuíram para a redução tarifária, destacam-se a 
sobrecontratação de energia, cujo efeito é de -5,24%, e o diferimento de R$ 44.600.000,00, “a ser 
reintegrado à distribuidora corrigido pela variação da SELIC quando da liberação dos recursos financeiros 
de eventual empréstimo setorial ao longo do ano de 2022 ou, na ausência deste, a partir do próximo 
evento tarifário”, conforme expõe a Carta ENERGISAAC/VPR-ANEEL/Nº011/2021, com impacto de -7,53%. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
37.122.650
        
6,27%
CVA em processamento - Transporte
5.324.964
          
0,90%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
22.996.300
        
3,88%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(135.206)
            
-0,02%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(841.494)
            
-0,14%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(133.752)
            
-0,02%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
306.597
              
0,05%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
976.018
              
0,16%
Sobrecontratação/exposição de energia
(31.037.952)
       
-5,24%
Previsão de Risco Hidrológico
16.148.099
        
2,73%
Reversão de créditos de rescisão contratual (REN 376 e 414)
(6.749)
                 
0,00%
Bandeira de escassez hídrica - energia/ESS/sobrecontratação
(1.686.390)
         
-0,28%
Diferimento Energia Carta Energisa
(44.600.000)
       
-7,53%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
44.253
                
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(15.077.466)
       
-2,55%
Total
(10.600.129)
      
-1,79%

26. 
As bandeiras tarifárias também contribuíram que o processo tarifário não tivesse aumento 
adicional de 5,06%, não obstante terem sido insuficientes para mitigar o cenário de escassez, mesmo 
considerando os descontos de cobertura com risco hidrológico no processo anterior. 
 
27. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a 
Resolução nº 3/20215, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com 
aplicação de setembro/21 a abril/22. 
 
28. 
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. 
 
29. 
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. 
 
30. 
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. 
 
 
5 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >> Resolução nº 3 
da REG.

31. 
Neste processo, conforme estabelecido no PRORET, a CVA foi calculada 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 é positivo, ou seja, 
uma tarifa mais elevada.  
 
32. 
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.  
 
33. 
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. 
 
34. 
Desse modo, no processo tarifário vigente será considerado um componente financeiro 
negativo, no valor de R$ 1,68 milhões6 (efeito de -0,28%), 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. 
 
35. 
Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira 
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. 
 
36. 
 Essas medidas de mitigação de impactos tarifários ainda mais elevados durante a 
conjuntura da pandemia (Covid-19) e cenário socioeconômico adverso, considerando também o 
diferimento proposto pela empresa, contribuíram para a redução de 7,81% no efeito tarifário. 
 
 
6 Valor resultante dos efeitos de mitigação de escassez hídrica dos seguintes componentes: energia (-R$ 16,593 milhões), ESS 
(-R$ 9,253 milhões) e Sobrecontratação (R$ 24,160 milhões)

37. 
O Gráfico 2 demonstra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 
10 anos (41,6%) e as variações do IGP-M (116,9%) e do IPCA (70,4%). 
 
Gráfico 2 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
38. 
A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela 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 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
452,01
370,60
427,98
355,83
425,14
463,27
502,91
497,82
509,93
612,88
597,77
569,84
581,91
640,18
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
RTE
2019
Reajuste
2019
Revisão
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$)  Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
31.626
             
516.361
          
547.987
          
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
8.030
               
118.909
          
126.939
          
Subsídio Rural
2.255
               
361.546
          
363.801
          
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(475)
                 
1.968
               
1.493
               
Total
41.436
            
998.784
          
1.040.220

39. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da 
receita da Distribuidora, sem7 e com tributos 8 respectivamente, ou seja, 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 
 
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
7 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. 
8  Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 17,4% para o ICMS e de 2,5% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total 
de 19,9% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 
24,8% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Distribuição
47,9%
Energia
35,8%
Transporte
3,9%
Encargos 
Setoriais
11,0%
Receitas 
Irrecuperáveis
1,3%
Distribuição; 
33,7%
Energia; 
25,2%
Transmissão; 
2,8%
Encargos; 
7,7%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,9%
ICMS; 
23,7%
PIS/COFINS; 
5,9%
Tributos; 
29,7%

IV. DIREITO 
40. 
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 iv) Contrato de 
Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 003/2018. 
V. DISPOSITIVO 
41. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005029/2020-25, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ENERGISA ACRE, a 
vigorar a partir de 13 de dezembro de 2021, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de 9,90%, sendo 7,65% para os consumidores em alta 
tensão e 10,36% 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 ENERGISA ACRE; 
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 
ENERGISA ACRE, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
Brasília, 7 de dezembro de 2021 
 
(Assinatura digital) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor