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VOTO  
 
PROCESSO: 48500.004902/2021-43. 
 
INTERESSADOS: Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – Neoenergia Coelba. 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz. 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – 
Neoenergia Coelba, a vigorar a partir de 22 de abril de 2022. 
I. 
R E L A T Ó R I O 
A COELBA é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica sediada 
em Salvador-BA e atende aproximadamente 6,3 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de 
energia elétrica representa atualmente faturamento anual na ordem de R$ 10.8 bilhões. 
2. 
Em 22 de abril de 2021 foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual da COELBA, conforme 
Resolução Homologatória – REH nº 2.857/2021, quando as tarifas foram, em média, reajustadas em 
8,98%. 
3. 
Em 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória n° 1.078 dispôs sobre medidas destinadas 
ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, 
autorizando-se a contratação de operação financeira para fazer face aos impactos financeiros decorrentes 
da implementação de medidas de enfrentamento da crise hidroenergética e dos diferimentos aplicados 
nos processos tarifários anteriores à liberação dos recursos da operação financeira. 
 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 010/1997-ANEEL.

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4. 
Em 13 de janeiro de 2022, o Decreto n° 10.939 regulamentou a MP n°1.078/2021, sobre 
medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação 
de escassez hídrica. 
5. 
Em 03 de fevereiro de 2022, a diretoria colegiada da ANEEL decidiu abrir a Consulta Pública 
nº 02/2022 para tratar da regulamentação do Decreto n° 10.939. 
6. 
Em 10 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica Nota Técnica nº 22/2022–
SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL, que versa sobre medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos 
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, e que regulamenta a Medida 
Provisória n° 1.078, de 13 de dezembro de 2021, após análise das contribuições recebidas na Consulta 
Pública nº 02/2022. 
7. 
Por meio da Carta SRE-0082, de 23 de março de 2022, a COELBA apresentou a Proposta de 
Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022, os quais tiveram seu registro e análise reportados em Nota 
Técnica da SGT com menção ao longo desse voto. 
8. 
Em 13 de abril de 2022, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da COELBA as 
planilhas 
de 
cálculo, 
conforme 
dispõe 
a 
Resolução 
Normativa 
- 
REN 
nº 
652,  
de 17 de março de 2015.  
9. 
Em 14 de abril de 2022, a concessionária protocolou correspondência com propostas 
relacionadas aos financeiros de mitigação tarifária, conforme abordado no item de componentes 
financeiros. 
10. 
Na mesma data, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica 
nº 49/2022-SGT/ANEEL3, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2022. 
11. 
É o Relatório. 
 
 
2 Documento SIC nº 48513.008687/2022-00 
3 Documento SIC nº 48581.001277/2022-00.

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II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
12. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da COELBA, a vigorar a partir de 22 de abril de 
2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 21,13%, sendo 20,54%, em média, 
para os consumidores em Alta Tensão – AT e 21,35%, 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 
13. 
Segundo a SGT, a diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos 
itens de custos que compõem a tarifa. 
14. 
Em relação ao efeito médio de 21,13%, esse decorre, essencialmente: 
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em 
12,73%; 
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um 
efeito de -1,86%; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, 
que contribuíram para uma variação de 10,26%, conforme apresentado no Gráfico 1. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
20,54%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
21,35%
Efeito Médio AT+BT
21,13%

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Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
15. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
3,79%
-1,04%
3,97%
6,01%
-1,86%
10,26%
21,13%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
16. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 57,0% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 6,72% pontos percentuais na composição 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
6.218.416.814
    
6.945.114.355
     
11,7%
6,72%
57,0%
Encargos Setoriais
1.071.361.122
    
1.481.564.309
     
38,3%
3,79%
12,2%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
17.516.448
          
19.906.846
           
13,6%
0,02%
0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
400.929.942
       
601.067.102
         
49,9%
1,85%
4,9%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
102.386.397
       
96.885.611
           
-5,4%
-0,05%
0,8%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
101.114.118
       
101.863.583
         
0,7%
0,01%
0,8%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
175.116.666
       
285.449.480
         
63,0%
1,02%
2,3%
PROINFA
181.167.299
       
265.625.676
         
46,6%
0,78%
2,2%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
92.740.222
          
110.377.173
         
19,0%
0,16%
0,9%
ONS
390.030
               
388.839
                 
-0,3%
-0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
1.097.248.532
    
984.385.525
         
-10,3%
-1,04%
8,1%
Rede Básica
830.292.387
       
717.193.717
         
-13,6%
-1,05%
5,9%
Rede Básica Fronteira
172.092.396
       
173.643.875
         
0,9%
0,01%
1,4%
Rede Básica ONS (A2)
1.025.663
            
1.090.622
             
6,3%
0,00%
0,0%
Rede Básica Export. (A2)
2.010.280
            
2.751.214
             
36,9%
0,01%
0,0%
Conexão
82.414.203
          
78.996.962
           
-4,1%
-0,03%
0,6%
Uso do sistema de distribuição e CCD
9.413.603
            
10.709.134
           
13,8%
0,01%
0,1%
Custos de Aquisição de Energia
4.049.807.161
    
4.479.164.521
     
10,6%
3,97%
36,7%
PARCELA B
4.596.089.793
    
5.246.127.362
     
14,1%
6,01%
43,0%
IRT
10.814.506.607
  
12.191.241.716
   
12,73%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(209.820.456,49)
  
-1,86%
CVA em processamento - Energia
328.053.589
         
2,92%
CVA em processamento -Transporte
81.369.790
           
0,72%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
726.152.581
         
6,45%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(5.599.976)
            
-0,05%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(24.407.899)
          
-0,22%
Sobrecontratação/exposição de energia
49.061.760
           
0,44%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.290.964
             
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
233.575.095
         
2,08%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
(44.463)
                  
0,00%
Ajuste CUSD
1.220.796
             
0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC
(189.685)
               
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
2.760.321
             
0,02%
Reversão do Risco Hidrológico
(240.162.586)
       
-2,13%
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte
144.046.187
         
1,28%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
3.278.519
             
0,03%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(6.189.905)
            
-0,06%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circu
(1.545.125)
            
-0,01%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
(19.934.470)
          
-0,18%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER
(477.186.090)
       
-4,24%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
(803.643.760)
       
-7,14%
Antecipação de UDER (até março/22)
(88.081.399)
          
-0,78%
Reversão dos créditos do art 88 da REN 414
(1.633.845)
            
-0,01%
Antecipação da Conta Escassez Hídrica
(127.148.441)
       
-1,13%
Neutralidade PIS/COFINS RTA 2021
15.137.585
           
0,13%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
10,26%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
21,13%

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do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos: 
a) 
Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito 
tarifário médio de 3,79%. Destacam-se os seguintes encargos: (i) CDE Uso que 
variou 49,9%, impactando o efeito médio em 1,85%; (ii) o Proinfa que variou 
46,6%, impactando o reajuste em 0,78%; e (iii) o encargo EER/ESS que variou 
63,0%, representando 1,02% no efeito médio; 
b) 
Custos de Transmissão – esses custos tiveram uma variação de -10,3% e 
contribuíram para um efeito médio de -1,04%. 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; e 
c) 
Custos de aquisição de energia – tiveram uma variação de 10,6% e representaram 
um efeito tarifário de 3,97%. Contribuíram para esse efeito em especial os custos 
decorrentes dos contratos por disponibilidade e quantidade de energia, nova e 
alternativa, com impacto de 0,95% e 0,68%, respectivamente, que são atualizados 
pela IPCA. As contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser 
observadas no gráfico abaixo:

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Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
17. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 43,0% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 6,01% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
18. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2021 e 
março de 2022 do IGP-M (de  14,77%), subtraída do Fator X (de 0,63%), o que totaliza 14,14%.  
19. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem4 e com tributos5), 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 primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
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% para o ICMS e de  4,3% para o PIS/COFINS incidentes sobre 
a fatura (total de 26,3% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que 
representa a majoração de 35,8% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
3,97%
0,05%
0,17%
0,95%
0,68%
0,57%
0,60%
0,28%
0,63%
0,04%
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
Bilateral
 Proinfa

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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 
20. 
Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -1,86% no atual reajuste da Coelba, conforme indicado na Tabela 2. 
21. 
Os financeiros que mais impactaram o processo com valor positivo foram CVA em 
Processamento – Encargos Setoriais, este com efeito de 6,45%, em decorrência principalmente da 
diferença entre cobertura concedida da CDE no último processo tarifário e os custos efetivamente 
 
 
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
43,0%
Custo de 
Energia
36,7%
Custo de 
Transmissão
8,1%
PROINFA
2,2%
CDE
6,6%
ESS/EER
2,3%
Outros
1,1%
Encargos     
Setorias
12,2%
Custo de 
Distribuição
31,7%
Custo de 
Energia
27,1%
Custo de 
Transmissão
5,9%
Encargos 
Setoriais
9,0%
ICMS
22,0%
PIS/COFINS
4,3%
Tributos
26,3%

Página 9 de 19 
 
 
incorridos e dos encargos EER/ESS  impactado pelo despacho de usinas fora da ordem de mérito, e a CVA 
em Processamento – Energia, com efeito de 2,92%, em decorrência da diferença entre cobertura 
concedida no último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela 
concessionária no período de apuração da CVA, em especial, dos custos relacionados ao risco hidrológico 
de CCGF e Usinas Repactuadas. 
22. 
A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
23. 
O componente financeiro reversão dos custos referentes ao reperfilamento dos custos de 
Rede Básica Sistema existente -RBSE, este associado às instalações de transmissão existentes em 31 de 
dezembro 
de 
2000, 
o 
Parecer 
da 
Procuradoria 
nº 
00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU 
(SIC 48516.002928/2020-00), de 18 de novembro de 2020, concluiu que: “A remuneração ou juros pelo 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
328.053.589
         
2,92%
CVA em processamento -Transporte
81.369.790
           
0,72%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
726.152.581
         
6,45%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(5.599.976)
            
-0,05%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(24.407.899)
          
-0,22%
Sobrecontratação/exposição de energia
49.061.760
           
0,44%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.290.964
             
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
233.575.095
         
2,08%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
(44.463)
                  
0,00%
Ajuste CUSD
1.220.796
             
0,01%
Repasse de compensação DIC/FIC
(189.685)
               
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
2.760.321
             
0,02%
Reversão do Risco Hidrológico
(240.162.586)
       
-2,13%
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte
144.046.187
         
1,28%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
3.278.519
             
0,03%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(6.189.905)
            
-0,06%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20
(1.545.125)
            
-0,01%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
(19.934.470)
          
-0,18%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER
(477.186.090)
       
-4,24%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
(803.643.759,62)
  
-7,14%
Antecipação de UDER (até março/22)
(88.081.398,65)
    
-0,78%
Reversão dos créditos do art 88 da REN 414
(1.633.845,08)
      
-0,01%
Antecipação da Conta Escassez Hídrica
(127.148.441,35)
  
-1,13%
Neutralidade PIS/COFINS RTA 2021
15.137.585
           
0,13%
Total
(209.820.456)
       
-1,86%

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capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de 2017 – remuneração do custo de capital – 
deve ser atualizada pela taxa referente ao custo de capital próprio tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria 
MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, até 1º de julho de 2020, data do “efetivo pagamento”, sendo 
incorporada à RAP das transmissoras a partir do processo de 1º de julho de 2020 (ciclo 2020-2021), pelo 
prazo de oito anos.”  
24. 
Considerando que durante os ciclos 2017/2018 a 2019/2020, os pagamentos associados 
não continham a remuneração nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi 
calculado o saldo devedor desse componente, constituído pelo custo de capital remunerado à taxa de 
custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (01/07/2020) descontado dos valores pagos 
trazidos a valor presente pela mesma métrica de constituição da dívida. Em razão da pressão tarifária a 
que o setor elétrico está sendo acometido, decorrente da pandemia de COVID-19, optou-se pela 
alternativa de “reperfilamento” desses pagamentos no prazo de 8 anos e de forma gradativa, assegurado 
o valor presente líquido da operação. Nessa alternativa, avaliou-se o comportamento previsto do 
componente econômico, cuja Base de Remuneração Regulatória – BRR naturalmente incorrerá em baixas 
e depreciações, de modo a acomodar o custo total relativo a essas instalações. 
25. 
Desta forma, a partir desse cálculo associado às estimativas de receitas previstas para o 
ciclo 2021/2022 e do mercado previsto nas bases de dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico – 
ONS, calculou-se as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB e de Fronteira – 
TUST-FR, bem como os encargos de conexão associados.  
26. 
Assim, no processo tarifário de 2021 foi considerado um componente financeiro negativo 
equivalente ao montante de redução dos custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao 
patamar de custos de transmissão vigentes. 
27. 
No processo tarifário atual, o valor negativo considerado no RTA de 2021 será revertido em 
um componente financeiro positivo, perfazendo um total de R$ 144.046.187,28 (1,28%), devidamente 
corrigido pela Selic. 
28. 
Ainda, dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura

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socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, 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. 
29. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo: 
a) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica.  
30. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a 
Resolução nº 3/20211, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com 
aplicação de setembro/21 a abril/22. 
31. 
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. 
32. 
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. 
33. 
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

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direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou 
subtraídos dos processos tarifários ordinários. 
34. 
No processo da COELBA, 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 janeiro/2022. Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas e o efeito financeiro da CVA 
positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada. 
35. 
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. 
36. 
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. 
37. 
Desse modo, o tratamento proposto seguirá o seguinte procedimento: no processo 
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, conforme saldo da distribuidora 
frente à Conta Bandeiras na competência de janeiro/2022, 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. 
38. 
Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira 
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. Como consequência, no presente processo tarifário, 
está sendo considerado o financeiro negativo correspondente, R$ 497.120.559,80, dividido em 
componentes de energia e ESS, que contribuíram com -4,42% no efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores. 
 
b) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL.

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39. 
No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL7, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à 
COELBA 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. O valor correspondente informado pela COELBA foi de R$ 1.545.125,31, já 
atualizado pela Selic. 
 
c) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial.  
40. 
Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência sobre 
ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em Consulta Pública 
nº 05/2021.  
41. 
No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações excepcionais autoriza o uso antecipado 
à conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total de potencial crédito associado 
à respectiva ação judicial.  
42. 
A COELBA, por meio de correspondência, encaminhada à ANEEL em 23 de março de 2022, 
solicitou que seja considerada a reversão do valor de R$ 803.643.759,62, decorrente de êxito e da 
projeção da ação judicial movida pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS 
cobrados sobre o ICMS nas contas de energia. Tal montante corresponde à atenuação do efeito tarifário 
em -7,14%. 
 
d) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente 
Reativo – UDER. 
43. 
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 
 
 
7 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.  
8 Documento SIC nº 48581001953/2020-00.

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revisão tarifária posterior ao 3CRTP. 
44. 
No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a pressão 
tarifária, neste processo de reajuste tarifário está sendo considerada a antecipação da reversão dos 
respectivos recursos faturados entre a abril/21 a março/22 conforme valores declarados pela 
distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 8/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 07 de março de 2022. Dessa 
forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 88.081.398,65.  
45. 
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 UD e ER 
contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste 
reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante 
antecipado. 
 
e) Reversão de Créditos do Consumidora para modicidade tarifária – REN 414/2010. 
 
46. 
Em função do previsto nos § 6º e 7º do art. 88 da REN 414/2010 (alterada pela REN 
714/2016) que estabelecem que eventuais créditos existentes que os consumidores tenham direito e não 
tenham sido compensados pelo faturamento e por outros meios, após transcorridos 60 meses, devem ser 
revertidos para a modicidade tarifária, a COELBA apresentou levantamento e solicitou a consideração do 
valor de R$ 1.633.845,08, já atualizados pela SELIC, para esse item. 
 
f) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica). 
47. 
De acordo com as regras previstas pela Aneel, no âmbito da CP 02/2022, nos processos 
tarifários homologados entre a publicação da correspondente REN e a efetiva transferência dos valores 
previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada antecipação da reversão dos valores a serem 
recebidos do empréstimo, na forma de um componente financeiro negativo. 
48. 
A contratação da operação financeira, em uma ou mais tranches, abrangerá os seguintes 
itens: (i)  Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a

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competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia 
Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da Creg; (iii) Importação de energia 
referente às competências de julho e agosto de 2021 e (iv) Diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13 
da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos aplicados no processo tarifário anterior à liberação 
dos recursos da operação financeira). 
49. 
O Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica de que trata 
a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da Creg, vigorou de setembro a dezembro de 2021, em razão 
do período crítico para os reservatórios das hidrelétricas brasileiras. O objetivo do programa foi incentivar 
os consumidores a reduzirem o seu consumo de energia em meio ao cenário de escassez hídrica. 
50. 
O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em contrapartida 
da redução média verificada do consumo de energia elétrica9.  
51. 
Diante do estabelecido no Inciso I do § 1º do Art. 1º do Decreto nº 10.939/2022, as 
despesas referentes ao Programa poderão ser cobertas com recursos da Conta de Escassez Hídrica. Já o 
Art. 9º da Resolução n° 2/2021 da Creg estabeleceu que deve ser mantido o equilíbrio econômico-
financeiro dos contratos de concessão e permissão de distribuição de energia elétrica, cabendo à ANEEL 
avaliar eventuais solicitações de recomposição, fundamentadas pelo interessado, na forma do respectivo 
contrato de concessão ou permissão e da legislação aplicável, decorrente do Programa. 
52. 
Na 247ª Reunião Ordinária do CMSE, de 5 de maio de 2021, o Comitê autorizou o ONS a 
despachar geração termelétrica fora da ordem de mérito e importação sem substituição a partir da 
Argentina ou do Uruguai, sem limitação nos montantes e preços associados, desde que alocável na carga 
e respeitadas as restrições operativas, e de forma a minimizar o custo operacional total do sistema 
elétrico. 
 
 
9 Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

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53. 
Na 1ª Reunião da CREG, de 1º de julho de 2021, o ONS apresentou as estratégias operativas 
ora em curso para enfrentamento da situação, visando a manutenção da governabilidade do Sistema 
Interligado Nacional, dentre elas, a importação de energia. 
54. 
Os custos de cada distribuidora com importação de energia para as competências dos 
meses de julho e agosto de 2021 foram contabilizados e informados pela CCEE, totalizando valor da ordem 
de R$ 790 milhões. 
55. 
Por fim, tanto a Medida Provisória n° 1.078/2021 como o Decreto n° 10.939/2022 
possibilitaram a inclusão dos diferimentos tarifários aplicados no processo tarifário anterior à liberação 
dos recursos da operação financeira. Destaca-se que, com base no cronograma estimado de conclusão da 
operação e no cronograma dos processos tarifários, a data limite para a inclusão de novos diferimentos 
seria referente aos processos tarifários até 8 de abril de 2022. 
56. 
A concessionária protocolou correspondência com propostas relacionadas ao 
financiamento da Conta Escassez Hídrica, com Parcela referente a Importação no período de julho a 
agosto de 2021 no valor de R$ 41.628.847,65; e ao bônus - redução voluntária no valor de R$ 
85.519.593,70, representando redução de efeitos de -0,37% e -0,76%, respectivamente. 
Evolução da Tarifa B1 
57. 
Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (128,9%), comparada com as variações do IGP-M (130,3%) e do IPCA 
(76,9%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

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Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
58. 
A tarifa vigente do consumidor B1 residencial convencional no estado da Bahia, 
considerando-se o adicional de bandeira escassez hídrica de R$ 142,00/MWh, é de R$ 761,57/MWh. Com 
o atual reajuste, a nova tarifa residencial convencional passa a 749,50/MWh. Dessa forma, a combinação 
do reajuste tarifário que será aprovado hoje com o término da cobrança bandeira escassez hídrica 
resultará num impacto tarifário para o consumidor B1 residencial convencional de -1,58%. 
 
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários  
 
59. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de abril/2022 a março/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 
abril/2021 a março/2022. 
327,40
293,27
336,34
351,95
388,36
430,38
442,51
425,15
519,37
552,13
576,51
619,57
749,50
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
Reajuste
2017
RTE
2017
Revisão
2018
Reajuste
2019
COVID
2020
Reajuste
2021
Revisão
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

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Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
III. 
D I R E I T O 
60. 
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 010/1997-ANEEL. 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
61. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004902/2021-43, voto por EMITIR 
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da COELBA, a 
vigorar a partir de 22 de abril de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores de 21,13%, sendo 20,54% para os consumidores em Alta 
Tensão – AT e 21,35% para os consumidores em Baixa Tensão - BT, e demais 
encaminhamentos; 
(ii) 
FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
3.543.425
         
28.819.949
     
32.363.375
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
(3.849)
                
3.249.739
        
3.245.891
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
33.758
               
1.006.937
        
1.040.695
        
Subsídio Rural
(131.876)
           
3.066.588
        
2.934.711
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
1.647.300
         
24.516.054
     
26.163.354
     
Total
5.088.758
         
60.659.267
     
65.748.025

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Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da COELBA; 
(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 
Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia 
Elétrica – CCEE à COELBA, de modo a custear os descontos retirados da estrutura 
tarifária. 
 
Brasília, 19 de abril de 2022. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor