35ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL 
Brasília, 20/09/2022 
 
 
VOTO 
 
PROCESSO: 48500.004964/2021-55 
 
INTERESSADOS: Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. - ELFSM  
RELATOR: Ricardo Lavorato Tili 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da SANTA MARIA - Empresa Luz e Força Santa Maria S/A., 
CNPJ 27.485.069/0001-09, a vigorar a partir de 22 de setembro de 2022. 
I. RELATÓRIO 
 
A SANTA MARIA é prestadora do serviço público de distribuição de energia elétrica, com 
sede na cidade de Colatina/ES, e atende cerca de 120 mil unidades consumidoras, cujo consumo de 
energia 
elétrica 
representa 
faturamento 
anual 
da 
ordem 
de  
R$ 307 milhões. 
2. 
Em 21 de setembro de 2021, foi aprovada a revisão tarifária periódica da SANTA MARIA, 
conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.933/2021, onde as tarifas foram, em média, reajustadas 
em 10,08%, para o período de 22 de setembro de 2021 a 21 de setembro 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 14 de setembro de 2022, a SGT encaminhou por meio eletrônico e-mail ao Conselho de 
Consumidores da SANTA MARIA as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa nº 652, 
de 17 de março de 2015. 
8. 
Em 14 de setembro de 2022 ocorreu, a pedido da distribuidora, reunião sobre o uso dos 
créditos de PIS/COFINS, em específico sobre a forma de devolução a ser adotada. De acordo com a 
Distribuidora, a devolução vem sendo realizada por meio do CPF/CNPJ de cada unidade consumidora 
desde 2019. Na reunião, a área técnica esclareceu que ainda falta reverter o valor de R$ 10.677.276, e 
que esse montante será devolvido por meio do presente RTA, nos termos da Lei nº 14.385/2022.  
9. 
O cálculo do RTA de 2022 da Concessionária foi consolidado pela SGT, por meio da Nota 
Técnica nº 180/2022-SGT/ANEEL3, de 13 de setembro de 2022. 
10. 
É o Relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
 
2 Documento SIC nº 48513.014192/2022-00. 
3 Documento SIC nº 48581.002291/2022-00.

11. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da SANTA MARIA conduz a um efeito médio nas tarifas a 
ser percebido pelos consumidores de 20,04%, sendo de 25,98%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 18,92%, 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 
 
12. 
O efeito médio de 20,04% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 17,92% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a uma variação de 7,34%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -5,22%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: 
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
13. 
O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da modalidade 
tarifária a qual pertence.  
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
25,98%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
18,92%
Efeito Médio AT+BT
20,04%
8,72%
1,95%
4,81%
0,02%
2,42%
7,34%
-5,22%
20,04%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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 
 
15. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 73,8% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 15,50% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos. 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
219.365.932
         
266.945.634
         
21,7%
15,50%
73,8%
Encargos Setoriais
48.975.591
           
75.746.560
           
54,7%
8,72%
20,9%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
363.363
                 
386.710
                 
6,4%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
29.154.682
           
49.513.626
           
69,8%
6,63%
13,7%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
3.364.216
              
3.468.807
              
3,1%
0,03%
1,0%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
4.965.010
              
5.157.975
              
3,9%
0,06%
1,4%
CDE Modicidade Eletrobrás
-
                          
(8.064.467)
            
0,0%
-2,63%
-2,2%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
3.535.728
              
13.955.488
           
294,7%
3,40%
3,9%
PROINFA
4.687.864
              
8.169.896
              
74,3%
1,13%
2,3%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
2.904.729
              
3.158.524
              
8,7%
0,08%
0,9%
Custos de Transmissão
38.002.895
           
43.985.633
           
15,7%
1,95%
12,2%
Rede Básica
11.275.017
           
13.501.545
           
19,7%
0,73%
3,7%
Rede Básica Fronteira
1.641.294
              
1.779.799
              
8,4%
0,05%
0,5%
MUST Itaipu
2.104.276
              
2.280.040
              
8,4%
0,06%
0,6%
Transporte de Itaipu
2.043.385
              
3.309.508
              
62,0%
0,41%
0,9%
Conexão
503.276
                 
590.408
                 
17,3%
0,03%
0,2%
Uso do sistema de distribuição e CCD
20.435.648
           
22.524.332
           
10,2%
0,68%
6,2%
Custos de Aquisição de Energia
132.185.141
         
146.953.739
         
11,2%
4,81%
40,6%
Receitas Irrecuperáveis
202.304
                 
259.702
             
28,4%
0,02%
0,1%
PARCELA B
87.514.757
           
94.940.060
           
8,5%
2,42%
26,2%
IRT
306.880.689
         
361.885.694
         
17,9%
17,92%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
22.534.985
           
7,34%
CVA em processamento - Energia
2.465.211
              
0,80%
CVA em processamento - Transporte
1.477.280
              
0,48%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
21.800.572
           
7,10%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
1.562.154
              
0,51%
Neutralidade de Parcela A- Energia
863.601
                 
0,28%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
1.465.323
              
0,48%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
1.380.371
              
0,45%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
9.335
                      
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
5.152.594
              
1,68%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
384.448
                 
0,13%
Ajuste CUSD
121.129
                 
0,04%
Repasse de compensação DIC/FIC
(2.300)
                    
0,00%
Previsão do Risco Hidrológico
10.829.588
           
3,53%
Reversão do Risco Hidrológico
(13.646.946)
          
-4,45%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(121.866)
                
-0,04%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circu
(48.081)
                  
-0,02%
Crédito de PIS/COFINS
(10.677.276)
          
-3,48%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia
(1.437.271)
            
-0,47%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária
(2.428.042)
            
-0,79%
Financeiro Perdas de Energia - RTP 2021 - Energia de Revenda
3.385.161
              
1,10%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,22%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
20,04%
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação
(R$) (R$) no Reajuste na Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 219.365.932 266.945.634 21,7% 15,50% 73,8%  
Encargos Setoriais 48.975.591 75.746.560 54,7% 8,72% 20,9%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 3 63.363 3 86.710 6,4% 0,01% 0,1%  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 2 9.154.682 4 9.513.626 69,8% 6,63% 13,7%  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) 3 .364.216 3 .468.807 3,1% 0,03% 1,0%  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 4 .965.010 5 .157.975 3,9% 0,06% 1,4%  
CDE Modicidade Eletrobrás - ( 8.064.467) 0,0% -2,63% -2,2%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 3 .535.728 1 3.955.488 294,7% 3,40% 3,9%  
PROINFA 4 .687.864 8 .169.896 74,3% 1,13% 2,3%  
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 2 .904.729 3 .158.524 8,7% 0,08% 0,9%  
Custos de Transmissão 3 8.002.895 4 3.985.633 15,7% 1,95% 12,2%  
Rede Básica 1 1.275.017 1 3.501.545 19,7% 0,73% 3,7%  
Rede Básica Fronteira 1 .641.294 1 .779.799 8,4% 0,05% 0,5%  
MUST Itaipu 2 .104.276 2 .280.040 8,4% 0,06% 0,6%  
Transporte de Itaipu 2 .043.385 3 .309.508 62,0% 0,41% 0,9%  
Conexão 5 03.276 5 90.408 17,3% 0,03% 0,2%  
Uso do sistema de distribuição e CCD 2 0.435.648 2 2.524.332 10,2% 0,68% 6,2%  
Custos de Aquisição de Energia 1 32.185.141 1 46.953.739 11,2% 4,81% 40,6%  
Receitas Irrecuperáveis 2 02.304 259.702 28,4% 0,02% 0,1%  
PARCELA B 87.514.757 94.940.060 8,5% 2,42% 26,2%  
IRT 306.880.689 361.885.694 17,9% 17,92% 100%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 22.534.985 7,34%  
CVA em processamento - Energia 2 .465.211 0,80%
CVA em processamento - Transporte 1 .477.280 0,48%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 2 1.800.572 7,10%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1 .562.154 0,51%
Neutralidade de Parcela A- Energia 8 63.601 0,28%
Neutralidade de Parcela A - Transporte 1 .465.323 0,48%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 1 .380.371 0,45%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 9 .335 0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia 5 .152.594 1,68%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 3 84.448 0,13%
Ajuste CUSD 1 21.129 0,04%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 2.300) 0,00%
Previsão do Risco Hidrológico 1 0.829.588 3,53%
Reversão do Risco Hidrológico ( 13.646.946) -4,45%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 ( 121.866) -0,04%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula r 2 0 / 2 0 2 ( 14)8.081) -0,02%
Crédito de PIS/COFINS ( 10.677.276) -3,48%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia ( 1.437.271) -0,47%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária ( 2.428.042) -0,79%
Financeiro Perdas de Energia - RTP 2021 - Energia de Revenda 3 .385.161 1,10%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,22%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 20,04%  

16. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 8,72%. A 
CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 6,63%.  
17. 
Adicionalmente, o aumento dos encargos de Energia de Reserva (ERR) e Serviços de 
Sistema (ESS) impactou o efeito médio em 3,40%, assim como o aumento de encargo de Programa de 
Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA representou um impacto de 1,13%. 
18. 
Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,63% associada à nova 
CDE Modicidade Eletrobrás, instituída com base na Resolução CNPE nº 15/2021, conforme valores do 
Despacho nº 1.959/2022. 
19. 
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.  
20. 
Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de 1,95%. Sobre esse item, 
destaca-se o aumento das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e das Tarifas de Uso 
do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo (2022-2023), incluindo a tarifa associada ao transporte da 
energia proveniente de Itaipu, aprovadas pelas Resoluções Homologatórias 3.066 e 3.067, ambas de 12 
de julhos de 2022.  
21. 
Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 4,81%. 
Contribuiu especialmente para esse efeito a atualização das tarifas dos Contratos de Compra no Ambiente 
Regulado – CCEARs, nas modalidades quantidade e disponibilidade, com impacto de 2,93%. Além disso, o 
aumento de 22% da tarifa média dos CCGFs, associado à atualização inflacionária e redução do montante 
contratado em função do processo de descotização das usinas de titularidade da Eletrobras, contribuiu 
para o aumento do custo médio de aquisição de energia da concessionária em 1,95%. Por outro lado, com 
contribuição negativa, destaca-se a redução de custo da energia proveniente de Itaipu, com impacto de -
2,05%.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: 
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
22. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 26,2% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 2,42% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
23. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre agosto de 2021 
e agosto de 2022 do IPCA, de 8,73%, subtraída do Fator X, de -0,37%, o que totaliza 9,09%, além do 
abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de 
Demanda (UD). 
24. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem4 e com tributos 5), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia 
 
 
4 No Gráfico 3, 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 19,3% para o ICMS e de 4,3% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total 
de 23,6% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 
30,8% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
4,81%
1,10%
1,65%
0,18%
0,81%
1,95%
-2,05%
1,21%
-0,04%
Total
 CCEAR-QTD
Existente
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 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 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 
25. 
Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em 7,34% no atual reajuste da SANTA MARIA, 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
26,2%
Custo de 
Energia
40,6%
Custo de 
Transporte
12,2%
Encargos 
Setoriais
20,9%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
Custo de       
Distribuição; 
20,1%
Custo de            
Energia; 
31,0%
Custo de     
Transmissão; 
9,3%
Encargos          
Setoriais; 
16,0%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,1%
ICMS; 
19,3%
PIS/COFINS; 
4,3%
Tributos; 
23,6%

26. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos 
Setoriais, com 7,10%, principalmente em função do desconcatenamento da cota de CDE, com impacto de 
4,47%.  
27. 
Merece menção também o financeiro de perdas de energia, devido ao recalculo das perdas 
técnicas regulatórias pela SRD, por meio da Nota Técnica nº 0121/2021-SRD/ANEEL7, com impacto de 
1,1% no efeito. 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
28. 
Além do mecanismo econômico da CDE Modicidade Eletrobrás, foram estudados e 
elaborados mecanismos financeiros 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. Tais mecanismos 
 
 
7 Documento SIC nº 48554.001869/2021-00. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
2.465.211,40
     
0,80%
CVA em processamento - Transporte
1.477.279,73
     
0,48%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
21.800.571,99
   
7,10%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
1.562.154,25
     
0,51%
Neutralidade de Parcela A- Energia
863.600,96
         
0,28%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
1.465.323,24
     
0,48%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
1.380.370,66
     
0,45%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
9.335,07
             
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
5.152.593,66
     
1,68%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
384.447,90
         
0,13%
Ajuste CUSD
121.128,72
         
0,04%
Repasse de compensação DIC/FIC
(2.299,99)
            
0,00%
Previsão do Risco Hidrológico
10.829.587,80
   
3,53%
Reversão do Risco Hidrológico
(13.646.945,92)
  
-4,45%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(121.865,94)
       
-0,04%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021)
(48.081,31)
          
-0,02%
Crédito de PIS/COFINS
(10.677.275,94)
  
-3,48%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia
(1.437.270,75)
    
-0,47%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária
(2.428.041,58)
    
-0,79%
Financeiro Perdas de Energia - RTP 2021 - Energia de Revenda
3.385.160,99
     
1,10%
Total
22.534.984,93
   
7,34%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 2.465.211,40 0,80%
CVA em processamento - Transporte 1.477.279,73 0,48%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 21.800.571,99 7,10%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1.562.154,25 0,51%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  8 63.600,96  0,28%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte 1.465.323,24 0,48%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 1.380.370,66 0,45%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 9.335,07 0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia 5.152.593,66 1,68%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 3 84.447,90 0,13%
Ajuste CUSD 1 21.128,72 0,04%
Repasse de compensação DIC/FIC (2.299,99) 0,00%
Previsão do Risco Hidrológico 10.829.587,80 3,53%
Reversão do Risco Hidrológico ( 13.646.945,92) -4,45%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 (121.865,94) -0,04%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) ( 48.081,31) -0,02%
Crédito de PIS/COFINS ( 10.677.275,94) -3,48%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia (1.437.270,75) -0,47%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária (2.428.041,58) -0,79%
Financeiro Perdas de Energia - RTP 2021 - Energia de Revenda 3.385.160,99 1,10%      
Total 2 2.534.984,93 7,34%      

financeiros foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo e cujos detalhes a 
respeito constam da Nota Técnica nº 180/2022-SGT/ANEEL: 
 
a) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL 
29. 
No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL8, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à 
SANTA MARIA 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/ANEEL9, de 27/11/2020. Conforme consta da Tabela 3, o valor correspondente informado pela SANTA 
MARIA e devidamente atualizado foi de -R$ 48.081,31, já atualizado pela Selic, originando um 
componente financeiro de -0,02%. 
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 
 
 
8 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00. 
9 Documento SIC nº 48581.001953/2020-00.

elétrica relacionados às ações judiciais transitadas em julgado que versam sobre a exclusão 
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 SANTA MARIA, os referidos itens totalizam R$ 10.677.276, e resultam em redução 
de 3,48% 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 SANTA MARIA foram repassados R$ 3.756.892,61, 
que devidamente atualizados, originaram um componente financeiro negativo de R$ 3.865.312,33, valor 
que contribuiu para atenuar o efeito do atual processo tarifário em 1,26%. 
 
d) Financeiro do Spread da Conta Covid - REN 952/2021 
38. 
Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-ANEEL, 
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por distribuidoras 
de energia elétrica. Como consequência, foi apurado componente financeiro negativo nesse processo 
tarifário relativo ao spread da conta covid da SANTA MARIA, correspondendo a R$ 121.865,94, resultando 
em redução de efeito de 0,04%. 
 
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS

39. 
A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período 
de competência de setembro/2022 a agosto/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 
setembro/2021 a agosto/2022.  
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
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 vi) e Contrato de 
Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 020/1999-ANEEL. 
V. DISPOSITIVO 
41. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004964/2021-55, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da SANTA MARIA, a 
vigorar a partir de 22 de setembro de 2022, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de 20,04%, sendo 25,98% para os consumidores em 
alta tensão e 18,92% 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 SANTA MARIA; 
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo; 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
26.708
             
724.901
           
751.609
           
Subsídio Geração Fonte Incentivada
5.870
                
7.942
                
13.811
             
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
1.068
                
22.529
             
23.597
             
Subsídio Rural
(43.491)
            
452.517
           
409.026
           
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(466.995)
          
2.718.419
        
2.251.424
        
Total
(476.840)
          
3.926.308
        
3.449.468
Valor Mensal
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 26.708 724.901 751.609
Subsídio Geração Fonte Incentivada 5 .870 7 .942 13.811
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 1 .068 22.529 23.597
Subsídio Rural (43.491) 452.517 409.026
Subsídio Irrigante/Aquicultor ( 466.995) 2 .718.419 2 .251.424  
Total ( 476.840) 3 .926.308 3 .449.468  

d) HOMOLOGAR o valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da estrutura 
tarifária; e 
e) FIXAR definitivamente os percentuais regulatórios “perdas de energia” para os RTAs 
de 2022 a 2025, conforme tabela abaixo: 
2021 
2022 
2023 
2024 
2025 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 2,4148% 1,9148% 1,4148% 1,2547% 1,2547% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado 
9,0840% 9,0840% 9,0840% 9,0840% 9,0840% 
 
 
Brasília, 20 de setembro de 2022. 
 
(Assinado digitalmente) 
RICARDO LAVORATO TILI 
Diretor
    2021      2022      2023      2024      2025  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  2,4148%      1,9148%      1,4148%      1,2547%      1,2547%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado  9,0840%      9,0840%      9,0840%      9,0840%      9,0840%