VOTO 
 
PROCESSO: 48500.004952/2021-21 
 
INTERESSADOS: Equatorial Maranhão Distribuidora de Energia S.A. 
 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Equatorial Maranhão Distribuição de Energia S.A. – 
Equatorial Maranhão, a vigorar a partir de 26 de agosto de 2022. 
 
 
 
I. 
R E L A T Ó R I O 
 
1. 
A Equatorial Maranhão é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia 
elétrica sediada na cidade de São Luis – MA e atende aproximadamente 2,7 milhões de unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente faturamento anual na ordem de 
R$ 3,9 bilhões. 
2. 
Em 24 de agosto de 2021, foi aprovada a Revisão Tarifária Periódica da Equatorial 
Maranhão, conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.925/2021, quando as tarifas foram, em média, 
reajustadas em 2,79%. 
3. 
Em 6 de setembro de 2021, a EQUATORIAL MA apresentou pedido de reconsideração2 
contra a citada resolução, especificamente em relação à não consideração nos custos tarifários de Rede 
Básica e Rede Básica de Fronteira e Conexão, dos valores despendidos com as instalações da SE Boa 
Esperança – 69KV (A). 
4. 
Na 24ª RPO, de 5 de julho de 2022, aquele recurso administrativo foi deliberado pela 
Diretoria da ANEEL, por meio do Despacho 1.750/2022, decidindo por conhecer, no mérito, e dar parcial 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 060/2000-ANEEL. 
2 Correspondência CE-REGULAÇÃO Nº 39/2021 - 48513.024712/2021-00.

provimento ao Pedido de Reconsideração interposto pela EQUATORIAL MA, em face da Resolução 
Homologatória nº 2.925 de 2022, no sentido de: (i) restituir, por meio de componente financeiro, no 
processo tarifário de 2022 da EQUATORIAL MA, os valores não repassados de Rede Básica, Rede Básica 
de Fronteira e Conexão e os associados à entrada de linha EL DIST 2 na SE Boa Esperança, conforme Anexo 
da Nota Técnica nº 255/2021-SGT/ANEEL; (ii) determinar à Superintendência de Gestão Tarifária - SGT 
que, no processo tarifário de 2022 da Equatorial Piauí Distribuidora de Energia S.A., seja definido repasse 
à EQUATORIAL MA, de R$ 204.849,02 (duzentos e quatro mil oitocentos e quarenta e nove reais e dois 
centavos), a valores de agosto de 2021, sem repasse tarifário aos consumidores da EQUATORIAL PI, como 
compensação pelos pagamentos dos encargos associados à entrada de linha EL DIST 1. O componente 
financeiro referente ao Item (i) do DSP 1750/2022 está computado neste RTA de 2022, conforme Tabela 
3 deste Voto, no montante de R$ 4.086.556,23, atualizado conforme Submódulo 3.1 do Proret. 
5. 
Em 15 de março de 2022, a Diretoria Colegiada decidiu, na 8ª Reunião Pública Ordinária da 
Diretoria de 2022, sobre o resultado da Consulta Pública nº 2/2022, aprovando a Resolução Normativa nº 
1.008/2022, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo 
tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. 
6. 
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 Eletrobrás3, esta Diretoria Colegiada decidiu anuir com a proposta preliminar de 
regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás disposta na Nota 
Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL. Posteriormente por meio do Despacho nº 1.959/2022 a SGT divulgou a 
atualização dos valores correspondentes a esse encargo. 
7. 
Em 27 de junho, a Lei nº 14.385 disciplinou a devolução dos valores relacionados à retirada 
do ICMS da base do PIS/COFINS. 
 
3 Documento SIC nº 48513.014192/2022-00

8. 
Em 17 de agosto de 2022, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores as planilhas 
finais de cálculo relativas ao reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 
652, de 17 de março de 2015.  
9. 
Em 17 de agosto de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota 
Técnica nº 168/2022-SGT/ANEEL4, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2022. 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
10. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da Equatorial Maranhão, a vigorar a partir de 28 
de agosto de 2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 1,62%, sendo 3,68%, 
em média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 1,23%, em média, para os consumidores em Baixa 
Tensão – BT. 
 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
Grupo de Consumo  
 Variação Tarifária  
 AT - Alta Tensão (>2,3kV)  
3,68% 
 BT- Baixa Tensão (<2,3kV)  
1,23% 
Efeito Médio AT+BT 
1,62% 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
11. 
O efeito médio de 1,62% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 14,23%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a um efeito de -13,08%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 0,47%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 
4 Documento SIC nº 48581.002182/2022-00
  Grupo de Consumo      Variação Tarifária  
  AT - Alta Tensão (>2,3kV)      3,68%  
  BT- Baixa Tensão (<2,3kV)      1,23%  
  Efeito Médio AT+BT      1,62%  

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
 
12. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
 
2,87%
1,89%
6,02%
3,46%
-13,08%
0,47%
1,62%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
13. 
Os custos da Parcela A representam 59,7% dos custos da concessionária, sendo 
responsável pelo aumento de 10,77% na composição do índice de reajuste tarifário. Destacam-se, a 
seguir, os itens mais representativos.

14. 
Os encargos setoriais impactaram o efeito tarifário em 2,87%, destacando-se a CDE Uso 
(1,92%), o EER/ESS (2,88%), que já considera os custos do Procedimento Competitivo Simplificado – PSC, 
o Proinfa (0,67%). Em contrapartida, a CDE Modicidade Eletrobrás, conforme Despacho nº 1.959, de 21 
de julho de 2022, contribuiu com redução de -2,57%. 
15. 
 Os custos de transmissão variaram 21,5% em relação ao processo anterior e contribuíram 
para um efeito médio de 1,89%, uma vez que foram consideradas as despesas relacionadas às Receitas 
Anuais Permitidas (RAP) e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) conforme as 
Resoluções Homologatórias 3.067 e 3.066, ambas de 12 de julho de 2022. 
16. 
Já os custos de aquisição de energia variaram 15,3% e representaram um efeito tarifário 
de 6,02%. Contribuíram para esse efeito os custos dos CCEAR (3,36%) e a previsão das tarifas das cotas - 
Lei nº. 12.783/2013 (efeito de 1,51%). As contribuições das diferentes modalidades de contratação 
podem ser observadas no gráfico a seguir. 
 
 
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
17. 
A Parcela B representou 40,3% dos custos da concessionária, impactando 3,46% o efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação 
6,02%
0,07%
0,46%
2,14%
0,69%
0,45%
0,67%
1,51%
0,03%
Total
CCEAR
Existente
DSP
CCEAR
Existente
QTD
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
 Proinfa

acumulada, entre agosto de 2021 a julho de 2022 do IGP-M (de 10,08%), subtraída do Fator X (de 1,95%), 
o que totaliza 8,12%. 
 
18. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia elétrica que se destina aos 
custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais, 
demonstrando a participação de cada segmento na composição da receita da Distribuidora (sem5 e com 
tributos6). 
  
 
 
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
5 Destaca-se a participação dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores de energia elétrica e repassados pela 
concessionária. 
 
6 Consideram-se apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas 
médias nominais de 21,9% para o ICMS e de  4,0% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 25,9% por dentro), 
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 35,0% 
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de 
Distribuição
40,3%
Custo de 
Energia…
Custo de 
Transmissão
9,3%
PROINFA
1,8%
CDE
4,3%
ESS/EER
3,7%
Outros
1,0%
Encargos     
Setorias
10,8%

Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
19. 
Os componentes financeiros 7  a serem recuperados no próximo período tarifário 
contribuíram com o efeito em -13,08% no atual reajuste da Equatorial Maranhão, conforme apresenta a 
Tabela 3. 
 
 
7 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
29,8%
Custo de 
Energia
29,4%
Custo de 
Transmissão
6,9%
Encargos 
Setoriais
8,0%
ICMS
21,9%
PIS/COFINS
4,0%
Tributos
25,9%

Tabela 3 – Componentes Financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
20. 
Destacam-se a CVA em Processamento – Energia, com efeito de 1,79%, em decorrência da 
diferença entre cobertura concedida no último processo tarifário e custos de energia efetivamente 
incorridos pela concessionária, principalmente relacionados ao risco hidrológico de CCGF e Usinas 
Repactuadas, e a CVA em Processamento – Encargos Setoriais, com efeito médio de 5,08%, em 
decorrência principalmente da diferença entre cobertura concedida da CDE no último processo tarifário 
e os custos efetivamente incorridos e dos encargos EER/ESS, impactados pelo despacho de usinas fora da 
ordem de mérito. 
 
Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários 
 
21. 
Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo 
patamares elevados, foram desenvolvidos mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário, que se 
observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por

consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Muitos 
desses mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados abaixo. 
 
a) Lei 14.385/2022 - Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial 
 
22. 
Conforme a Lei n. 14.385, de 27 de junho de 2022, que trata da devolução dos valores 
relacionados à retirada do ICMS da base do PIS/COFINS, foi incluído neste processo a devolução da 
integralidade dos valores requeridos a Receita Federal (RFB), após correção pela SELIC, -R$ 
753.979.516,72. Ressalta-se que já havia sido considerado -R$ 128.196.976,04 no reajuste de 2021, sendo 
calculado também neste reajuste a neutralidade desse componente financeiro, no valor de -R$ 
305.230,70.   
 
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
 
23. 
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. 
24. 
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 Equatorial Maranhão foram repassados R$ 
48.789.011,19. 
25. 
Tendo em vista a perspectiva de elevado efeito tarifário médio para o consumidor no RTA 
de 2023, decorrente de retirada dos componentes financeiros do atual processo tarifário de 2022 (-

13,08%), a SGT considerou, a partir de proposição da concessionária, a hipótese de utilização desse 
componente financeiro negativo no processo tarifário de 20238, com o que concordo. 
 
c) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL 
 
26. 
No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL9, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à 
distribuidora 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/ANEEL10, de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela distribuidora, por meio da Carta CE 
- EQUATORIAL 57/202211, foi de R$ 931.726,95, já atualizado pela SELIC. 
 
d) CDE Modicidade Eletrobrás 
 
27. 
A Medida Provisória n° 1.031/2021 dispôs sobre a desestatização da Eletrobras. Após 
tramitação no Congresso Nacional, tal MP foi convertida na Lei nº 14.182, de 12 julho de 2021. 
28. 
O inciso I da Lei 14.182/2021 dispôs que a Eletrobras aportará na CDE, para fins de 
modicidade tarifária, o valor correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor adicionado à concessão 
pelos novos contratos, nos termos abaixo: 
[...] 
Art. 4º São condições para as novas outorgas de concessão de geração de energia elétrica de que 
trata o art. 2º desta Lei:   
I - o pagamento pela Eletrobras ou por suas subsidiárias, na forma definida pelo Conselho 
Nacional de Política Energética (CNPE), à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), de que trata a 
Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor adicionado 
à concessão pelos novos contratos; 
[...]   
§ 2º  O disposto no art. 7º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, não se aplica aos novos 
contratos de concessão de geração de energia elétrica de que trata este artigo, e a quota de que trata 
 
8 Nota: Conforme o parágrafo 4º do Artigo 4º da Resolução Normativa 1.008/2022: “Os valores transferidos a cada distribuidora 
referentes aos incisos I a V do art. 2º serão revertidos como componente financeiro negativo até os processos tarifários de 2024, 
devidamente atualizados pela Taxa SELIC e assegurada a neutralidade.”  
9 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.  
10 Documento SIC nº 48581001953/2020-00. 
11 Documento SIC nº 48513.020049/2022-00.

o inciso I do caput deste artigo será creditada integralmente em favor das concessionárias e 
permissionárias de distribuição de energia elétrica, para fins de modicidade tarifária no Ambiente de 
Contratação Regulada (ACR), distribuída de forma proporcional aos montantes descontratados em 
decorrência da alteração do regime de exploração para produção independente de que trata o inciso 
III do caput deste artigo.   
[...] 
 
29. 
Em 31 de agosto de 2021, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a 
Resolução CNPE nº 151, que estabelece o valor adicionado pelos novos contratos de concessão de geração 
de energia elétrica nos termos da Lei nº 14.182/2021. Posteriormente, o texto e parâmetros da Resolução 
CNPE nº 15 foi atualizado pela Resolução CNPE no 30, de 21 de dezembro de 2021. 
30. 
Para 2022, a Resolução CNPE nº 15/2021 estabeleceu o valor de R$ 5 bilhões a ser aportado 
na CDE trinta dias após assinatura dos novos contratos de concessão, conforme Anexo V da citada 
Resolução. 
31. 
Nesse contexto, para fins de consideração da modicidade tarifária nos processos tarifários, 
propõe-se a criação de um componente específico, denominado CDE MODICIDADE ELETROBRAS, cujo 
valor corresponde à parcela da Distribuidora do montante destinado à modicidade, utilizando o fator de 
garantia física como parâmetro de rateio. Esse encargo para a EQUATORIAL MA teve o valor de -
R$110.228.302,02, conforme o Despacho nº 1.959, de 21 de julho de 2022, representando efeito de -
2,57% nesse RTA. 
 
Efeito das Bandeiras Tarifárias 
 
32. 
Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das 
bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no período contribuiu para 
que a tarifa não sofresse aumento adicional de 17,22%. 
 
 
 
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários

33. 
A tabela a seguir apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de agosto/2022 a julho/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor 
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de 
agosto/2021 a julho/2022. 
 
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
III. 
D I R E I T O 
 
34. 
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 60/2000-ANEEL. 
 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
 
35. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004952/2021-21, voto pela 
emissão da Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da Equatorial 
Maranhão, a vigorar a partir de 28 de agosto de 2022, que conduz ao efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores de 1,62%, sendo 3,68% para os consumidores 
em Alta Tensão – AT e 1,23% 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 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da Equatorial Maranhão; 
 
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
(30.680)
            
6.526.906
        
6.496.227
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
16.472
             
480.513
           
496.985
           
Subsídio Rural
84.252
             
717.287
           
801.539
           
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(85.207)
            
629.354
           
544.147
           
Total
(15.163)
            
8.354.061
        
8.338.898

(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 Equatorial Maranhão, de modo a custear os descontos retirados 
da estrutura tarifária. 
 
 
Brasília, 23 de agosto de 2022. 
(Assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor