VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.004951/2021-86 
 
INTERESSADOS: Equatorial Alagoas - Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A. 
 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Equatorial Alagoas - Equatorial Alagoas 
Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 3 de maio de 2022. 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
A Equatorial Alagoas é concessionária do serviço público de distribuição de energia 
elétrica e atende cerca de 1,2 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia 
elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 2,2 bilhões. 
 
2. 
Em 27 de abril de 2021, foi aprovado o reajuste tarifário anual da Equatorial 
Alagoas, conforme Resolução Homologatória (REH) nº 2.862/2021, onde as tarifas foram, em 
média, reajustadas em 8,62%. 
 
3. 
Em 8 de novembro de 2021, na 44ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, o processo 
foi distribuído a minha relatoria. 
 
4. 
Em 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória nº 1.078, regulamentada pelo 
Decreto nº 10.939, de 13 de janeiro de 2022, autorizou a contratação de operação financeira 
para fazer face aos impactos financeiros no setor elétrico, 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. 
 
5. 
Em 15 de março de 2022, na 8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2022, 
foi aprovada a Resolução Normativa nº 1.008/20221, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, 
as operações financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE, após análise das contribuições recebidas na Consulta Pública nº 2/2022, aberta 
em 3 de fevereiro de 2022. 
 
 
 
1 Com base na Nota Técnica nº 22/2022–SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL.

6. 
Em 14 de abril de 2022, por meio da Correspondência C.E-REG-EQTL AL nº 
017/20222, a concessionária, propôs a antecipação da reversão de recursos a serem recebidos 
da Conta Escassez Hídrica, bem como os créditos não utilizados pela Light em seu processo 
tarifário, com intuito de contribuir para a mitigação dos impactos tarifários, decorrentes 
principalmente da condição hidrológica adversa no segundo semestre de 2021. A empresa 
esclareceu que não possui créditos de PIS/COFINS, cobrados sobre o ICMS nas contas de energia, 
habilitados, em função da decisão judicial ainda em discussão3. 
 
7. 
Em 19 de abril de 2022, na 3ª Reunião Pública Extraordinária, a Diretoria decidiu 
pela realocação dos recursos da conta escassez hídrica, no valor de R$ 48.955.559,54 para a 
Equatorial Alagoas. 
 
8. 
Diante desse fato, a Concessionária 4  solicitou que esse montante fosse 
incorporado ao Reajuste Tarifário Anual de 2022 no passivo financeiro adicional “Conta Escassez 
hídrica – Diferimento de Energia”. Adicionalmente, a empresa solicitou o diferimento de R$ 93 
milhões, a ser reconhecido como passivo financeiro “Diferimento Rede Básica” para mitigar o 
efeito ao consumidor. 
 
9. 
Em 20 de abril de 2022, a SGT encaminhou, por meio eletrônico, ao Conselho de 
Consumidores da Equatorial Alagoas as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução 
Normativa nº 652, de 17 de março de 2015. 
 
10. 
Em 20 de abril de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, por meio da 
Nota Técnica nº 59/2022-SGT/ANEEL5, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 
2022 da Concessionária. 
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
11. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da Equatorial Alagoas conduz a um efeito médio 
nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 19,88%, sendo de 19,24%, em média, para os 
consumidores conectados na Alta Tensão e de 20,13%, em média, para os consumidores 
conectados na Baixa Tensão. 
 
 
 
2 SicNet nº 48513.011338/2022-00 
3 “Assim, prosperando Ação Rescisória ajuizada pela União, além da alteração do valor do crédito total de PIS/COFINS, de R$298 
mi para R$121 milhões em razão da limitação de período, chama-se atenção para o fato da Concessionário já ter devolvido aos 
consumidores, por meio do reajuste tarifário de 2021, o montante de R$146 milhões, ou seja, R$25 milhões a maior. Portanto, 
não há qualquer compensação a ser realizada em 2022.” 
4 C.E – REG – EQTL AL nº 019/2022, de 19/4/2022. 
5 Documento SIC nº 48581.001338/2022-00.

Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
12. 
O efeito médio de 19,88% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A 
e B, contribuindo para o efeito médio em 8,22% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros 
apurados no atual reajuste, levando a uma variação de 0,07%; e (iii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 
11,59%, conforme apresentado no Gráfico 1. O efeito médio a ser percebido por cada 
consumidor depende do grupo e da modalidade tarifária a qual pertence. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
13. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
19,24%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
20,13%
Efeito Médio AT+BT
19,88%
2,94%
-2,64%
4,33%
0,13%
3,46%
0,07%
11,59%
19,88%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
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 
 
14. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 66,5% dos 
custos da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 4,76 pontos percentuais 
na composição do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais 
representativos. 
 
15. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 
2,94%. A CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 1,64%. Também 
contribuíram com esse aumento os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) e o Encargo de Energia 
de Reserva (EER), com impacto de 0,41%. Adicionalmente, o aumento do encargo de Programa 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
1.479.233.550
      
1.583.991.232
      
7,1%
4,76%
66,5%
Encargos Setoriais
298.644.500
         
363.477.247
         
21,7%
2,94%
15,3%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.499.395
              
2.769.548
              
10,8%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
75.856.954
           
112.069.674
         
47,7%
1,64%
4,7%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
57.852.448
           
45.046.099
           
-22,1%
-0,58%
1,9%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
72.992.519
           
84.968.733
           
16,4%
0,54%
3,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
39.669.149
           
48.621.618
           
22,6%
0,41%
2,0%
PROINFA
32.126.758
           
48.847.256
           
52,0%
0,76%
2,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
17.647.276
           
21.154.320
           
19,9%
0,16%
0,9%
Custos de Transmissão
311.656.814
         
253.454.044
         
-18,7%
-2,64%
10,6%
Rede Básica
263.933.895
         
198.072.283
         
-25,0%
-2,99%
8,3%
Rede Básica Fronteira
30.206.026
           
38.770.012
           
28,4%
0,39%
1,6%
Conexão
12.235.173
           
10.859.346
           
-11,2%
-0,06%
0,5%
Uso do sistema de distribuição e CCD
5.281.720
              
5.752.402
              
8,9%
0,02%
0,2%
Custos de Aquisição de Energia
840.788.855
         
936.059.006
         
11,3%
4,33%
39,3%
Receitas Irrecuperáveis
28.143.382
           
31.000.935
       
10%
0,13%
1,3%
PARCELA B
722.753.400
         
799.023.844
         
10,6%
3,46%
33,5%
IRT
2.201.986.950
      
2.383.015.075
      
8,2%
8,22%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
1.494.543
              
0,07%
CVA em processamento - Energia
79.539.366
           
3,61%
CVA em processamento - Transporte
12.490.026
           
0,57%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
127.599.802
         
5,79%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
1.001.171
              
0,05%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.321.910
              
0,06%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(22.439.811)
          
-1,02%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.598.743)
            
-0,07%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
6.518.294
              
0,30%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid
152.422
                 
0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia
(50.047.245)
          
-2,27%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.997.501
              
0,09%
Previsão de Risco Hidrológico
48.922.471
           
2,22%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE
36.308.336
           
1,65%
Ajuste CUSD
(343.536)
                
-0,02%
Reversão do Risco Hidrológico
(62.407.337)
          
-2,83%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(3.165.812)
            
-0,14%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circu
(512.492)
                
-0,02%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
58.550.591
           
2,66%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS - EER
(78.167.648)
          
-3,55%
Neutralidade Crédito de PIS/COFINS
2.980.471
              
0,14%
Reversão Diferimento Rede Básica
223.920.865
         
10,17%
Empréstimo Escassez Hídrica
(239.170.500)
        
-10,86%
Conta Escassez - Diferimento de Energia
(48.955.560)
          
-2,22%
Diferimento Rede Básica
(93.000.000)
          
-4,22%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
11,59%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
19,88%
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação
(R$) (R$) no Reajuste na Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 1 .479.233.550 1 .583.991.232 7,1% 4,76% 66,5%  
Encargos Setoriais 298.644.500 363.477.247 21,7% 2,94% 15,3%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 2 .499.395 2 .769.548 10,8% 0,01% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 7 5.856.954 1 12.069.674 47,7% 1,64% 4,7%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) 5 7.852.448 4 5.046.099 -22,1% -0,58% 1,9%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 7 2.992.519 8 4.968.733 16,4% 0,54% 3,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 3 9.669.149 4 8.621.618 22,6% 0,41% 2,0%
PROINFA 3 2.126.758 4 8.847.256 52,0% 0,76% 2,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 7.647.276 2 1.154.320 19,9% 0,16% 0,9%  
Custos de Transmissão 3 11.656.814 2 53.454.044 -18,7% -2,64% 10,6%  
Rede Básica 2 63.933.895 1 98.072.283 -25,0% -2,99% 8,3%
Rede Básica Fronteira 3 0.206.026 3 8.770.012 28,4% 0,39% 1,6%
Conexão 1 2.235.173 1 0.859.346 -11,2% -0,06% 0,5%
Uso do sistema de distribuição e CCD 5 .281.720 5 .752.402 8,9% 0,02% 0,2%  
Custos de Aquisição de Energia 8 40.788.855 9 36.059.006 11,3% 4,33% 39,3%  
Receitas Irrecuperáveis 2 8.143.382 31.000.935 10% 0,13% 1,3%  
PARCELA B 722.753.400 799.023.844 10,6% 3,46% 33,5%  
IRT 2 .201.986.950 2 .383.015.075 8,2% 8,22% 100%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 1 .494.543 0,07%  
CVA em processamento - Energia 79.539.366 3,61%
CVA em processamento - Transporte 1 2.490.026 0,57%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 27.599.802 5,79%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1 .001.171 0,05%
Neutralidade de Parcela A- Energia 1 .321.910 0,06%
Neutralidade de Parcela A - Transporte ( 22.439.811) -1,02%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 1.598.743) -0,07%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 6 .518.294 0,30%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid 1 52.422 0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia ( 50.047.245) -2,27%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1 .997.501 0,09%
Previsão de Risco Hidrológico 4 8.922.471 2,22%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE 3 6.308.336 1,65%
Ajuste CUSD ( 343.536) -0,02%
Reversão do Risco Hidrológico ( 62.407.337) -2,83%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 ( 3.165.812) -0,14%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circul a r 2 0 / 2 0 ( 2511)2.492) -0,02%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia 5 8.550.591 2,66%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS - EER ( 78.167.648) -3,55%
Neutralidade Crédito de PIS/COFINS 2 .980.471 0,14%
Reversão Diferimento Rede Básica 2 23.920.865 10,17%
Empréstimo Escassez Hídrica ( 239.170.500) -10,86%
Conta Escassez - Diferimento de Energia ( 48.955.560) -2,22%
Diferimento Rede Básica ( 93.000.000) -4,22%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 11,59%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 19,88%  

de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA representou um impacto de 
0,76%. 
 
16. 
Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de -2,64%. 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 nº 2.895 e nº 2.896, respectivamente, ambas de 13 de julho de 
2021, alteradas pela REH nº 2.959, de 5 de outubro de 2021. 
 
17. 
Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 4,33%. 
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos de Compra 
no Ambiente Regulado - CCEAR com impacto de 2,92%. 
 
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
18. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 33,5% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,46% do total do 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
19. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre maio 
de 2021 e abril de 2022 do IPCA, de 11,96%, subtraída do Fator X, de 1,29%, o que totaliza 
10,67%, além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos 
(ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD). 
 
20. 
No cálculo do Fator X de 1,29%, foram considerados os componentes T e PD em  
0,00%, definidos no Contrato de Concessão nº 002/2019, enquanto o componente Q na 
atualização da Parcela B foi de 1,29%. 
 
4,33%
2,33%
0,59%
0,43%
0,55%
0,41%
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
 Proinfa

21. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora (sem6 e com tributos 7), 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. 
 
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 
 
 
 
6 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. 
7 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,2% para o ICMS e de 7,1% para o PIS/COFINS incidentes sobre a 
fatura (total de 30,4% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que 
representa a majoração de 43,6% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de 
Distribuição
33,5%
Custo de 
Energia
39,3%
Custo de 
Transporte
10,6%
Encargos 
Setoriais
15,3%
Receitas 
Irrecuperáveis
1,3%
Custo de       
Distribuição; 
23,3%
Custo de            
Energia; 
27,4%
Custo de     
Transmissão
; 7,4%
Encargos          
Setoriais; 
10,6%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,9%
ICMS; 
23,2%
PIS/COFINS; 
7,1%
Tributos; 
30,4%

22. 
Quanto aos componentes financeiros8 a serem recuperados no próximo período 
tarifário, esses contribuíram com o efeito em 0,07% no atual reajuste da Equatorial Alagoas, 
conforme indicado na Tabela 3. 
 
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 – Encargos 
Setoriais, com 5,8%, referente ao custo de ESS por Segurança Energética decorrente do despacho 
de geração térmica fora da ordem de mérito ao longo de 2021. 
 
24. 
Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste 
de 3,6%, sendo que os itens mais significativos foram: (i) as exposições ao MCP relacionadas à 
insuficiência de geração hidrelétrica (risco hidrológico) dos CCGF e dos CCEAR-Q repactuados; e 
(ii) custos dos CCEAR por disponibilidade decorrente do cenário de CMO elevado em alguns 
meses de 2021. 
 
 
 
8 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 ano. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
79.539.366
          
3,6%
CVA em processamento - Transporte
12.490.026
          
0,6%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
127.599.802
       
5,8%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
1.001.171
            
0,0%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.321.910
            
0,1%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(22.439.811)
        
-1,0%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(1.598.743)
           
-0,1%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
6.518.294
            
0,3%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid
152.422
               
0,0%
Sobrecontratação/exposição de energia
(50.047.245)
        
-2,3%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.997.501
            
0,1%
Previsão de Risco Hidrológico
48.922.471
          
2,2%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE
36.308.336
          
1,6%
Ajuste CUSD
(343.536)
              
0,0%
Reversão do Risco Hidrológico
(62.407.337)
        
-2,8%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(3.165.812)
           
-0,1%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021)
(512.492)
              
0,0%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
58.550.591
          
2,7%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS - EER
(78.167.648)
        
-3,5%
Neutralidade Crédito de PIS/COFINS
2.980.471
            
0,1%
Reversão Diferimento Rede Básica
223.920.865
       
10,2%
Empréstimo Escassez Hídrica
(239.170.500)
      
-10,9%
Conta Escassez - Diferimento de Energia
(48.955.560)
        
-2,2%
Diferimento Rede Básica
(93.000.000)
        
-4,2%
Total
1.494.543
            
0,07%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 7 9.539.366 3,6%
CVA em processamento - Transporte 1 2.490.026 0,6%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 127.599.802 5,8%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1.001.171 0,0%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  1.321.910  0,1%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte (22.439.811) -1,0%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 1.598.743) -0,1%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 6.518.294 0,3%      
  152.422 0,0%    
Sobrecontratação/exposição de energia (50.047.245) -2,3%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1.997.501 0,1%
Previsão de Risco Hidrológico 4 8.922.471 2,2%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE 3 6.308.336 1,6%
Ajuste CUSD (343.536) 0,0%
Reversão do Risco Hidrológico (62.407.337) -2,8%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 ( 3.165.812) -0,1%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) (512.492) 0,0%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia 5 8.550.591 2,7%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS - EER (78.167.648) -3,5%
Neutralidade Crédito de PIS/COFINS 2.980.471 0,1%
Reversão Diferimento Rede Básica 223.920.865 10,2%
Empréstimo Escassez Hídrica (239.170.500) -10,9%
Conta Escassez - Diferimento de Energia (48.955.560) -2,2%
Diferimento Rede Básica (93.000.000) -4,2%      
Total 1 .494.543 0,07%      

25. 
Outro impacto importante foi a reversão do diferimento de Rede Básica 
considerado no processo tarifário anterior. Valor este que atualizado monetariamente pelo IPCA, 
totalizou R$ 223.920.864,59, a preços de abril de 2022, que resultou em um aumento tarifário 
de 10,2%. 
 
26. 
Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura 
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. 
 
27. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão 
relacionados abaixo e cujos detalhes constam da Nota Técnica nº 59/2022-SGT/ANEEL. 
 
a) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica 
 
28. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante 
a Resolução nº 3/202119, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, 
com aplicação de setembro/21 a abril/22. 
 
29. 
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. 
Destaca-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira 
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. 
 
31. 
Esse componente financeiro relativo ao atual RTA alcançou o valor de cerca de R$ 
19 milhões, com impacto de -0,89% no efeito médio do reajuste. 
 
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
 
32. 
Conforme Resolução Normativa nº 1.008/2022, nos processos tarifários 
homologados entre a publicação desta 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. 
 
33. 
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 competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária 
 
 
9  Disponível em: https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg/resolucao-no-3-de-
31-de-agosto-de-2021-resolucao-no-3-de-31-de-agosto-de-2021-dou-imprensa-nacional.pdf/view

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). 
 
34. 
O Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica 
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, mediante a concessão de bônus 
em fatura em contrapartida da redução média verificada do consumo de energia elétrica. 
 
35. 
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 CREG nº 2/2021 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. 
 
36. 
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. 
 
37. 
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. 
 
38. 
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. 
 
39. 
Por fim, tanto a Medida Provisória nº 1.078/2021 como o Decreto nº 10.939/2022 
possibilitaram a inclusão dos diferimentos tarifários aplicados no processo tarifário anterior à 
liberação dos recursos da operação financeira. 
 
40. 
A concessionária 10  encaminhou propostas relacionadas ao financiamento da 
Conta Escassez Hídrica, com Parcela de custos associados: (i) ao Programa de Incentivo à Redução 
Voluntária do Consumo de Energia Elétrica, no valor de R$ 20.476.639,84, resultante da 
contabilização da competência de janeiro de 2022 da CCEE; (ii) à importação de energia em 
decisão homologada pela CREG, referente às competências de julho e agosto de 2021, no valor 
 
 
10 Por meio da Carta C.E-REG-AEQTL AL nº 017/2022.

de RS 8.199.058,37; e (iii) ao diferimento dO Reajuste Tarifário Anual de 2021 (RTA/2021), de que 
trata o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, no valor de R$ 210.494.801,56. O impacto do 
empréstimo no atual processo tarifário foi de -10,86%. 
 
41. 
Após a aprovação pela diretoria da ANEEL na 3ª RPE de recurso adicional, a 
Concessionária solicitou, por meio da Carta nº C.E-REG-AEQTL AL nº 019/2022, o valor adicional 
de R$ 48.955.560,54, que proporcionou uma redução de 2,22%. 
 
c) Diferimento Rede Básica 
 
42. 
Adicionalmente, a Concessionária solicitou o diferimento dos custos de Rede 
Básica, no valor de R$ 93 milhões, para mitigar o efeito ao consumidor. Esse diferimento 
proporcionou uma redução de 4,22%. Tal valor será revertido à distribuidora no processo 
tarifário subsequente, devidamente atualizado pela SELIC. 
 
Efeito das Bandeiras Tarifárias 
 
43. 
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 da Equatorial Alagoas não sofresse aumento adicional médio 
de 12,73%. 
 
44. 
Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (103,16%) e as variações do IGP-M (137,45%) e do IPCA 
(82,21%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial11 
 
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS 
 
45. 
A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de maio/2022 a abril/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 maio/2021 a abril/2022. 
 
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
IV. DIREITO 
 
46. 
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 002/2019-ANEEL. 
 
 
 
 
11 Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
369,41
302,93
306,74
397,87
414,02
439,11
433,43
428,04
516,16
550,90
535,25
583,31
626,11
750,49
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
COVID
2020
Reajuste
2021
Reajuste
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
432.323
           
3.178.422
        
3.610.744
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
2.293
                
655.500
           
657.792
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(11.443)
            
347.268
           
335.825
           
Subsídio Rural
2.684
                
310.111
           
312.795
           
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(189.817)
          
1.529.088
        
1.339.272
        
Total
236.040
           
6.020.389
        
6.256.429
Valor Mensal
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 432.323 3 .178.422 3 .610.744
Subsídio Geração Fonte Incentivada 2 .293 655.500 657.792
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento (11.443) 347.268 335.825
Subsídio Rural 2 .684 310.111 312.795
Subsídio Irrigante/Aquicultor ( 189.817) 1 .529.088 1 .339.272  
Total 236.040 6 .020.389 6 .256.429  

V. DISPOSITIVO 
 
47. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004951/2021-
86, voto pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
 
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Equatorial 
Alagoas, a vigorar a partir de 3 de maio de 2022, que conduz ao efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores de 19,88%, sendo 19,24% para os 
consumidores em alta tensão e 20,13% 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 Equatorial 
Alagoas; 
 
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 Equatorial Alagoas, de modo a custear os descontos retirados 
da estrutura tarifária. 
 
 
Brasília, 26 de abril de 2022. 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor