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VOTO  
 
PROCESSO: 48500.004956/2021-17 
 
INTERESSADOS: Energisa Sergipe - ESE 
 
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa  
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da ESE – Energisa Sergipe – Distribuidora de Energia S.A., a 
vigorar a partir de 22 de abril de 2022. 
I. 
R E L A T Ó R I O 
A ESE é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica sediada na 
cidade de Aracajú - SE e atende aproximadamente 825 mil de unidades consumidoras, cujo consumo de 
energia elétrica representa atualmente faturamento anual na ordem de R$ 1,47 bilhão. 
2. 
Em 22 de abril de 2021, foi aprovada a Reajuste Tarifário Anual da ESE, conforme Resolução 
Homologatória – REH nº 2.860/2021, quando as tarifas foram, em média, reajustadas em 8,90%. 
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 007/1997-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. 
Por meio da Resolução Normativa nº 1.008/2022, de 15 de março de 2022, a ANEEL 
estabeleceu os critérios e procedimentos para gestão da Conta Escassez Hídrica, destinada a receber 
recursos para cobrir, total ou parcialmente, os custos adicionais decorrentes da situação de escassez 
hídrica para as concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, 
após análise das contribuições recebidas na Consulta Pública nº 02/2022. 
6. 
Em 14 de abril de 2022, a concessionária protocolou correspondência com propostas 
relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica, conforme abordado no item de componentes 
financeiros, e sobre a inclusão, como financeiro, dos créditos de PIS/COFINS. 
7. 
Em 14 de abril de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota 
Técnica nº 50/2022-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2022. 
8. 
Ainda em 14 de abril de 2022, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da ESE as 
planilhas 
de 
cálculo, 
conforme 
dispõe 
a 
Resolução 
Normativa 
- 
REN 
nº 
652,  
de 17 de março de 2015.  
9. 
É o Relatório. 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
10. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da ESE, a vigorar a partir de 22 de abril de 2022, 
conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 16,24%, sendo 14,76%, em média, para 
os consumidores em Alta Tensão – AT e 16,88%, em média, para os consumidores em Baixa Tensão – BT.

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Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
11. 
Segundo a SGT, a diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos 
itens de custos que compõem a tarifa. 
12. 
Em relação ao efeito médio de 16,24%, esse decorre, essencialmente: 
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em 
11,28%; 
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um 
efeito de 0,84%; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, 
que contribuíram para uma variação de 4,13%, conforme apresentado no Gráfico 1. 
 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
14,76%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
16,88%
Efeito Médio AT+BT
16,24%
4,27%
-0,71%
3,01%
4,71%
0,84%
4,13%
16,24%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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13. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
14. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 58,9% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 6,57% pontos percentuais na composição 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
867.399.596
     
963.980.179
     
11,1%
6,57%
58,9%
Encargos Setoriais
134.565.939
     
197.364.467
     
46,7%
4,27%
12,1%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.536.300
          
2.819.440
          
11,2%
0,02%
0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
49.825.126
        
80.903.572
        
62,4%
2,11%
4,9%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
9.741.310
          
9.196.084
          
-5,6%
-0,04%
0,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
9.156.803
          
9.633.157
          
5,2%
0,03%
0,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
26.142.446
        
44.173.416
        
69,0%
1,23%
2,7%
PROINFA
23.721.875
        
35.275.305
        
48,7%
0,79%
2,2%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
13.366.975
        
15.291.062
        
14,4%
0,13%
0,9%
ONS
75.104
                
72.431
                
-3,6%
-0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
104.639.087
     
94.162.568
        
-10,0%
-0,71%
5,8%
Rede Básica
78.397.188
        
66.354.217
        
-15,4%
-0,82%
4,1%
Rede Básica Fronteira
17.107.078
        
14.020.374
        
-18,0%
-0,21%
0,9%
Conexão
9.134.822
          
13.787.977
        
50,9%
0,32%
0,8%
Custos de Aquisição de Energia
628.194.570
     
672.453.144
     
7,0%
3,01%
41,1%
PARCELA B
603.415.402
     
672.726.400
     
11,5%
4,71%
41,1%
IRT
1.470.814.999
  
1.636.706.580
  
11,28%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
12.465.998
        
0,84%
CVA em processamento - Energia
49.455.070
        
3,31%
CVA em processamento -Transporte
4.564.144
          
0,31%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
102.507.585
     
6,87%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
1.207.011
          
0,08%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(2.205.934)
         
-0,15%
Sobrecontratação/exposição de energia
1.790.937
          
0,12%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
448.342
             
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
33.862.369
        
2,27%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
196.828
             
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(35.052.231)
      
-2,35%
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte
14.159.527
        
0,95%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
(600.101)
            
-0,04%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(810.592)
            
-0,05%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021)
(394.797)
            
-0,03%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
2.071.182
          
0,14%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER
(67.050.450)
      
-4,49%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
(62.845.427,48)
 
-4,21%
Empréstimo Escassez Hídrica
(81.348.012)
      
-5,45%
Reversão do Diferimento de Risco Hídrologico
14.050.330
        
0,94%
Reversão do Diferimento de Parcela B
49.721.378
        
3,33%
Ajuste perdas processo anterior
(4.481.494)
         
-0,30%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos
(6.779.667)
         
-0,45%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
4,13%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
16,24%

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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 4,27%. Destacam-se os seguintes encargos: (i) CDE Uso que 
variou 62,4%,impactando o efeito médio em 2,11% e (ii) o encargo EER/ESS que 
variou 69,0% representando 1,23% no efeito médio; 
b) 
Custos de Transmissão – esses custos tiveram uma variação de -10,0% e 
contribuíram para um efeito médio de -0,71%. 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 7,0% e representaram 
um efeito tarifário de 3,01%. Contribuíram para esse efeito: (i) de forma positiva 
a variação dos contratos de CCEAR energia nova (efeito médio total de 2,20%) e 
(ii) negativamente o fim dos contratos bilateral e CCEAR existente, que 
contribuíram com a redução de 1,35% e de -0,24% respectivamente. 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 
 
15. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 41,1% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 4,71% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
16. 
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 3,28%), o que totaliza 11,49%.  
17. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem2 e com tributos3), 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. 
 
 
2 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. 
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,7% para o ICMS e de  3,7% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 27,4% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 37,7% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de 
cálculo. 
3,01%
-0,27%
0,03%
1,34%
0,86%
0,47%
0,61%
1,24%
-1,35%
0,07%
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 
18. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em 0,84% no atual reajuste da ESE, conforme indicado na Tabela 2. 
19. 
Os financeiros que mais impactaram o processo com valor positivo foram a CVA em 
Processamento – Energia, com efeito de 3,31%, em razão (i) das exposições ao Mercado de Curto Prazo - 
MCP relacionadas à insuficiência de geração hidrelétrica (risco hidrológico) dos CCGF e dos CCEAR-Q 
 
 
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de 
Distribuição
41,1%
Custo de 
Energia
41,1%
Custo de 
Transmissão
5,8%
PROINFA
2,2%
CDE
6,1%
ESS/EER
2,7%
Outros
1,1%
Encargos     
Setorias
12,1%
Custo de 
Distribuição
29,8%
Custo de Energia
29,8%
Custo de 
Transmissão
4,2%
Encargos Setoriais
8,8%
ICMS
23,7%
PIS/COFINS 3,7%
Tributos
27,4%

Página 8 de 16 
 
repactuados; e (ii) dos custos dos CCEAR-D decorrentes do cenário de CMO elevado em alguns meses de 
2021. 
20. 
Outro destaque é a CVA ESS/EER, a qual impactou o processo em 6,03%, em especial o 
custo de ESS por Segurança Energética, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de 
mérito. 
21. 
A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
22. 
Ainda sobre esse tema, 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 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
49.455.070
        
3,31%
CVA em processamento -Transporte
4.564.144
          
0,31%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
102.507.585
     
6,87%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
1.207.011
          
0,08%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(2.205.934)
         
-0,15%
Sobrecontratação/exposição de energia
1.790.937
          
0,12%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
448.342
             
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
33.862.369
        
2,27%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
196.828
             
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(35.052.231)
      
-2,35%
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte
14.159.527
        
0,95%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
(600.101)
            
-0,04%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(810.592)
            
-0,05%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula
(394.797)
            
-0,03%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
2.071.182
          
0,14%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER
(67.050.450)
      
-4,49%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
(62.845.427)
      
-4,21%
Empréstimo Escassez Hídrica
(81.348.012)
      
-5,45%
Reversão do Diferimento de Risco Hídrologico
14.050.330
        
0,94%
Reversão do Diferimento de Parcela B
49.721.378
        
3,33%
Ajuste perdas processo anterior
(4.481.494)
         
-0,30%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Exceden
(6.779.667)
         
-0,45%
Total
12.465.998
        
0,84%

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intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade 
econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. 
23. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo 
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica 50/2022-SGT/ANEEL: 
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica.  
24. 
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. 
25. 
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 
26. 
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. 
27. 
É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das 
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem 
direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou 
subtraídos dos processos tarifários ordinários. 
28. 
No processo da ESE, 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 fevereiro/2022. 
Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas e o efeito financeiro da CVA positivo, ou seja, uma 
tarifa mais elevada. 
29. 
Ocorre que parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela

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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. 
30. 
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. 
31. 
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 fevereiro/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. 
32. 
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$ 64.979.269,63, dividido em 
componentes de energia, Encargo de Serviço de Sistema - ESS, que contribuíram em -4,35% no efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores. 
Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL 
33. 
No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL5, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à ESE 
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/ANEEL6, de 
27/11/2020. O valor correspondente informado pela ESE foi de -R$ 394.797,13, já atualizado pela Selic. 
 
 
 
5 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.  
6 Documento SIC nº 48581001953/2020-00.

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Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial  
34. 
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.  
35. 
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.  
36. 
A ESE, por meio de correspondência, encaminhada à ANEEL em 14 de abril de 2022, 
solicitou que seja considerada a reversão do valor de R$ (62.845.427,48) 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 -4,21%. 
Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente Reativo - 
UDER 
37. 
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 
revisão tarifária posterior ao 3CRTP.  
38. 
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 fevereiro/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$ 6.779.666,93.  
39. 
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

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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. 
Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
40. 
De acordo com as regras previstas pela Aneel, no âmbito da CP 02/2022, nos processos 
tarifários homologados entre a publicação da correspondente REN nº 1.008/2002 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. 
41. 
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 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). 
42. 
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. 
43. 
O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em contrapartida 
da redução média verificada do consumo de energia elétrica7.  
44. 
Diante do estabelecido no Inciso I do § 1º do Art. 1º do Decreto nº 10.939/2022, as 
 
 
7 Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

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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. 
45. 
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. 
46. 
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. 
47. 
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. 
48. 
Em 14 de abril de 2022, a concessionária protocolou correspondência referente 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$ (6.064.449,75); bônus redução voluntária no valor 
de R$(12.407.038,76) e diferimento de Energia no valor de R$ (62.876.524,19). 
Evolução da Tarifa B1 
49. 
Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (91,7%), comparada com as variações do IGP-M (143,9%) e do IPCA 
(83,3%) 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. 
50. 
A tarifa vigente do consumidor B1 residencial convencional no estado de Sergipe, 
considerando-se o adicional de bandeira escassez hídrica de R$ 142,00/MWh, é de R$ 722,44/MWh. Com 
o atual reajuste, a nova tarifa residencial convencional passa a 677,99/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 -6,15%. 
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários  
51. 
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. 
 
353,69
290,03
308,29
344,79
369,77
409,35
432,33
467,59
514,30
530,72
535,51
580,44
677,99
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
Reajuste
2017
Revisão
2018
Reajuste
2019
COVID
2020
Reajuste
2021
Reajuste
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 
52. 
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 007/1997-ANEEL. 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
53. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004956/2021-17, voto por EMITIR 
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da Energisa 
Sergipe, a vigorar a partir de 22 de abril de 2022, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de 16,24%, sendo 14,76% para os consumidores 
em Alta Tensão – AT e 16,88% 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 ESE; 
(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
606.452
           
2.623.414
        
3.229.866
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
(15.937)
            
383.002
           
367.065
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(149.067)
          
184.651
           
35.584
             
Subsídio Rural
(17.978)
            
230.324
           
212.346
           
Subsídio Irrigante/Aquicultor
34.605
             
555.498
           
590.104
           
Total
458.076
           
3.976.889
        
4.434.965

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(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 ESE, de modo a custear os descontos retirados da estrutura 
tarifária. 
 
Brasília, 19 de abril de 2022. 
 
(Assinado digitalmente) 
SANDOVAL DE ARAUJO FEITOSA NETO 
Diretor