31ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL 
Brasília, 23/08/2022 
VOTO 
 
PROCESSO: 48500.004950/2021-31 
 
INTERESSADOS: Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S.A. (EPB) 
RELATOR: Diretor Giácomo Francisco Bassi Almeida. 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S.A. - EPB., a 
vigorar a partir de 28 de agosto de 2022. 
I. RELATÓRIO 
 
A Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S.A.( EPB) é prestadora do serviço público de 
distribuição de energia elétrica e atende cerca de 1,5 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo 
de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 2,2 bilhões. 
2. 
Em 24 de agosto de 2021, foi aprovada a revisão tarifária ordinária da EPB, conforme 
Resolução Homologatória – REH nº 2.929/20211, por meio da qual as tarifas foram, em média, reajustadas 
em 7,08%. 
3. 
Em 4 de julho de 2022, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 26/2022, o Processo foi 
a mim distribuído. 
4. 
Em 27 de junho de 2022, foi promulgada a Lei nº 14.3852, que trata da devolução aos 
consumidores de energia elétrica dos valores relacionados às ações judiciais que versam sobre a retirada 
do ICMS da base do PIS/COFINS. 
 
 
1 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20212929ti.pdf. 
2 Disponível em planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2022/lei/L14385.htm.

5. 
Em 18 de agosto de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou por 
meio eletrônico ao Conselho de Consumidores da EPB as planilhas de cálculo, conforme dispõe a 
Resolução Normativa nº 652, de 17 de março de 2015. 
6. 
Em 18 de agosto de 2022, a SGT, por meio da Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL3, 
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Concessionária. 
7. 
É o Relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
8. 
O Reajuste Tarifário Anual  da EPB conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido 
pelos consumidores de 1,03%, sendo de 3,49%, em média, para os consumidores conectados na Alta 
Tensão e de 0,34%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
Fonte: Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL 
 
9. 
O efeito médio de 1,03% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 11,40% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a uma variação de -4,81%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -5,56%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 
 
3 Documento SicNet nº 48581.002197/2022-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
3,49%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
0,34%
Efeito Médio AT+BT
1,03%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
Fonte: Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL  
 
10. 
O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da modalidade 
tarifária a qual pertence.  
11. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
3,43%
0,74%
3,66%
3,57%
-4,81%
-5,56%
1,03%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Fonte: Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL 
12. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 63,09% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 7,83% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos. 
13. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 3,43%. A 
CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 2,41%. Adicionalmente, os aumentos 
dos ESS/EER impactaram o reajuste em 3,05%. Destaca-se também o valor da capitalização da Eletrobrás 
que contribui para a redução da tarifa em 2,94%. 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
1.356.245.047
  
1.526.181.847
         
12,5%
7,83%
63,09%
Encargos Setoriais
208.905.067
     
283.337.358
            
35,6%
3,43%
11,71%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
3.060.134
          
3.354.705
                 
9,63%
0,01%
0,14%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
82.534.902
        
134.931.229
            
63,48%
2,41%
5,58%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
14.463.389
        
14.228.609
               
-1,62%
-0,01%
0,59%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
20.628.368
        
20.383.292
               
-1,19%
-0,01%
0,84%
Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás
(63.840.623)
             
0,00%
-2,94%
-2,64%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
30.002.408
        
96.302.169
               
220,98%
3,05%
3,98%
PROINFA
36.555.279
        
56.366.863
               
54,20%
0,91%
2,33%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
21.557.194
        
21.507.235
               
-0,23%
-0,00%
0,89%
ONS
103.392
             
103.881
                    
0,47%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
203.473.017
     
219.459.613
            
7,86%
0,74%
9,07%
Rede Básica
128.305.984
     
151.911.378
            
18,40%
1,09%
6,28%
Rede Básica Fronteira
50.383.353
        
47.135.250
               
-6,45%
-0,15%
1,95%
Conexão
12.774.774
        
8.156.973
                 
-36,15%
-0,21%
0,34%
Uso do sistema de distribuição e CCD
12.008.906
        
12.256.012
               
2,06%
0,01%
0,51%
Custos de Aquisição de Energia
943.866.963
     
1.023.384.876
         
8,42%
3,66%
42,31%
PARCELA B
815.289.569
     
892.880.835
            
9,52%
3,57%
36,91%
IRT
2.171.534.615
  
2.419.062.682
         
11,40%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
106.777.347
-            
-4,81%
CVA em processamento - Energia
53.482.352
               
2,41%
CVA em processamento -Transporte
9.912.290
                 
0,45%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
175.734.530
            
7,91%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
7.583.430
                 
0,34%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(2.566.731)
                
-0,12%
Sobrecontratação/exposição de energia
(89.663.753)
             
-4,04%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
570.555
                    
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
64.136.900
               
2,89%
Ajuste CUSD
(434.932)
                   
-0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC
(122.030)
                   
-0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
171.776
                    
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(100.928.265)
           
-4,55%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
(1.507.657)
                
-0,07%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
(222.513.244,97)
     
-10,02%
Neutralidade Crédito Pis Cofins
(632.568)
                   
-0,03%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,56%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
1,03%
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 1.356.245.047 1.526.181.847 12,5% 7,83% 63,09%      
Encargos Setoriais 208.905.067 283.337.358 35,6% 3,43% 11,71%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 3 .060.134 3 .354.705 9,63% 0,01% 0,14%      
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás  8 2.534.902
1 4.463.389
2 0.628.368  1 34.931.229 63,48% 2,41% 5,58%
1 4.228.609 -1,62% -0,01% 0,59%
2 0.383.292 -1,19% -0,01% 0,84%
( 63.840.623) 0,00% -2,94% -2,64%  
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 3 0.002.408 9 6.302.169 220,98% 3,05% 3,98%
PROINFA 3 6.555.279 5 6.366.863 54,20% 0,91% 2,33%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 2 1.557.194 2 1.507.235 -0,23% -0,00% 0,89%
ONS 1 03.392 1 03.881 0,47% 0,00% 0,00%      
Custos de Transmissão 2 03.473.017 2 19.459.613 7,86% 0,74% 9,07%      
Rede Básica 1 28.305.984 1 51.911.378 18,40% 1,09% 6,28%
Rede Básica Fronteira 5 0.383.353 4 7.135.250 -6,45% -0,15% 1,95%
Conexão 1 2.774.774 8 .156.973 -36,15% -0,21% 0,34%
Uso do sistema de distribuição e CCD 1 2.008.906 1 2.256.012 2,06% 0,01% 0,51%      
Custos de Aquisição de Energia 9 43.866.963 1 .023.384.876 8,42% 3,66% 42,31%      
PARCELA B 815.289.569 892.880.835 9,52% 3,57% 36,91%      
IRT 2.171.534.615 2.419.062.682 11,40% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual - 106.777.347 -4,81%      
CVA em processamento - Energia    5 3.482.352 2,41%  
CVA em processamento -Transporte 9 .912.290 0,45%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 75.734.530 7,91%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 7 .583.430 0,34%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 2.566.731) -0,12%
Sobrecontratação/exposição de energia ( 89.663.753) -4,04%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 5 70.555 0,03%
Previsão de Risco Hidrológico 6 4.136.900 2,89%
Ajuste CUSD ( 434.932) -0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 122.030) -0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 1 71.776 0,01%
Reversão do Risco Hidrológico ( 100.928.265) -4,55%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid ( 1.507.657) -0,07%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins ( 222.513.244,97) -10,02%
Neutralidade Crédito Pis Cofins ( 632.568) -0,03%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,56%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 1,03%      

14. 
Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de 0,74%. 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 2022-2023, aprovadas por meio das Resoluções 
homologatórias nº 3.067 e nº 3.066, respectivamente, ambas de 12 de julho de 2022. 
15. 
Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 3,66%. 
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos de Compra no 
Ambiente Regulado - CCEAR (3,03%) e as cotas Leiº 12.783/2013 (2,02%). Em contrapartida, o fim do 
contrato bilateral com a UTE Juiz de Fora provocou uma redução de 2,85%. O Gráfico 2 detalha as 
variações dos Contratos de Energia. 
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: 
Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL 
16. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 36,91% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,57% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
17. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre agosto de 2021 
e julho de 2022 do IGP-M, de 10,08%, subtraída do Fator X, de 0,56%, o que totaliza 9,52%. 
3,66%
0,01%
2,29%
0,72%
0,59%
0,86%
2,02%
-2,85%
0,02%
Total
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

18. 
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 
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: Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL 
 
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
 
Fonte: Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL 
 
 
4  No Gráfico 2, 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 24,97% para o ICMS e de 3,2% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 28,1% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 39,1% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de 
cálculo. 
Custo de 
Distribuição
36,9%
Custo de 
Energia
42,3%
Custo de 
Transmissão
9,1%
Encargos 
Setoriais
11,7%
Custo de 
Distribuição
26,5%
Custo de 
Energia
30,4%
Custo de 
Transmissão
6,5%
Encargos 
Setoriais
8,4%
ICMS
25,0%
PIS/COFINS
3,2%
Tributos
28,1%

19. 
Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -4,81% no atual reajuste da EPB, conforme indicado na Tabela 3. 
20. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos 
Setoriais, com 7,91%. Esse impacto é decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito 
ao longo de 2021, o que ocasionou um aumento de 5,61% na CVA em processamento – Encargos Setoriais 
- ESS/EER. 
21. 
Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste de 2,41%. 
Aumento esse causado principalmente pelas exposições ao Mercado de Curto Prazo - MCP relacionadas 
ao risco hidrológico dos CCGF e aos CCEAR-Q repactuados. 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL 
 
22. 
Foram estudados e elaborados mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se 
 
 
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. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
53.482.352
        
2,41%
CVA em processamento -Transporte
9.912.290
          
0,45%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
175.734.530
     
7,91%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
7.583.430
          
0,34%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(2.566.731)
         
-0,12%
Sobrecontratação/exposição de energia
(89.663.753)
      
-4,04%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
570.555
             
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
64.136.900
        
2,89%
Ajuste CUSD
(434.932)
            
-0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC
(122.030)
            
-0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
171.776
             
0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(100.928.265)
    
-4,55%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
(1.507.657)
         
-0,07%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
(222.513.245)
    
-10,02%
Neutralidade Crédito Pis Cofins
(632.568)
            
-0,03%
Total
(106.777.347)
    
-4,81%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia 5 3.482.352 2,41%
CVA em processamento -Transporte 9.912.290 0,45%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 175.734.530 7,91%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 7.583.430 0,34%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 2.566.731) -0,12%
Sobrecontratação/exposição de energia (89.663.753) -4,04%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 570.555 0,03%
Previsão de Risco Hidrológico 6 4.136.900 2,89%
Ajuste CUSD (434.932) -0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC (122.030) -0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 171.776 0,01%
Reversão do Risco Hidrológico (100.928.265) -4,55%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid ( 1.507.657) -0,07%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins (222.513.245) -10,02%
Neutralidade Crédito Pis Cofins (632.568) -0,03%  
Total ( 106.777.347) -4,81%  

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.  
23. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo 
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica nº 169/2022-SGT/ANEEL: 
a) Lei 14.385/2022 - Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial  
24. 
Em 27 de junho de 2022, foi promulgada a Lei nº 14.385, que trata da devolução aos 
consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais que versam sobre a retirada 
do ICMS da base do PIS/COFINS. A Lei prevê a devolução da integralidade dos valores requeridos a Receita 
Federal (RFB) até o próximo processo tarifário.  
 
25. 
Assim, foi incluído neste processo tarifário um componente financeiro dos valores já 
aproveitados, bem como, os valores a serem aproveitados pela EPB perante a RFB até julho/23, que 
totalizam o valor atualizado de R$ 222.513.244,97, e reduziram o efeito ao consumidor em 10,02%. 
 
b) Capitalização Eletrobrás 
26. 
O inciso I do art. 4º da Lei 14.182/2021, que dispõe sobre a desestatização da empresa 
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras), estabeleceu 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. 
 
27. 
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. 
 
28. 
Para 2022, a Resolução CNPE nº 15/2021 estabeleceu o valor de R$ 5 bilhões a ser aportado 
na CDE trinta dias após a assinatura dos novos contratos de concessão, conforme Anexo V da citada 
Resolução.

29. 
Nesse contexto, o Despacho ANEEL nº 1.959, de 21 de julho de2022, homologou os valores 
da CDE aportados pela Eletrobras ou por suas subsidiárias, a serem repassados às concessionárias e 
permissionárias de distribuição para a modicidade tarifária, nomeado aqui com CDE Eletrobrás. No 
processo tarifário da EPB, o repasse desse valor foi responsável pela redução tarifária de 2,94%. 
 
 
 
 
Efeito das Bandeiras Tarifárias 
30. 
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 EPB não sofresse aumento adicional médio de 13,73%. 
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
31. 
A Tabela 4 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 
 
 
IV. DIREITO 
32. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei nº 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
323.576
           
1.863.623
        
2.187.199
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
48.127
             
1.530.344
        
1.578.471
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
6.997
                
255.397
           
262.394
           
Subsídio Rural
(149.815)
          
642.946
           
493.131
           
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(204.828)
          
2.191.923
        
1.987.095
        
Total
24.057
             
6.484.233
        
6.508.290
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 3 23.576 1 .863.623 2 .187.199
Subsídio Geração Fonte Incentivada 4 8.127 1 .530.344 1 .578.471
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 6 .997 2 55.397 2 62.394
Subsídio Rural ( 149.815) 6 42.946 4 93.131
Subsídio Irrigante/Aquicultor ( 204.828) 2 .191.923 1 .987.095  
Total 2 4.057 6 .484.233 6 .508.290  

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 19/2001-ANEEL. 
V. DISPOSITIVO 
33. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004950/2021-31, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da EPB, a vigorar a partir 
de 28 de agosto de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 1,03%, sendo 3,49% para os consumidores em alta tensão e 0,34% 
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 EPB; 
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo; e 
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 
EPB, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
 
Brasília, 23 de agosto de 2022. 
 
(Assinado digitalmente) 
GIÁCOMO FRANCISCO BASSI ALMEIDA 
Diretor Substituto