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VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.006312/2021-55 
 
INTERESSADOS: Distribuidoras de energia elétrica e consumidores cativos. 
 
RELATOR: Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, Superintendência de Regulação 
Econômica e Estudos de Mercado – SRM, Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira 
– SFF, Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG e Superintendência de 
Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
ASSUNTO: Resultado da Consulta Pública nº 2/2022, instaurada com vistas a colher subsídios e 
informações adicionais para o aprimoramento da regulamentação das medidas destinadas ao 
enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez 
hídrica de que tratam a Medida Provisória nº 1.078/2021 e o Decreto nº 10.939/2022. 
 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
Em meados de novembro de 2021, o Poder Executivo Federal começou a estudar  a 
possibilidade de contratação de uma operação de crédito sindicalizada em favor das distribuidoras 
de energia elétrica em razão (i) dos descasamentos financeiros que essas empresa vinham 
suportando, em função dos custos decorrentes das medidas de enfrentamento da crise hídrica, mas 
também dos efeitos associados à questões macroeconômicas como a inflação, o câmbio e a alta do 
preço internacional dos combustíveis; e (ii) da preocupação com a capacidade de pagamento do 
consumidor de energia elétrica no ano de 2022, período que sucede dois anos de crises 
independentes e sucessivas: a pandemia de coronavírus em 2020 e a crise hídrica em 2021. 
2. 
Como resultado dessas análises, foi editada a Medida Provisória nº 1.078, de 13 de 
dezembro de 2021, que possibilitou a estruturação de operações financeiras, utilizando a Conta de

2 
 
Desenvolvimento Energético – CDE como veículo para a sua amortização. 
3. 
Em 15 de dezembro de 2021, o processo com vistas à implementação da Medida 
Provisória segundo as competências da ANEEL foi distribuído, por sorteio, à minha relatoria. 
4. 
Na sequência, em 13 de janeiro de 2022, o Decreto nº 10.939 regulamentou a MP 
nº 1.078/2021, no que diz respeito às medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos 
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica. 
5. 
Como fatos relevantes à presente instrução, cumpre também destacar que a Câmara 
de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética – CREG, criada por meio da MP nº 1.055, de 28 
de junho de 2021, (i) emitiu, em 31 de agosto de 2021, as Resoluções nº 2/2021 e nº 3/2021, 
instituindo o Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica e 
determinando à ANEEL a implementação de patamar específico de Bandeira Tarifária, denominado 
Bandeira Escassez Hídrica, no valor de R$ 142,00/MWh; e (ii) determinou, em 9 de setembro do 
mesmo ano, a realização de Procedimento Competitivo Simplificado – PCS, para contratação de 
reserva de capacidade, nos termos dos §§ 1º e 2º do art. 4º da MP nº 1.055/2021, com vistas à 
otimização do uso dos recursos hidroenergéticos no Sistema Interligado Nacional – SIN e para o 
enfrentamento da situação de escassez hídrica, a fim de garantir a continuidade e a segurança do 
suprimento eletroenergético no País. 
6. 
Diante desses elementos, o tema foi analisado na ANEEL pela SGT, SRM, SRG, SFF e 
SRD, contando ainda com o apoio de outras unidades. Tal análise resultou na emissão da Nota 
Técnica nº 08/2022-SGT/SRM/SRG/SRD/SFF/ANEEL, de 3 de fevereiro de 2022, por meio da qual as 
Superintendências apresentaram proposta para (i) estimar os limites máximos de operações 
financeiras relacionadas à Conta de Escassez Hídrica; e (ii) regulamentar o ressarcimento ao 
consumidor dos custos acessórios da Conta de Escassez Hídrica pelas concessionárias e 
permissionárias do serviço público de distribuição. 
7. 
Com base na proposta das áreas técnicas, em sua Primeira Reunião Extraordinária do 
ano de 2022, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública nº 2/2022, para colher junto 
à sociedade subsídios e informações adicionais a respeito do tema.

3 
 
8. 
Encerrado o prazo estabelecido para recebimento de contribuições, essas foram 
avaliadas pelas Superintendências, que registraram sua análise na Nota Técnica nº 22/2022-
SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL, de 9 de março, por meio da qual apresentaram também sua proposta 
para o texto final da resolução normativa a ser deliberada.  
9. 
É o que basta relatar. 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
10. 
Trata-se da conclusão do processo de consulta pública instaurado para colher 
subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da regulamentação das medidas 
destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de 
escassez hídrica de que tratam a MP nº 1.078/2021 e o Decreto nº 10.939/2022. 
11. 
Foram recebidas 140 contribuições, distribuídas entre os diversos aspectos que 
compõem a regulamentação em análise. Os contribuintes apresentaram propostas, entre outros 
itens, para (i) a estimativa do saldo da Conta Bandeiras em abril de 2022, (ii) estimativas para os 
demais custos, (iii) alocação de custos, (iv) quesitos operacionais, (v) aspectos contábeis, e (vi) 
quanto ao termo de aceitação. Das contribuições recebidas, 42, ou seja, 30%, foram aceitas ou 
parcialmente aceitas, conforme análise das áreas técnicas. 
Definição e delimitação dos custos a serem cobertos pelo empréstimo 
12. 
Conforme exposto no Voto que encaminhou a abertura da CP nº 2/2022 e nos termos 
do Decreto nº 10.939/2022, o cerne da regulamentação a ser efetuada é a contratação de 
empréstimo para fazer frente a custos financeiros relacionados à escassez hídrica. 
Art. 1º Fica autorizada a criação e a gestão da Conta Escassez Hídrica pela Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, 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, e os 
diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002. 
13. 
Também de acordo com o Decreto, tais custos são (i) a estimativa do saldo da Conta

4 
 
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a competência de abril de 2022; (ii) as 
despesas referentes ao Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia 
Elétrica; (iii) a importação de energia referente às competências de julho e agosto de 2021; (iv) a 
receita fixa referente às competências de maio a dezembro de 2022 do Procedimento Competitivo 
Simplificado – PCS de 2021; e (v) os diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438, 
de 26 de abril de 2002, além dos juros, os encargos, a constituição de garantias e os custos diretos 
e indiretos a elas relacionados, inclusive os custos administrativos, financeiros e encargos tributários 
suportados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. 
14. 
 O Decreto ainda alocou os custos em duas tranches, da seguinte forma:  
Primeira Tranche:  
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; 
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); 
Segunda Tranche: 
v. Valor total ou parcial dos custos relativos à receita fixa referente às 
competências de maio a dezembro de 2022 do Procedimento Competitivo 
Simplificado – PCS de 2021. 
15. 
Em linhas gerais, em atenção às diversas contribuições recebidas, para a delimitação 
dos custos, a opção regulatória foi a de reduzir eventuais captações em excesso, visto que, embora 
esteja prevista regra de ressarcimento de custos pelas distribuidoras, eventuais descolamentos 
entre os custos efetivos e os repasses a cada distribuidora, não incluídos aqui os diferimentos, 
poderiam resultar em subsídios entre as tarifas das diferentes áreas de concessão motivados pela

5 
 
regra de rateio indicada pelo Decreto nº 10.939/2022, de proporcionalidade ao mercado cativo. 
Neste sentido, para haver a distribuição dos custos entre os consumidores de forma mais 
homogênea, em linha, por exemplo, com as premissas adotas na operacionalização da Conta 
Bandeiras, os custos a serem cobertos pelo Encargo Escassez Hídrica devem buscar convergência 
com os custos efetivamente apurados.   
16. 
Assim, o encaminhamento proposto observa a dualidade da motivação da política 
pública proposta: por um lado, promove-se auxílio para aliviar a exposição financeira das 
distribuidoras, permitindo o acesso antecipado de recursos em relação ao fluxo tarifário ordinário, 
e, de outro lado, diminui-se o impacto aos consumidores no ano de 2022, diluindo o repasse dos 
custos conjunturais da situação de escassez hídrica em um período mais longo.  
17. 
A seguir, trata-se de cada um dos itens que compõem a operação de crédito. 
Conta Bandeiras 
18. 
Em que pesem as diversas contribuições que apresentaram teses diferentes para a 
interpretação do Decreto nº 10.939/2022 quanto à estimativa do saldo da Conta Bandeiras em abril 
de 2022, a posição das áreas técnicas, com a qual concordo, foi a de manter a metodologia 
apresentada na abertura da CP nº 2/2022, que não merece reparos. 
19. 
Assim sendo, passou-se à atualização das simulações apresentadas quando da 
abertura da Consulta Pública, considerando a evolução das condições de operação do sistema desde 
então e mantendo o cenário escolhido anteriormente, qual seja: limite máximo de geração 
termelétrica de 10 GWmédios e CVU máximo de R$600/MWh, sem geração termelétrica adicional 
nos subsistemas Nordeste e Norte. 
20. 
Esse processo, que está bem descrito na Nota Técnica nº 22/2022, produz como 
resultado para a melhor estimativa para o saldo da Conta Bandeiras em abril de 2022 um déficit 
aproximado de R$ 0,5 bilhão. 
Programa de Bônus 
21. 
Os custos individuais das distribuidoras com o Programa foram inicialmente

6 
 
estimados a partir do valor global informado pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia 
Elétrica – Abradee, considerado na proporção do consumo relativo ao mercado regulado (estimado 
em 70% do consumo total) e rateado de acordo com a carga de cada distribuidora na CCEE (TRC). O 
valor estimado para a proposta de abertura da Consulta Pública é de R$ 1,7 bilhões. 
22. 
Em atendimento ao Ofício-Circular nº 01/2022-SGT/ANEEL, de 19 de janeiro de 2022, 
as distribuidoras encaminharam informações sobre os custos incorridos com a concessão do bônus, 
os quais já foram considerados na contabilização do ESS em janeiro de 2022, com valor de R$ 
2.244.195.103,23, bem como aqueles que irão compor a contabilização de fevereiro de 2022, no 
valor R$ 168.971.174,66. Para fins de definição do teto da operação financeira, as áreas técnicas 
consideraram que a soma destes valores, R$ 2.413.166.277,89, representa de forma robusta o total 
de custos a serem suportados pelas distribuidoras por meio do ESS. Dessa forma, esse é o valor que 
proponho como limite máximo para tal rubrica da operação financeira.   
23. 
 No que se refere a definição da parcela dos custos a serem suportados pelas 
distribuidoras, bem como para identificar o teto individual, o valor total do bônus alocado para o 
ESS foi rateado observando a carga utilizada pela CCEE para a contabilização de janeiro/22, 
totalizando R$ 1.676.195.223,12 que equivalem a uma responsabilidade de 69,5% do custo total 
informado.   
24. 
Por fim, no entendimento das áreas técnicas, eventual valor residual que possa ser 
inserido em contabilizações futuras, ou mesmo o deslocamento do rateio nas contabilizações de 
fevereiro/22 ou posteriores, não teriam impacto para a saúde financeira das distribuidoras ou 
mesmo representariam impacto tarifário relevante para 2022. 
Importação de energia 
25. 
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. Na sequência, na 1ª Reunião da CREG, de 1º de julho de 2021, o ONS

7 
 
apresentou as estratégias operativas ora em curso para enfrentamento da situação, visando a 
manutenção da governabilidade do Sistema Interligado Nacional. 
26. 
Quando da abertura da CP nº 2/2022, 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. 
27. 
Com relação às contribuições apresentadas, destaca-se que não houve qualquer 
alteração no tratamento e nos valores apresentados na abertura da Consulta Pública. Cumpre 
registrar que o valor aqui considerado não corresponde ao custo total destas importações, mas sim 
ao custo alocado às distribuidoras conforme rateio nas contabilizações mensais apuradas pela CCEE, 
onde foram observadas a proporção da carga dos agentes CCEE, seja no mercado cativo ou livre.  
Procedimento Competitivo Simplificado – PCS 
28. 
Em 25 de outubro de 2021 foi realizado o 1º Procedimento Competitivo Simplificado, 
no qual foram contratados 775,8 MWmédios, que serão ofertados ao mercado a partir de maio de 
2022. 
29. 
Conforme Decreto nº 10.939/2022, a consideração do PCS na contratação das 
operações financeiras em debate permite a cobertura total ou parcial dos custos relativos à receita 
fixa referente aos meses de maio a dezembro de 2022. Assim, com base no resultado do Leilão, 
identificou-se o valor total anual da ordem de R$ 11,7 bilhões previstos para o pagamento da receita 
fixa das usinas contratadas no regime de disponibilidade. Considerando ainda o montante referente 
ao mercado cativo e a limitação temporal de 8 meses a serem considerados na operação financeira, 
estimou-se o limite máximo de R$ 5,2 bilhões para essa rubrica. 
30. 
Na abertura da Consulta Pública, a inclusão da previsão de despesas com o PCS se fez 
necessária para a definição do limite total de captação da operação financeira. Na ocasião, o Voto 
que conduziu a deliberação do Colegiado registrou que, considerando que o Decreto nº 
10.939/2022, em seu art. 1º, § 3º, estabelece que os montantes referentes ao PCS podem ser objeto 
de operações financeiras suplementares, a serem contratadas até maio de 2022, não se deveria 
tomar, naquele momento, a decisão por tal contratação, sendo prudente que para tal a ANEEL

8 
 
utilize o período permitido pelo Decreto, durante o qual será possível avaliar a evolução da operação 
do sistema e de seus custos. 
31. 
Confirma-se essa proposta para o fechamento da Consulta Pública, optando-se por 
manter apenas a informação da previsão global dessa rubrica, ressaltando-se o encaminhamento 
de que a contratação da operação financeira para fazer frente às despesas com o PCS podem ser 
objeto de eventual deliberação da Agência até maio de 2022, preferencialmente incluindo 
atualizações sobre eventual frustração na implantação e operação dos empreendimentos e reflexão 
sobre a necessidade efetiva dessa captação para fins de auxílio a saúde financeira das distribuidoras 
e suas repercussões quanto aos impactos tarifários em 2022. 
Diferimentos e ressarcimentos aos consumidores 
32. 
A Medida Provisória nº 1.078/2021 abarcou os diferimentos aplicados nos processos 
tarifários: 
Art. 1º A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, passa a vigorar com as seguintes alterações:  
Art. 13.  
“[...] 
XVII - prover recursos, arrecadados exclusivamente por meio de encargo tarifário, para a 
amortização de operações financeiras vinculadas a medidas de enfrentamento aos impactos 
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica e dos diferimentos 
aplicados no processo tarifário anterior à liberação dos recursos da operação financeira, 
conforme definido em regulamento.” (destaques acrescentados)  
33. 
 De acordo com o Decreto nº 10.939/2022, tem-se que:   
Art. 1º Fica autorizada a criação e a gestão da Conta Escassez Hídrica pela Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, 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, e os 
diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002.” 
(destaques acrescentados)

9 
 
34. 
 Assim, resta claro que o texto possibilitou a inclusão dos diferimentos tarifários 
realizados em 2021 e os possíveis diferimentos a serem realizados em 2022 até a liberação dos 
recursos.  
35. 
Assim, com base no cronograma estimado para a conclusão do processo e do 
cronograma de reajustes e revisões tarifárias, depreende-se que a data limite se refere aos 
processos tarifários até 8 de abril de 2022. As concessionárias passíveis de diferimentos em 2022 
são: Enel RJ, Light, CPFL Santa Cruz, CPFL Paulista, EMT e EMS.  
36. 
Quanto aos tetos da operação para essa rubrica, tem-se já conhecidos os valores de 
2021, que foram atualizados pela SELIC ou IPCA, de acordo com o valor, se Parcela A ou Parcela B, 
respectivamente. Os valores finais constam da tabela a seguir: 
Empresa  
Data do processo 
tarifário  
Parcela A  
Parcela B  
Total  
CPFL Santa Cruz  
22/03/2021  
47.059.416,76  
  
49.730.626,84  
EMT  
22/04/2021  
-  
200.000.000,00  
218.684.560,73  
CPFL Paulista  
22/04/2021  
-  
214.909.375,09  
234.986.811,44  
EMS.  
22/04/2021  
7.400.000,00  
40.350.000,00  
51.923.959,64  
ENEL CE  
22/04/2021  
-  
53.000.000,00  
57.951.408,59  
ESE  
22/04/2021  
13.302.588,20  
44.673.531,70  
62.876.524,19  
CEAL  
03/05/2021  
200.003.615,00  
-  
210.494.801,56  
UHENPAL  
22/07/2021  
-  
1.650.000,00  
1.774.361,89  
RGE  
19/06/2021  
171.600.000,00  
-  
180.114.378,90  
ENEL SP  
04/07/2021  
-  
280.000.000,00  
301.103.835,83  
ESS  
12/07/2021  
19.409.592,79  
-  
20.310.139,72  
EFLJC  
29/08/2021  
100.000,00  
-  
104.268,90  
EFLUL  
29/08/2021  
700.000,00  
-  
729.882,32  
CEA  
13/12/2021  
169.000.000,00  
-  
173.856.202,82  
EQUATORIAL PI  
02/12/2021  
75.920.628,38  
-  
77.646.611,37  
ENERGISA ACRE  
13/12/2021  
44.600.000,00  
-  
45.613.938,41  
Total  
  
749.095.841,13  
834.582.906,79  
1.687.902.313,18  
37. 
Para os diferimentos em 2022, vale ressaltar que o teto da operação não implica 
necessariamente que seja utilizado no processo tarifário, momento em que será feita uma análise 
completa da necessidade e conveniência de sua utilização. No entanto, para efeito de estimativa do 
teto, considerou-se as previsões realizadas internamente acerca dos processos tarifários. 
38. 
Observando-se apenas o conjunto de processos tarifários a serem realizados até 8 de
  Data do processo      
Empresa    Parcela A  Parcela B  Total
  tarifário      
        
CPFL Santa Cruz  22/03/2021  47.059.416,76    49.730.626,84
EMT  22/04/2021  -  200.000.000,00  218.684.560,73
CPFL Paulista  22/04/2021  -  214.909.375,09  234.986.811,44
EMS.  22/04/2021  7.400.000,00  40.350.000,00  51.923.959,64
ENEL CE  22/04/2021  -  53.000.000,00  57.951.408,59
ESE  22/04/2021  13.302.588,20  44.673.531,70  62.876.524,19
CEAL  03/05/2021  200.003.615,00  -  210.494.801,56
UHENPAL  22/07/2021  -  1.650.000,00  1.774.361,89
RGE  19/06/2021  171.600.000,00  -  180.114.378,90
ENEL SP  04/07/2021  -  280.000.000,00  301.103.835,83
ESS  12/07/2021  19.409.592,79  -  20.310.139,72
EFLJC  29/08/2021  100.000,00  -  104.268,90
EFLUL  29/08/2021  700.000,00  -  729.882,32
CEA  13/12/2021  169.000.000,00  -  173.856.202,82
EQUATORIAL PI  02/12/2021  75.920.628,38  -  77.646.611,37
ENERGISA ACRE  13/12/2021  44.600.000,00  -  45.613.938,41
Total    749.095.841,13  834.582.906,79  1.687.902.313,18

10 
 
abril, buscou-se distribuir uma quantidade de recurso limitada à diferença entre os valores de 
abertura e fechamento da CP nº 2/2022 para o saldo da Conta Bandeiras em abril, de 2022, de modo 
a não exceder o limite máximo total estabelecido para a primeira tranche do empréstimo na 
abertura da Consulta. Essa limitação é relevante pois foi utilizada nas tratativas com as entidades 
financeiras a respeito dos custos da operação. Buscou-se também que a média percentual de 
diferimentos para 2022 seja igual ou menor a dos diferimentos realizados em 2021. 
39. 
Para isso, obteve-se como parâmetros um efeito médio, em 2022, em torno de 18%, 
limitando-se o diferimento máximo por concessionária a 8%. Neste cenário, tem-se uma 
necessidade de recursos adicionais de R$ 645 milhões.  
40. 
A Tabela abaixo apresenta os diferimentos nos processos tarifários das distribuidoras 
de energia elétrica em 2021 e as estimativas para 2022, bem como os impactos tarifários estimados, 
com as informações disponíveis até o momento. É importante destacar que a redução tarifária 
média em 2022 decorrente dos diferimentos está estimada em 2,69%, patamar inferior à média das 
reduções tarifárias obtidas por meio de diferimentos nos processos de 2021. 
Empresa 
Redução tarifária em 2022 
decorrente dos 
diferimentos 
Volume de recurso de 
diferimento na Conta Escassez 
(R$) 
Impacto médio ao consumidor nos 
próximos 5 anos decorrente dos 
diferimentos (%) 
ENEL RJ 
-1,70% 
 110.511.110,81  
0,48% 
LIGHT 
-1,37% 
 170.408.736,62  
0,39% 
CPFL STA CRUZ 
-3,72% 
49.730.626,84 
1,05% 
EMT 
-8,00% 
492.122.447,96 
2,26% 
CPFL PAULISTA 
-1,78% 
234.986.811,44 
0,50% 
EMS 
-4,14% 
143.516.604,82 
1,17% 
ENEL CE 
-0,93% 
57.951.408,59 
0,26% 
ESE 
-4,30% 
62.876.524,19 
1,21% 
CEAL 
-9,75% 
210.494.801,56 
2,75% 
UHENPAL 
-3,91% 
1.774.361,89 
1,10% 
RGE 
-1,95% 
180.114.378,90 
0,55% 
ENEL SP 
-1,61% 
301.103.835,83 
0,45% 
ESS 
-1,05% 
20.310.139,72 
0,30% 
EFLJC 
-0,92% 
104.268,90 
0,26% 
EFLUL 
-2,23% 
729.882,32 
0,63% 
CEA 
-24,32% 
173.856.202,82 
6,87% 
EQUATORIAL PI 
-3,18% 
77.646.611,37 
0,90%
Empresa      Redução tarifária em 2022
decorrente dos
diferimentos    Volume de recurso de
diferimento na Conta Escassez
(R$)      Impacto médio ao consumidor nos
próximos 5 anos decorrente dos
diferimentos (%)    
ENEL RJ        -1,70%    110.511.110,81      0,48%  
LIGHT        -1,37%    170.408.736,62      0,39%  
CPFL STA CRUZ        -3,72%    49.730.626,84      1,05%  
EMT        -8,00%    492.122.447,96      2,26%  
CPFL PAULISTA        -1,78%    234.986.811,44      0,50%  
EMS        -4,14%    143.516.604,82      1,17%  
  ENEL CE      -0,93%    57.951.408,59      0,26%  
  ESE      -4,30%    62.876.524,19      1,21%  
  CEAL      -9,75%    210.494.801,56      2,75%  
  UHENPAL      -3,91%    1.774.361,89      1,10%  
  RGE      -1,95%    180.114.378,90      0,55%  
  ENEL SP      -1,61%    301.103.835,83      0,45%  
  ESS      -1,05%    20.310.139,72      0,30%  
  EFLJC      -0,92%    104.268,90      0,26%  
  EFLUL      -2,23%    729.882,32      0,63%  
  CEA      -24,32%    173.856.202,82      6,87%  
  EQUATORIAL PI      -3,18%    77.646.611,37      0,90%  
Redução tarifária em 2022
decorrente dos
diferimentos
Volume de recurso de
diferimento na Conta Escassez
(R$)
Impacto médio ao consumidor nos
próximos 5 anos decorrente dos
diferimentos (%)

11 
 
EAC 
-7,01% 
45.613.938,41 
1,98% 
TOTAL 
-2,69% 
2.333.852.693,02 
0,76% 
41. 
Diferentemente do que ocorre para os demais itens de custo, para os diferimentos o 
Decreto nº 10.939/2022 é explícito ao indicar que cabe à ANEEL avaliar os benefícios para os 
consumidores de energia elétrica, a segurança jurídica e a sustentabilidade das concessionárias e 
permissionárias de distribuição de energia elétrica: 
Art. 7º No que tange aos diferimentos referidos no art. 1º, a Aneel deverá definir em 
regulamento a alocação do custo das operações financeiras, incluídos os custos 
administrativos e financeiros e os encargos tributários suportados pela CCEE, e considerará 
os benefícios para os consumidores de energia elétrica, a segurança jurídica e a 
sustentabilidade das concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica. 
42. 
Alterando-se o racional proposto na abertura da CP nº 2/2022, entende-se o real 
dilema que se coloca para os consumidores das concessionárias afetadas é financiar o diferimento 
ou arcar com todo o aumento de tarifa em 2022.  
43. 
 Para o conjunto de concessionárias da tabela anterior tem-se um efeito médio 
estimado de reajustes/revisões de aproximadamente 20,50% em 2022. A consideração dos 
diferimentos na operação de crédito atenua os efeitos em aproximadamente 2,69%. Contudo, o 
pagamento desses valores, via empréstimo, elevará a tarifa em torno de 0,76% a partir dos 
processos de 2023, permanecendo nesse patamar pelos próximos cinco anos.  
44. 
Com reação à alocação dos custos da operação financeira, no que se refere aos 
diferimentos, tendo em vista o dilema enfrentado prelo consumidor, proponho a adoção do mesmo 
critério aplicado na Conta Covid, regulamentado pela Resolução Normativa nº 952/2021, em que os 
custos efetivos deverão ser ressarcidos pela concessionária ou permissionária de distribuição ao 
consumidor, entre a data de captação do empréstimo e a efetiva reversão dos recursos financeiros 
nos processos tarifários. A partir da reversão, os custos são suportados pelo consumidor. 
45. 
Por fim, o ressarcimento desses custos efetivos, por meio das tarifas, se dará nos 
processos tarifários ordinários ocorridos a partir de 2023.
  EAC      -7,01%      45.613.938,41      1,98%  
  TOTAL      -2,69%      2.333.852.693,02      0,76%  

12 
 
Limites de captação 
46. 
Tendo em vista o exposto nas seções anteriores, o quadro a seguir reúne os limites 
de captação para cada uma das rubricas que compõem a operação de crédito. 
RUBRICA 
Referência Decreto nº 10.939/2022 
VALOR (R$) 
SALDO BANDEIRA ABR/22 
Art. 1º, § 1º, inciso I 
543.592.524,00 
IMPORTAÇÃO JUL-AGO/21 
Art. 1º, § 1º, inciso I 
786.121.090,36 
BÔNUS-RED.VOLUNT 
Art. 1º, § 1º, inciso II 
1.676.195.223,12 
DIFERIMENTOS 
Art. 1º, caput 
2.333.852.693,02 
TOTAL 1ª TRANCHE 
5.339.761.530,51 
 
Outros aspectos da regulamentação proposta 
47. 
Tendo sido detalhados acima os itens que geraram as principais discussões no 
processo de Consulta Pública e estando a análise de todos os demais itens bastante detalhada na 
Nota Técnica nº 22/2022, destaco apenas que acompanho a proposta das Superintendências para 
(i) o tratamento dos aspectos contábeis da Conta Escassez Hídrica, (ii) regulamentação dos quesitos 
operacionais, (iii) termo de aceitação e (iv) alterações complementares em regulamentos 
existentes.  
 
 
 
III – DIREITO 
48. 
Esta fundamentação encontra amparo nos seguintes dispositivos legais e normativos: 
Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1995; Lei nº 9.427, 
de 26 de dezembro de 1996; Lei nº 10.848, de 4 de março de 2004; Decreto nº 5.163, de 30 de julho 
de 2004; Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010; Lei nº 12.783, de 11 de janeiro 
de 2013; Resolução Normativa nº 791, de 14 de novembro de 2017; Lei nº 13.848 de 25 de junho
RUBRICA  Referência Decreto nº 10.939/2022  VALOR (R$)
SALDO BANDEIRA ABR/22  Art. 1º, § 1º, inciso I  543.592.524,00
IMPORTAÇÃO JUL-AGO/21  Art. 1º, § 1º, inciso I  786.121.090,36
BÔNUS-RED.VOLUNT  Art. 1º, § 1º, inciso II  1.676.195.223,12
DIFERIMENTOS  Art. 1º, caput  2.333.852.693,02
TOTAL 1ª TRANCHE    5.339.761.530,51

13 
 
de 2019; Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; Decreto nº 10.350, 18 de maio de 2020; 
Cláusulas econômicas dos contratos de concessão e de permissão do serviço público de distribuição 
de energia elétrica; Medida Provisória nº 1.078, de 13 de dezembro de 2021; e Decreto nº 10.939, 
de 13 de janeiro de 2022. 
 
IV – DISPOSITIVO 
49. 
Com apoio nessa fundamentação e no que consta no Processo nº 
48500.006312/2021-55, voto pela aprovação da minuta de resolução normativa em anexo, que 
dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações financeiras, a utilização do encargo tarifário da 
CDE para estes fins e os procedimentos correspondentes. 
Brasília, 15 de março de 2022. 
 
(Assinatura digital) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor