VOTO 
 
 
 
PROCESSO: 48500.004953/2021-75 
 
INTERESSADO: Equatorial Energia Pará – Equatorial Pará 
 
RELATOR: Diretor Ricardo Lavorato Tili 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Equatorial Energia Pará – Equatorial Pará, a vigorar a 
partir de 7 de agosto de 2022. 
 
 
I. 
RELATÓRIO 
 
1. 
A Equatorial Pará é concessionária 1 do serviço público de distribuição de energia 
elétrica sediada na cidade de Belém/PA e atende aproximadamente 2,8 milhões de unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente faturamento anual na ordem de 
R$ 6,5 bilhões. 
 
2. 
Em 29 de junho de 2021, foi aprovado a Reajuste Tarifário Anual da Equatorial Pará, 
conforme Resolução Homologatória nº 2.920/2021, quando as tarifas foram reajustadas, em média, em 
9,01%. 
 
3. 
Em 15 de março de 2022, em sua 8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2022, a 
Diretoria Colegiada decidiu sobre o resultado da Consulta Pública nº 2/2022, aprovando a Resolução 
Normativa nº 1.008/2022, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações financeiras e a 
utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. 
 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 182/1998-ANEEL.

4. 
Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás de que trata a 
Lei nº 14.182/2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021 e a manifestação recebida do Ministério 
de Minas e Energia acerca do aporte inicial associado ao processo de capitalização da Eletrobrás2, a 
Diretoria Colegiada decidiu anuir com a proposta preliminar de regulamentação do componente tarifário 
denominado CDE Modicidade Eletrobrás. 
 
5. 
Na sequência, em 27 de junho, a Lei 14.385/2022 disciplinou a devolução dos valores 
relacionados à retirada do ICMS da base do PIS/COFINS. 
 
6. 
Em 26 de julho de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT encaminhou ao 
Conselho de Consumidores a planilha de cálculo do reajuste tarifário anual, ainda pendentes de algumas 
atualizações, conforme dispõe a Resolução Normativa nº 652/ 2015, cujo efeito era da ordem de 24%.  
 
7. 
De posse das informações sobre o processo tarifário, em 27 de julho de 2022, o 
Conselho de Consumidores, por meio Ofício nº11/2022-CONCEPA, solicitou à Equatorial Pará que 
oferecesse eventual diferimento para atenuar o efeito do reajuste para os consumidores.    
 
8. 
Em resposta ao Ofício do Conselho, em 28 de julho de 2022, a Concessionária, por meio 
da Carta REG-EQTL 61/2022, solicitou o reconhecimento de passivo financeiro de R$ 500 milhões em 
Energia e Encargos de Serviço do Sistema.  
9. 
 
10. 
Ainda em 28 de julho, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores as planilhas 
finais de cálculo relativas ao reajuste tarifário anual. 
 
11. 
Em 29 de julho de 2022, por meio da Nota Técnica nº 148/2022-SGT/ANEEL, a SGT 
consolidou o cálculo do reajuste tarifário. 
 
 
2 Documento SICNet nº 48513.014192/2022-00.

12. 
Por fim, destaco que, em razão do elevado índice de reajuste calculado 
preliminarmente pela SGT, no período de instrução do processo realizei diversas reuniões com todas as 
partes interessadas, incluindo a Distribuidora, o Conselho de Consumidores, o Governo do Estado do Pará 
e o Ministério de Minas e Energia. Essas reuniões foram importantes no sentido de prover o máximo 
possível de transparência ao processo, bem como para esclarecer questões a respeito da aplicação das 
Leis nº 14.182/2021 e 14.385/2022 e da Lei Complementar 194/2022. 
 
13. 
É o que basta relatar. 
 
 
II. 
FUNDAMENTAÇÃO 
 
14. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da Equatorial Pará, a vigorar a partir de 7 de 
agosto de 2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 15,12%, sendo 16,05%, 
em média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 14,88%, em média, para os consumidores em 
Baixa Tensão – BT, conforme Tabela 1, a seguir: 
 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
 
15. 
O efeito médio de 15,12% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 13,96%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a um efeito de -8,72%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 9,88%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
16,05%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
14,88%
Efeito Médio AT+BT
15,12%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
16. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
 
2,19%
2,22%
5,39%
4,16%
-8,72%
9,88%
15,12%
Encargos
Setoriais
Transmissão
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
3.434.181.951
  
4.078.868.303
  
18,8%
9,80%
54,4%
Encargos Setoriais
625.784.896
     
769.774.140
     
23,0%
2,19%
10,3%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
10.071.750
        
11.225.031
        
11,5%
0,02%
0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
163.067.496
     
266.032.691
     
63,1%
1,57%
3,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
124.774.291
     
120.331.259
     
-3,6%
-0,07%
1,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
87.919.598
        
85.752.227
        
-2,5%
-0,03%
1,1%
CDE Modicidade Eletrobrás
-
                      
(126.246.626)
    
0,0%
-1,92%
-1,7%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
111.860.282
     
240.060.248
     
114,6%
1,95%
3,2%
PROINFA
73.250.588
        
108.039.812
     
47,5%
0,53%
1,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
54.638.531
        
64.390.797
        
17,8%
0,15%
0,9%
ONS
202.360
             
188.701
             
-6,7%
-0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
606.983.979
     
752.974.269
     
24,1%
2,22%
10,0%
Rede Básica
422.675.604
     
489.915.963
     
15,9%
1,02%
6,5%
Rede Básica Fronteira
127.086.784
     
180.976.543
     
42,4%
0,82%
2,4%
Rede Básica ONS (A2)
331.344
             
294.089
             
-11,2%
-0,00%
0,0%
Conexão
43.228.604
        
60.584.764
        
40,1%
0,26%
0,8%
Uso do sistema de distribuição e CCD
13.661.642
        
21.202.910
        
55,2%
0,11%
0,3%
Custos de Aquisição de Energia
2.201.413.076
  
2.556.119.893
  
16,1%
5,39%
34,1%
PARCELA B
3.141.278.370
  
3.414.508.138
  
8,7%
4,16%
45,6%
IRT
6.575.460.321
  
7.493.376.441
  
13,96%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
600.918.203
-     
-8,72%
CVA em processamento - Energia
136.181.552
     
1,98%
CVA em processamento -Transporte
37.766.800
        
0,55%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
294.754.752
     
4,28%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
11.440.241
        
0,17%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(12.275.902)
      
-0,18%
Sobrecontratação/exposição de energia
(66.101.723)
      
-0,96%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
2.382.585
          
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
143.780.709
     
2,09%
Ajuste CUSD
1.583.852
          
0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC
(251.094)
            
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(180.839.769)
    
-2,63%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
(14.313.794)
      
-0,21%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(2.483.970)
         
-0,04%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circ
(3.115.430)
         
-0,05%
Conta Escassez Hídrica - Energia
(26.129.908)
      
-0,38%
Conta Escassez Hídrica - ESS/EER
(45.342.471)
      
-0,66%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
(372.134.995)
    
-5,40%
Diferimento Parcela A - Energia
(321.323.388)
    
-4,66%
Diferimento Parcela A - ESS
(178.676.612)
    
-2,59%
Neutralidade PIS/COFINS 2021
(5.819.640)
         
-0,08%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
9,88%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
15,12%

15,12%
9,88%
5,39%
4,16%
2,19% 2,22%

-8,72%
Encargos Transmissão Energia Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 3.434.181.951 4.078.868.303 18,8% 9,80% 54,4%      
Encargos Setoriais 625.784.896 769.774.140 23,0% 2,19% 10,3%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 0.071.750 1 1.225.031 11,5% 0,02% 0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 1 63.067.496 2 66.032.691 63,1% 1,57% 3,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) 1 24.774.291 1 20.331.259 -3,6% -0,07% 1,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) 8 7.919.598 8 5.752.227 -2,5% -0,03% 1,1%
CDE Modicidade Eletrobrás - ( 126.246.626) 0,0% -1,92% -1,7%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 11.860.282 2 40.060.248 114,6% 1,95% 3,2%
PROINFA 7 3.250.588 1 08.039.812 47,5% 0,53% 1,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 5 4.638.531 6 4.390.797 17,8% 0,15% 0,9%
ONS 2 02.360 1 88.701 -6,7% -0,00% 0,0%      
Custos de Transmissão 6 06.983.979 7 52.974.269 24,1% 2,22% 10,0%      
Rede Básica 4 22.675.604 4 89.915.963 15,9% 1,02% 6,5%
Rede Básica Fronteira 1 27.086.784 1 80.976.543 42,4% 0,82% 2,4%
Rede Básica ONS (A2) 3 31.344 2 94.089 -11,2% -0,00% 0,0%
Conexão 4 3.228.604 6 0.584.764 40,1% 0,26% 0,8%
Uso do sistema de distribuição e CCD 1 3.661.642 2 1.202.910 55,2% 0,11% 0,3%      
Custos de Aquisição de Energia 2 .201.413.076 2 .556.119.893 16,1% 5,39% 34,1%      
PARCELA B 3.141.278.370 3.414.508.138 8,7% 4,16% 45,6%      
IRT 6.575.460.321 7.493.376.441 13,96% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual - 600.918.203 -8,72%      
CVA em processamento - Energia    136.181.552 1,98%  
CVA em processamento -Transporte 3 7.766.800 0,55%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 2 94.754.752 4,28%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1 1.440.241 0,17%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 12.275.902) -0,18%
Sobrecontratação/exposição de energia ( 66.101.723) -0,96%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 2 .382.585 0,03%
Previsão de Risco Hidrológico 1 43.780.709 2,09%
Ajuste CUSD 1 .583.852 0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 251.094) 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 180.839.769) -2,63%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid ( 14.313.794) -0,21%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 ( 2.483.970) -0,04%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circul a r 2 ( 03/.2101251.4)30) -0,05%
Conta Escassez Hídrica - Energia ( 26.129.908) -0,38%
Conta Escassez Hídrica - ESS/EER ( 45.342.471) -0,66%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins ( 372.134.995) -5,40%
Diferimento Parcela A - Energia ( 321.323.388) -4,66%
Diferimento Parcela A - ESS ( 178.676.612) -2,59%
Neutralidade PIS/COFINS 2021 ( 5.819.640) -0,08%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 9,88%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 15,12%      

17. 
Os custos da Parcela A representam 54,4% dos custos da concessionária, sendo 
responsável pelo aumento de 9,80% na composição do índice de reajuste tarifário. Destacam-se, a seguir, 
os itens mais representativos. 
 
18. 
Os encargos setoriais impactaram o efeito tarifário em 2,19%, destacando-se a CDE Uso 
(1,57%), o EER/ESS (1,95%), que já considera os custos do Procedimento Competitivo Simplificado – PSC, 
o Proinfa (0,53%) e a CDE Modicidade Eletrobrás (-1,92%), conforme Despacho nº 1.959, de 21 de julho 
de 2022. 
 
19. 
 Os custos de transmissão variaram 24,1% em relação ao processo anterior e 
contribuíram para um efeito médio de 2,22%, uma vez que já se considerou as despesas relacionadas às 
Receitas Anuais Permitidas e às novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão, conforme as Resoluções 
Homologatórias 3.067 e 3.066, ambas de 12 de julho de 2022. 
 
20. 
Já os custos de aquisição de energia variaram 16,1% e representaram um efeito tarifário 
de 5,39%. Contribuíram para esse efeito os custos dos CCEARs (3,16%) e a previsão das tarifas das cotas, 
relacionadas à Lei nº. 12.783/2013 (1,02%). As contribuições das diferentes modalidades de contratação 
podem ser observadas no gráfico abaixo. 
 
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia

21. 
A Parcela B representou 45,6% dos custos da concessionária, impactando 4,16% o 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores. Para a atualização da Parcela B considerou-se a variação 
acumulada, entre agosto de 2021 a julho de 2022 do IGP-M (de 10,08%), subtraída do Fator X (de 1,38%), 
o que totaliza 8,70%. 
 
22. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia elétrica que se destina 
aos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos 
setoriais, demonstrando a participação de cada segmento na composição da receita da Distribuidora 
(sem3 e com tributos4). 
  
 
 
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos 
 
 
 
3 Destaca-se a participação dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores de energia elétrica e repassados pela 
concessionária. 
 
4 Consideram-se apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas 
médias nominais de 20,1% para o ICMS e de 4,3% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 24,3% por dentro), 
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 32,1% 
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Distribuição
45,6%
Energia
34,1%
Transmissão
10,0%
PROINFA
1,4%
CDE
4,6%
ESS/EER
3,2%
Outros
1,0%
Encargos     
Setorias
10,3%

Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
 
23. 
Os componentes financeiros 5  a serem recuperados no próximo período tarifário 
contribuíram com o efeito em -8,72% no atual reajuste da EQUATORIAL PARÁ, conforme apresenta a 
Tabela 3. 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
 
5 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. 
Distribuição
32,6%
Energia
24,4%
Transmissão
7,2%
Encargos 
Setoriais
7,4%
ICMS
24,1%
PIS/COFINS
4,4%
Tributos
28,4%
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
136.181.552
     
1,98%
CVA em processamento -Transporte
37.766.800
        
0,55%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
294.754.752
     
4,28%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
11.440.241
        
0,17%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(12.275.902)
      
-0,18%
Sobrecontratação/exposição de energia
(66.101.723)
      
-0,96%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
2.382.585
          
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
143.780.709
     
2,09%
Ajuste CUSD
1.583.852
          
0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC
(251.094)
            
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(180.839.769)
    
-2,63%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
(14.313.794)
      
-0,21%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(2.483.970)
         
-0,04%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula
(3.115.430)
         
-0,05%
Conta Escassez Hídrica - Energia
(26.129.908)
      
-0,38%
Conta Escassez Hídrica - ESS/EER
(45.342.471)
      
-0,66%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
(372.134.995)
    
-5,40%
Diferimento Parcela A - Energia
(321.323.388)
    
-4,66%
Diferimento Parcela A - ESS
(178.676.612)
    
-2,59%
Neutralidade PIS/COFINS 2021
(5.819.640)
         
-0,08%
Total
(600.918.203)
    
-8,72%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia 136.181.552 1,98%
CVA em processamento -Transporte 3 7.766.800 0,55%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 294.754.752 4,28%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1 1.440.241 0,17%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (12.275.902) -0,18%
Sobrecontratação/exposição de energia (66.101.723) -0,96%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 2.382.585 0,03%
Previsão de Risco Hidrológico 143.780.709 2,09%
Ajuste CUSD 1.583.852 0,02%
Repasse de compensação DIC/FIC (251.094) 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico (180.839.769) -2,63%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid (14.313.794) -0,21%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 ( 2.483.970) -0,04%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 2 0 / ( 230.12115).430) -0,05%
Conta Escassez Hídrica - Energia (26.129.908) -0,38%
Conta Escassez Hídrica - ESS/EER (45.342.471) -0,66%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins (372.134.995) -5,40%
Diferimento Parcela A - Energia (321.323.388) -4,66%
Diferimento Parcela A - ESS (178.676.612) -2,59%
Neutralidade PIS/COFINS 2021 ( 5.819.640) -0,08%  
Total ( 600.918.203) -8,72%  

24. 
Destacam-se a CVA em Processamento – Energia, com efeito de 1,98%, em decorrência 
da diferença entre cobertura concedida no último processo tarifário e custos de energia efetivamente 
incorridos pela Concessionária, principalmente relacionados ao risco hidrológico de CCGF e Usinas 
Repactuadas, a CVA em Processamento – Encargos Setoriais, com efeito de 4,28%, decorrente do 
despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao longo de 2021. 
 
Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários 
 
25. 
Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo 
patamares elevados, foram desenvolvidos mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se 
observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por 
consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais 
mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados abaixo. 
 
a) Lei 14.385/2022 - Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial 
 
26. 
Conforme a Lei nº 14.385, de 27 de junho de 2022, que trata da devolução dos valores 
relacionados à retirada do ICMS da base do PIS/COFINS, foi incluído neste processo a devolução da 
integralidade dos valores requeridos a Receita Federal (RFB) até o próximo processo tarifário, totalizando 
-R$ 372.134.995, com efeito de -5,40%. Ressalta-se que já havia sido considerado -R$ 623.500.000 no 
reajuste de 2021, sendo calculado também neste reajuste a neutralidade desse componente financeiro, 
no valor de -R$ 5.819.640.   
 
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
 
27. 
Nos termos do Decreto nº 10.939/2022, da Resolução nº 2/2021 da CREG e da Medida 
Provisória nº 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear medidas de 
combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi aprovada a partir da 
Resolução Normativa nº 1.008/2022, de 15 de março de 2022.

28. 
O Despacho nº 1.177/2022, de 3 de maio de 2022 indicou a data de 9 de maio para fixar 
os valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e 
permissionárias de distribuição de energia elétrica referentes aos montantes de recursos solicitados nos 
Termos de Aceitação às disposições do Decreto nº 10.939/2022. À Equatorial Pará foram repassados -R$ 
71.472.378, devidamente atualizados, com impacto de -1,04% no efeito médio. 
 
c) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL 
 
29. 
No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL 6 , de 4 de novembro de 2021, foram 
solicitadas à Distribuidora informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores 
migrantes para o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota Técnica nº 
237/2020-SGT/ANEEL7, de 27 de novembro de 2020. O valor correspondente informado, por meio da 
Carta EQUATORIAL PARÁ 121-2022-RB, foi de R$ 3.115.430, já atualizado pela SELIC. 
 
d) Diferimento da Equatorial Pará 
 
30. 
Em 28 de julho de 2022, a distribuidora, por meio da Carta REG-EQTL 61/2022, em 
resposta ao Ofício nº 11-2022-CONCEPA, solicitou, visando atenuar o efeito tarifário, o reconhecimento 
de passivo financeiro de R$ 500 milhões em Energia e Encargos de Serviço do Sistema para ser aplicado 
neste reajuste, cujo efeito é de -7,26%. 
 
e) CDE Modicidade Eletrobrás 
 
31. 
A Medida Provisória nº 1.031/2021 dispôs sobre a desestatização da Eletrobras. Após 
tramitação no Congresso Nacional, a MP foi convertida na Lei nº 14.182, de 12 julho de 2021. 
32. 
O inciso I da Lei 14.182/2021 dispôs que a Eletrobras aportará na CDE, para fins de 
modicidade tarifária, o valor correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor adicionado à concessão 
pelos novos contratos, nos termos abaixo: 
 
Art. 4º São condições para as novas outorgas de concessão de geração de energia elétrica 
de que trata o art. 2º desta Lei:   
 
6 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.  
7 Documento SIC nº 48581001953/2020-00.

I - o pagamento pela Eletrobras ou por suas subsidiárias, na forma definida pelo Conselho 
Nacional de Política Energética (CNPE), à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), de 
que trata a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, correspondente a 50% (cinquenta por 
cento) do valor adicionado à concessão pelos novos contratos; 
[...]   
§ 2º  O disposto no art. 7º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, não se aplica aos novos 
contratos de concessão de geração de energia elétrica de que trata este artigo, e a quota 
de que trata o inciso I do caput deste artigo será creditada integralmente em favor das 
concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica, para fins de 
modicidade tarifária no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), distribuída de forma 
proporcional aos montantes descontratados em decorrência da alteração do regime de 
exploração para produção independente de que trata o inciso III do caput deste artigo.   
 
33. 
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 foram atualizados pela Resolução CNPE nº 30/ 2021. 
 
34. 
Para 2022, a Resolução CNPE nº 15/2021 estabeleceu o valor de R$ 5 bilhões a ser 
aportado na CDE trinta dias após assinatura dos novos contratos de concessão, conforme Anexo V da 
citada Resolução. 
 
35. 
Nesse contexto, para fins de consideração da modicidade tarifária nos processos 
tarifários, propõe-se a criação de um componente específico, denominado CDE MODICIDADE 
ELETROBRAS, cujo valor corresponde à parcela da Distribuidora do montante destinado à modicidade, 
utilizando o fator de garantia física como parâmetro de rateio. Frisa-se que no processo tarifário 
subsequente já está sendo considerado o valor proposto pela Agência, conforme o Despacho nº 1.959, de 
21 de julho de 2022. 
 
Efeito das Bandeiras Tarifárias

36. 
É importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das 
bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no período contribuiu para 
que a tarifa não sofresse aumento adicional de 12,50%. 
 
Subvenção CDE: Descontos tarifários  
 
37. 
A tabela abaixo 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 
 
 
 
III. 
DIREITO 
 
38. 
Essa análise encontra fundamentação especialmente 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 182/1998-ANEEL. 
 
 
 
IV. 
DISPOSITIVO 
 
39. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004953/2021-75, voto pela 
emissão da Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da Equatorial 
Pará, a vigorar a partir de 7 de agosto de 2022, que conduz ao efeito médio a ser 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
5.562.885
        
33.936.376
     
39.499.260
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
29
                     
210.917
           
210.946
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(83.221)
            
338.107
           
254.887
           
Subsídio Rural
17.524
             
1.253.186
        
1.270.710
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
11.340
             
188.190
           
199.529
           
Total
5.508.557
        
35.926.776
     
41.435.333
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 5 .562.885 3 3.936.376 3 9.499.260
Subsídio Geração Fonte Incentivada 2 9 2 10.917 2 10.946
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 83.221) 3 38.107 2 54.887
Subsídio Rural 1 7.524 1 .253.186 1 .270.710
Subsídio Irrigante/Aquicultor 1 1.340 1 88.190 1 99.529  
Total 5 .508.557 3 5.926.776 4 1.435.333  

percebido pelos consumidores de 15,12%, sendo 16,05% para os consumidores 
em Alta Tensão – AT e 14,88% para os consumidores em Baixa Tensão – BT; 
 
(ii) 
FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da Equatorial Pará; 
 
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e 
 
(iv) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia 
Elétrica – CCEE à Equatorial Pará, de modo a custear os descontos retirados da 
estrutura tarifária. 
 
Brasília, 2 de agosto de 2022. 
 
(assinatura digital) 
RICARDO LAVORATO TILI 
DIRETOR