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VOTO  
 
PROCESSO: 48500.004911/2021-34 
 
INTERESSADOS: EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A. 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de Energia 
S.A., a vigorar a partir de 4 de fevereiro de 2022. 
 
I. 
R E L A T Ó R I O 
A EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A. é concessionária1 do serviço 
público de distribuição de energia elétrica sediada na cidade de Campina Grande/PB e atende 
aproximadamente 229 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa 
atualmente faturamento anual na ordem de R$ 289 milhões. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº 
885, de 2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 2020, o qual criou a conta destinada ao setor 
elétrico 
para 
enfrentamento 
do 
estado 
de 
calamidade 
pública  
(Conta-Covid) reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 
950, de 2020; e dispôs sobre outras providências. 
2. 
Em 2 de fevereiro de 2021, foi aprovada a revisão tarifária periódica da EBO, conforme 
Resolução Homologatória – REH nº 2.832/2021, por meio da qual as tarifas foram, em média, reajustadas 
em 5,21%. 
 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 008/2000-ANEEL.

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3. 
Na 17ª RPO, de 18 de maio de 2021, foi deliberado o recurso da EBO em face da REH 
2.832/2021, solicitando que o ponto de partida para o cálculo da trajetória de perdas não técnicas fosse 
a meta do último ciclo (correspondente a 2,59%),  restando o seu não provimento, conforme análise 
reportada no voto2 que que baseou o Despacho nº 1.352/20213. 
4. 
Em 24 de janeiro de 2022, após a consolidação das informações indispensáveis, a SGT 
encaminhou ao Conselho de Consumidores da EBO as planilhas de cálculo desse processo tarifário.  
5. 
Diante do cenário de pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários elevados, 
desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições climáticas desfavoráveis para geração hídrica 
verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder 
Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações, 
mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o intuito de 
preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-
financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo 
tarifário e serão apresentados neste voto. 
6. 
A concessionária, em correspondência de 26 de janeiro de 20224, protocolou proposta 
visando a atenuação de impactos tarifários do atual reajuste, solicitando que seja considerada a reversão 
do valor de R$ 9.426.653,15 decorrente de êxito da ação judicial movida pela empresa contra a União 
para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o ICMS nas contas de energia. 
7. 
Em 26 de janeiro de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota 
Técnica nº 05/2022-SGT/ANEEL5, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da 
distribuidora. 
 
 
2 Documento SIC nº 48575.002210/2021-00. 
3 Documento SIC nº 48575.002295/2021-00. 
4 Carta ENERGISABO/VPR-ANEEL/Nº 003/2022, SIC 48513.002133/2022-00. 
5 SIC nº 48581.000201/2022-00.

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8. 
É o Relatório. 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
9. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2021 da EBO - Energisa Borborema – Distribuidora de 
Energia S.A., a vigorar a partir de 4 de fevereiro de 2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 9,72%, sendo 9,35%, em média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 9,85%, em 
média, para os consumidores em Baixa Tensão – BT. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
10. 
Segundo a SGT, a diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos 
itens de custos que compõem a tarifa. 
11. 
No presente caso, essa diferença ocorreu, em especial, ao incremento dos custos 
associados ao aumento da parcela B, cuja participação percentual é mais significativa para os 
consumidores cativos, os quais, em sua grande maioria, é formada pelo grupo de baixa tensão. 
12. 
Em relação ao efeito médio de 9,72%, esse decorre, essencialmente: 
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em 
6,62%; 
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um 
efeito de 3,01%; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, 
que contribuíram para uma variação de 0,09%, conforme apresentado no Gráfico 1. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
9,35%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
9,85%
Efeito Médio AT+BT
9,72%

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Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
13. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
4,58%
-1,86%
-0,66%
4,55%
3,01%
0,09%
9,72%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
14. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 66,4% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 2,07% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos: 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
198.354.540
     
204.318.071
     
3,0%
2,07%
66,4%
Encargos Setoriais
32.205.379
        
45.436.407
        
41,1%
4,58%
14,8%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
386.232
             
430.119
             
11,4%
0,02%
0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
13.442.689
        
20.358.520
        
51,4%
2,40%
6,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
928.638
             
1.032.974
          
11,2%
0,04%
0,3%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
3.681.241
          
4.137.876
          
12,4%
0,16%
1,3%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
5.158.028
          
7.600.611
          
47,4%
0,85%
2,5%
PROINFA
5.875.212
          
8.961.536
          
52,5%
1,07%
2,9%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
2.701.737
          
2.887.134
          
6,9%
0,06%
0,9%
ONS
31.600
                
27.638
                
-12,5%
-0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
38.178.104
        
32.820.708
        
-14,0%
-1,86%
10,7%
Rede Básica
17.094.114
        
14.520.413
        
-15,1%
-0,89%
4,7%
Rede Básica Fronteira
5.927.698
          
3.971.557
          
-33,0%
-0,68%
1,3%
Conexão
469.717
             
352.974
             
-24,9%
-0,04%
0,1%
Uso do sistema de distribuição e CCD
14.686.575
        
13.975.763
        
-4,8%
-0,25%
4,5%
Custos de Aquisição de Energia
127.971.057
     
126.060.957
     
-1,5%
-0,66%
41,0%
PARCELA B
90.333.834
        
103.471.211
     
14,5%
4,55%
33,6%
IRT
288.688.373
     
307.789.282
     
6,62%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
9.161.587
          
3,01%
CVA em processamento - Energia
22.063.030
        
7,26%
CVA em processamento -Transporte
1.069.795
          
0,35%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
15.929.474
        
5,24%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(54.011)
              
-0,02%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(913.236)
            
-0,30%
Sobrecontratação/exposição de energia
(8.193.602)
         
-2,70%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
522.923
             
0,17%
Previsão de Risco Hidrológico
7.692.221
          
2,53%
Reversão do Risco Hidrológico
(8.863.039)
         
-2,92%
Ajuste CUSD
(307.887)
            
-0,10%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
37.418
                
0,01%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(679.111)
            
-0,22%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
(62.207)
              
-0,02%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circ
(12.042)
              
0,00%
Custo Distribuidora - Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(49.696)
              
-0,02%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
1.145.778
          
0,38%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER
(10.737.567)
      
-3,53%
Ressarcimemento de créditos de PIS/COFINS
(9.426.653)
         
-3,10%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
0,09%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,72%

Página 6 de 15 
 
 
a) 
Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito 
tarifário médio de 4,58%. Esse efeito decorreu, principalmente, da alteração da 
cota da CDE Uso para a distribuidora, com variação de 51,4%, com participação no 
reajuste equivalente a 2,40%, além do acréscimo de EER/ESS em 47,4%, 
representando 0,83% no efeito médio. Por outro lado, o efeito do início do 
recolhimento da nova CDE_Conta-Covid, a partir de 2021, conforme disposto no 
Decreto nº 10.350/2020, teve uma participação total de 0,19%; 
b) 
Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio de -
1,86%. 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 – já os custos de compra de energia representaram 
um efeito tarifário de -0,66%. Contribuiu significativamente para esse efeito o 
término de vigência de contrato bilateral, com impacto no efeito médio de -4,39%. 
Em contrapartida, o reajuste dos preços dos contratos relacionados ao CCEAR 
Nova e Alternativa impactou o efeito médio em 2,21%. O gráfico seguinte 
demonstra essa variação, por tipo de contrato:

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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 33,6% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 4,55% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
16. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre fevereiro de 
2021 e janeiro de 2022 do IGP-M (de 15,63%), subtraída do Fator X (de 1,09%), o que totaliza 14,54%. 
17. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem6 e com tributos7), 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. 
 
 
6 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. 
7 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 27,6% para o ICMS e de 3,3% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 30,9% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 44,7% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de 
cálculo. 
-0,66%
0,96%
1,25%
0,50%
0,68%
0,31%
-4,39%
0,02%
Total
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Bilateral
 Proinfa

Página 8 de 15 
 
 
 
 
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 financeiros8 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em 3,01% no atual reajuste da EBO, conforme indicado na Tabela 2. 
19. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em Processamento 
– Energia, com efeito de 7,26%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último 
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no 
 
 
8 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de 
Distribuição
33,6%
Custo de 
Energia
41,0%
Custo de 
Transmissão
10,7%
PROINFA
2,9%
CDE
8,3%
ESS/EER
2,5%
Outros
1,1%
Encargos     
Setorias
14,8%
Custo de 
Distribuição
23,2%
Custo de 
Energia
28,3%
Custo de 
Transmissão
7,4%
Encargos 
Setoriais
10,2%
ICMS
27,6%
PIS/COFINS
3,3%
Tributos
30,9%

Página 9 de 15 
 
 
período de apuração da CVA, em especial, dos custos relacionados ao risco hidrológico de CCGF e Usinas 
Repactuadas. 
20. 
A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
21. 
Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente 
da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, foram desenvolvidos pela ANEEL 
e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as empresas 
e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o 
intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade 
econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. 
22. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo 
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica 05/2022-SGT/ANEEL: 
a) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e nº 376/2009): 
Contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade tarifária, 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
22.063.030
        
7,26%
CVA em processamento -Transporte
1.069.795
          
0,35%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
15.929.474
        
5,24%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(54.011)
              
-0,02%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(913.236)
            
-0,30%
Sobrecontratação/exposição de energia
(8.193.602)
         
-2,70%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
522.923
             
0,17%
Previsão de Risco Hidrológico
7.692.221
          
2,53%
Reversão do Risco Hidrológico
(8.863.039)
         
-2,92%
Ajuste CUSD
(307.887)
            
-0,10%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
37.418
                
0,01%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(679.111)
            
-0,22%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
(62.207)
              
-0,02%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula
(12.042)
              
0,00%
Custo Distribuidora - Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(49.696)
              
-0,02%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
1.145.778
          
0,38%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER
(10.737.567)
      
-3,53%
Ressarcimemento de créditos de PIS/COFINS
(9.426.653)
         
-3,10%
Total
9.161.587
          
3,01%

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associados às Resoluções Normativas em apreço. Trata-se de recursos recebidos pela distribuidora 
associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, 
previstas no artigo 70-A, § 3º, da REN nº 414, de 2010; (ii) aos créditos que não puderam ser devolvidos 
aos consumidores no faturamento final, previstos no artigo 88, § 6º, REN nº 414, de 2010; e (iii) às multas 
aplicadas aos consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, do Contratos 
de Compra de Energia Regulada (“CCER”), conforme artigo 9º da REN nº 376, de 2009, cujo volume 
informado e contabilizado pela distribuidora até setembro/2021 representa o valor corrigido de 
R$679.111, contribuindo para redução do efeito em 0,22%. Vale ressaltar que o valores informados pela 
Concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos 
tarifários; e 
b) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a Resolução nº 3/20211, 
estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com aplicação de setembro/21 a 
abril/22. 
23. 
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, conforme abaixo: 
 
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar 
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do 
Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta 
e dois reais por megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel: 
 
(...) 
 
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar 
receitas e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias. 
 
24. 
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

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tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras. 
25. 
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. 
26. 
No processo da EBO, 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 outubro/2021. 
Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas e o efeito financeiro da CVA positivo, ou seja, uma 
tarifa mais elevada. 
27. 
Ocorre que parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela 
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. 
28. 
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. 
29. 
Desse modo, o tratamento proposto seguirá o seguinte procedimento: no processo 
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 9.591.788 (efeito 
de -3,16%), conforme saldo da distribuidora frente à Conta Bandeiras na competência de outubro/2021, 
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. 
30. 
Por fim, reitera-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira 
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. 
c) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL

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31. 
No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL9, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à EBO 
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/ANEEL10, 
de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela EBO totalizou, após correção pela SELIC,  
R$12.042, considerado no rol de financeiros negativos. 
 
d) REN 952/2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid  
 
32. 
Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-ANEEL, 
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por distribuidoras 
de energia elétrica. Como consequência foi apurado componente financeiro negativo nesse processo 
tarifário relativo ao spread da conta covid da EBO, correspondendo a -R$49.696,42, resultando em 
redução de efeito de -0,02%. 
 
e) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial  
 
33. 
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.  
 
34. 
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.  
 
 
 
9 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.  
10 Documento SIC nº 48581001953/2020-00.

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35. 
A EBO, por meio de correspondência11, encaminhada à ANEEL em 26 de janeiro de 2022, 
solicitou que seja considerada a reversão do valor de R$ 9.426.653 decorrente de êxito da ação judicial 
movida pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o ICMS 
nas contas de energia. Esse componente financeiro representou o efeito médio de redução de 3,10% no 
atual reajuste 
36. 
Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (75,5%), comparada com as variações do IGP-M (133,7%) e do IPCA 
(79,6%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários  
 
37. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de fevereiro/2022 a janeiro/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 
 
 
11 Carta ENERGISABO/VPR-ANEEL/Nº 003/2022, SIC 48513.002133/2022-00. 
322,89
264,77
274,55
289,80
404,88
407,03
436,68
428,37
427,08
498,85
520,29
507,38
497,66 517,08
566,73
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
Reajuste
2015
RTE
2015
Reajuste
2016
Revisão
2017
RTE
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
RTE
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
Revisão
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

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de fevereiro/2021 a janeiro/2022. 
 
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
III. 
D I R E I T O 
38. 
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 08/2000-ANEEL. 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
39. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004911/2021-34, voto por EMITIR 
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da EBO - 
Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 4 de 
fevereiro de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 9,72%, sendo 9,35% para os consumidores em Alta Tensão – AT 
e 9,85% 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 EBO; 
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
114.945
           
410.807
           
525.752
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
272
                   
14.105
             
14.377
             
Subsídio Rural
567
                   
63.103
             
63.671
             
Subsídio Irrigante/Aquicultor
3.072
                
64.876
             
67.949
             
Total
118.857
           
552.891
           
671.748

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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 EBO, de modo a custear os descontos retirados da estrutura 
tarifária. 
 
Brasília, 1° de fevereiro de 2022. 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor