14ª Reunião Pública Extraordinária da Diretoria da ANEEL 
Brasília, 16/12/2021 
VOTO 
PROCESSO: 48500.005010/2020-09. 
INTERESSADA: CEA - Companhia de Eletricidade do Amapá. 
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da CEA - Companhia de Eletricidade do Amapá, a vigorar a 
partir de 13 de dezembro de 2021. 
I. R E L A T Ó R I O 
 
A CEA é prestadora1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca 
de 212 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da 
ordem de R$ 639,5 milhões. 
2. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da ANEEL aprovou a Resolução Normativa 
(“REN”) 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 (“MP”) nº 950, de 2020; e dispôs sobre outras providências. 
3. 
Em 1º de dezembro de 2020, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual (“RTA”) da Companhia 
de Eletricidade do Amapá (“CEA”), conforme Resolução Homologatória (“REH”) nº 2.813, de 2020, em que 
as tarifas foram, em média, reajustadas em -4,12%. 
4. 
Em 17 de fevereiro de 2021, o Processo foi a mim distribuído. 
 
1 De acordo com a Lei nº 12.783, de 2013, em especial seu artigo 9º, e com a Portaria MME nº 442, de 2016.

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5. 
Em 10 de novembro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (“SGT”) encaminhou, 
por meio eletrônico, e-mail ao Conselho de Consumidores da CEA as planilhas de cálculo, conforme dispõe 
a REN nº 652, de 2015. 
6. 
Em 18 de novembro de 2021, a Nota Técnica nº 273/2021-SGT/ANEEL recomendou: (a) 
providenciar a assinatura do Contrato de Concessão nº 01/2021, fazendo constar a nova data de 
aniversário contratual fixada de 13 de dezembro de cada ano; (b) prorrogar as tarifas constantes da REH 
nº 2.813, de 2020, pelo período de 30 de novembro a 12 de dezembro de 2021; e (c) homologar em R$ 
93.739,12 (noventa e três mil, setecentos e trinta e nove reais e doze centavos) o valor mensal de recursos 
da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica – CCEE à CEA, referente à competência de novembro de 2021 e até a homologação do 
reajuste tarifário de 2021 da Distribuidora, de modo a custear os descontos retirados da estrutura 
tarifária. 
7. 
Na 44ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, realizada no dia 23 de novembro de 2021, a 
Diretoria Colegiada da ANEEL aprovou as recomendações da Nota Técnica nº 273/2021-SGT/ANEEL, 
conforme consta da REH nº 2.979, de 2021. 
8. 
Em 24 de novembro de 2021, firmou-se o Contrato de Concessão de Distribuição nº 
01/2021 com a Equatorial Energia, tendo essa, assumindo o controle da CEA. 
9. 
Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia de Covid-19, com indicadores inflacionários atingindo 
patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições 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 e serão apresentados neste Voto. 
10. 
Em 15 de dezembro de 2021, a SGT encaminhou por meio eletrônico e-mail ao Conselho 
de Consumidores da CEA as planilhas de cálculo, conforme dispõe a REN nº 652, de 2015.

Pág. 3 de 16 
 
11. 
Em 16 de dezembro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (“SGT”), por meio da 
Nota Técnica nº XXX/2021-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual (“RTA”) de 2021 
da Concessionária. 
12. 
É o Relatório. 
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O 
13. 
O RTA da CEA conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 
4,80%, sendo de -1,40%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 6,67%, em 
média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
14. 
O efeito médio de 4,80% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 11,75% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a uma variação de -24,08%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 17,13%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
-1,40%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
6,67%
Efeito Médio AT+BT
4,80%

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Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
15. 
Destaca-se a diferença do efeito médio entre os consumidores alta e baixa tensão, que se 
deve principalmente ao maior impacto dos custos de distribuição para os consumidores de baixa tensão. 
16. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
4,59%
-1,44%
2,52%
0,36%
5,72%
-24,08%
17,13%
4,80%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
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 
 
17. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 62,5% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 6,03% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos. 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
408.591.840
         
447.176.258
         
9,4%
6,03%
62,5%
Encargos Setoriais
55.414.608
           
84.753.859
           
52,9%
4,59%
11,9%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
745.741
                 
871.540
                 
16,9%
0,02%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
20.874.764
           
21.987.449
           
5,3%
0,17%
3,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
22.372.988
           
0,0%
3,50%
3,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                          
12.668.948
           
0,0%
1,98%
1,8%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
20.318.616
           
12.381.798
           
-39,1%
-1,24%
1,7%
PROINFA
8.359.034
              
9.494.382
              
13,6%
0,18%
1,3%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
5.116.454
              
4.976.754
              
-2,7%
-0,02%
0,7%
Custos de Transmissão
47.657.111
           
38.464.366
           
-19,3%
-1,44%
5,4%
Rede Básica
44.393.334
           
34.586.674
           
-22,1%
-1,53%
4,8%
Rede Básica Fronteira
2.934.273
              
3.422.369
              
16,6%
0,08%
0,5%
Rede Básica ONS (A2)
131.968
                 
300.456
                 
127,7%
0,03%
0,0%
Conexão
197.536
                 
154.867
                 
-21,6%
-0,01%
0,0%
Custos de Aquisição de Energia
294.763.337
         
310.908.778
         
5,5%
2,52%
43,5%
Receitas Irrecuperáveis
10.756.785
           
1304925600%
21%
0,36%
1,8%
PARCELA B
231.179.945
         
267.788.800
         
15,8%
5,72%
37,5%
IRT
639.771.785
         
714.965.058
         
11,8%
11,75%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(154.064.467)
        
-24,08%
CVA em processamento - Energia
93.688.886
           
14,64%
CVA em processamento - Transporte
3.431.131
              
0,54%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
36.656.941
           
5,73%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(5.534.975)
            
-0,87%
Neutralidade de Parcela A- Energia
16.638.958
           
2,60%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(6.343.127)
            
-0,99%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(2.113.450)
            
-0,33%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
2.120.996
              
0,33%
Sobrecontratação/exposição de energia
(27.377.259)
          
-4,28%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
26.719
                   
0,00%
Previsão de Risco Hidrológico
24.278.212
           
3,79%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
1.168.514
              
0,18%
Reversão do Risco Hidrológico
(22.245.379)
          
-3,48%
Reversão Conta-Covid
(30.880.131)
          
-4,83%
Financeiro associado à UHE Coaracy Nunes (Despacho 4.278/2017)
(97.289.046)
          
-15,21%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
(26.742.535)
          
-4,18%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS
(10.938.626)
          
-1,71%
Ajuste Parcela B - Outras Receitas - Memo 355/2021-SFF 
10.103.942
           
1,58%
Diferimento RB
1.060.124
              
0,17%
Diferimento Energia
(155.532.171)
        
-24,31%
Diferimento Encargos
(14.527.953)
          
-2,27%
Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 RB
(1.060.124)
            
-0,17%
Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 - Energia
52.466.008
           
8,20%
Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 - Encargos
(472.047)
                
-0,07%
Financeiro referente à prorrogação de tarifas entre 30/11/2021 a 12/12/202
5.351.925
              
0,84%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
17,13%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
4,80%
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação
(R$) (R$) no Reajuste na Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 408.591.840 447.176.258 9,4% 6,03% 62,5%  
Encargos Setoriais 55.414.608 84.753.859 52,9% 4,59% 11,9%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 7 45.741 8 71.540 16,9% 0,02% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 2 0.874.764 2 1.987.449 5,3% 0,17% 3,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) - 2 2.372.988 0,0% 3,50% 3,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) - 1 2.668.948 0,0% 1,98% 1,8%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 2 0.318.616 1 2.381.798 -39,1% -1,24% 1,7%
PROINFA 8 .359.034 9 .494.382 13,6% 0,18% 1,3%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 5 .116.454 4 .976.754 -2,7% -0,02% 0,7%  
Custos de Transmissão 4 7.657.111 3 8.464.366 -19,3% -1,44% 5,4%  
Rede Básica 4 4.393.334 3 4.586.674 -22,1% -1,53% 4,8%
Rede Básica Fronteira 2 .934.273 3 .422.369 16,6% 0,08% 0,5%
Rede Básica ONS (A2) 1 31.968 3 00.456 127,7% 0,03% 0,0%
Conexão 1 97.536 1 54.867 -21,6% -0,01% 0,0%  
Custos de Aquisição de Energia 2 94.763.337 3 10.908.778 5,5% 2,52% 43,5%  
Receitas Irrecuperáveis 1 0.756.785 1304925600% 21% 0,36% 1,8%  
PARCELA B 231.179.945 267.788.800 15,8% 5,72% 37,5%  
IRT 639.771.785 714.965.058 11,8% 11,75% 100%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual ( 154.064.467) -24,08%  
CVA em processamento - Energia 93.688.886 14,64%
CVA em processamento - Transporte 3 .431.131 0,54%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 3 6.656.941 5,73%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 5.534.975) -0,87%
Neutralidade de Parcela A- Energia 1 6.638.958 2,60%
Neutralidade de Parcela A - Transporte ( 6.343.127) -0,99%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 2.113.450) -0,33%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 2 .120.996 0,33%
Sobrecontratação/exposição de energia ( 27.377.259) -4,28%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 2 6.719 0,00%
Previsão de Risco Hidrológico 2 4.278.212 3,79%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 1 .168.514 0,18%
Reversão do Risco Hidrológico ( 22.245.379) -3,48%
Reversão Conta-Covid ( 30.880.131) -4,83%
Financeiro associado à UHE Coaracy Nunes (Despacho 4.278/2017) ( 97.289.046) -15,21%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia ( 26.742.535) -4,18%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS ( 10.938.626) -1,71%
Ajuste Parcela B - Outras Receitas - Memo 355/2021-SFF 1 0.103.942 1,58%
Diferimento RB 1 .060.124 0,17%
Diferimento Energia ( 155.532.171) -24,31%
Diferimento Encargos ( 14.527.953) -2,27%
Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 RB ( 1.060.124) -0,17%
Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 - Energia 5 2.466.008 8,20%
Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 - Encargos ( 472.047) -0,07%
Financeiro referente à prorrogação de tarifas entre 30/11/2021 a 12/12/2021 5 .351.925 0,84%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 17,13%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 4,80%  

Pág. 6 de 16 
 
18. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 4,59%. 
Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, 
conforme disposto no Decreto nº 10.350, de 2020, destinada a receber os recursos de operação financeira 
para alívio do caixa das distribuidoras em 2020. 
19. 
Esta componente tem a maior contribuição de aumento dentre os encargos, sendo que os 
efeitos referentes à CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid TUSD são, respectivamente, de 1,98% e 3,50%. 
Por sua vez, a CDE – USO impactou o reajuste em 0,17%. 
20. 
Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de -1,44%. A variação se deve 
à redução das TUST´s homologadas na REH nº 2.958, de 2021, em relação àquelas homologadas na REH 
nº 2.726, de2020, em consequência do reperfilamento da remuneração dos ativos não depreciados 
referente à Rede Básica de Sistema Existente (“RBSE”) nas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e as 
novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão. 
21. 
Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 2,52%. 
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos de Energia no 
Ambiente Regulado – Nova e Alternativa, modalidade Disponibilidade. Por outro lado, amenizaram o 
aumento, a redução do custo de energia referente aos contratos bilaterais, os quais foram impactados 
pelos descontos previstos na Lei nº 14.146, de 2021, conforme se observa no Gráfico 2.

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Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
22. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 37,5% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 5,72% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
23. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre novembro de 
2020 e novembro de 2021 do IPCA, de 11,36%, subtraída do Fator X, de 0,49%, o que totaliza 10,88%, 
além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (“OR”), Excedente de Reativos (“ER”) e 
Ultrapassagem de Demanda (“UD”). Destaca-se que foi utilizado a variação do IPCA por 13 (treze) meses 
em função da alteração da data de aniversário contratual da distribuidora. 
24. 
No cálculo do Fator X de 0,49%, foram considerados os componentes Pd em 0,00% e T 
também em 0,00%, ambos definidos no Concessão de Distribuição nº 01/2021, enquanto o componente 
Q na atualização da Parcela B foi de 0,49%. 
25. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem2 e com tributos3), os Gráficos 2 e 3 apresentam a proporção da fatura de energia 
 
2 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. 
3  Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 17,7% para o ICMS e de 2,2% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total 
de 19,9% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 
24,9% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
2,52%
0,09%
-0,10%
3,72%
0,20%
0,01%
-0,12%
0,27%
-1,53%
-0,02%
Total
 CCEAR-DSP
Existente
 CCEAR-QTD
Existente
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e Belo
Monte
 Cotas        Angra
I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Bilateral
 Proinfa

Pág. 8 de 16 
 
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, 
além do pagamento dos encargos setoriais. 
Gráfico 2 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
Gráfico 3 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
26. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -24,08% no atual reajuste da CEA, conforme indicado na Tabela 3. 
 
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de 
Distribuição
37,5%
Custo de 
Energia
43,5%
Custo de 
Transporte
5,4%
Encargos 
Setoriais
11,9%
Receitas 
Irrecuperáveis
1,8%
Custo de       
Distribuição; 
30,0%
Custo de            
Energia; 
34,8%
Custo de     
Transmissão
; 4,3%
Encargos          
Setoriais; 
9,5%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 1,5%
ICMS; 
17,7%
PIS/COFINS; 
2,2%
Tributos; 
19,9%

Pág. 9 de 16 
 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
27. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em processamento 
- Energia, com impacto no reajuste de 14,6%, os impactos mais significativos foram: (i) as exposições ao 
MCP 
relacionadas 
à 
insuficiência 
de 
geração 
hidrelétrica 
alocada 
no 
MRE  
(risco hidrológico) dos CCGF e dos CCEAR-Q repactuados; e (ii) custos dos CCEAR por disponibilidade 
decorrentes do cenário de CMO elevado. 
28. 
Outro destaque foi a CVA – Encargos Setoriais, com 5,7%, referente ao custo de ESS por 
Segurança Energética decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito. 
29. 
Além disso, também se destaca com valor negativo, o financeiro decorrente da valoração 
da energia associada à UHE Coaracy Nunes, no período entre 1º de janeiro de 2013 e  
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
93.688.886
         
14,6%
CVA em processamento - Transporte
3.431.131
           
0,5%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
36.656.941
         
5,7%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(5.534.975)
          
-0,9%
Neutralidade de Parcela A- Energia
16.638.958
         
2,6%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(6.343.127)
          
-1,0%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(2.113.450)
          
-0,3%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
2.120.996
           
0,3%
Sobrecontratação/exposição de energia
(27.377.259)
       
-4,3%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
26.719
                 
0,0%
Previsão de Risco Hidrológico
24.278.212
         
3,8%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
1.168.514
           
0,2%
Reversão do Risco Hidrológico
(22.245.379)
       
-3,5%
Reversão Conta-Covid
(30.880.131)
       
-4,8%
Financeiro associado à UHE Coaracy Nunes (Despacho 4.278/2017)
(97.289.046)
       
-15,2%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
(26.742.535)
       
-4,2%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS
(10.938.626)
       
-1,7%
Ajuste Parcela B - Outras Receitas - Memo 355/2021-SFF 
10.103.942
         
1,6%
Diferimento RB
1.060.124
           
0,2%
Diferimento Energia
(155.532.171)
     
-24,3%
Diferimento Encargos
(14.527.953)
       
-2,3%
Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 RB
(1.060.124)
          
-0,2%
Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 - Energia
52.466.008
         
8,2%
Recálculo provisório de CVA de 2018 a 2020 - Encargos
(472.047)
             
-0,1%
Financeiro referente à prorrogação de tarifas entre 30/11/2021 a 12/12/2021
5.351.925
           
0,8%
Total
(154.064.467)
     
-24,08%

Pág. 10 de 16 
 
1º de agosto de 2015, pelo custo dos Contratos de Cotas de Garantia Física (“CCGF”) 5, conforme 
determinação contida no Despacho nº 4.278, de 2017. 
30. 
Em cumprimento a esse despacho, a SGT procedeu ao cálculo do financeiro em questão, 
obtendo o valor atualizado de -R$ 301.503.731,976 no processo tarifário anterior, o que representava 
aproximadamente 54% do faturamento anual da concessionária, constatando-se a inviabilidade da 
devolução total em apenas um processo tarifário7. 
31. 
Diante disso, e da ausência de regulamentação específica a ser aplicada em casos similares, 
no processo tarifário de 2020 foi considerada a fração de 37,55% do financeiro associado ao Despacho nº 
4.278, de 2017, o que correspondeu a R$ 97.289.046,36. 
 
5 Conforme consta do Contrato de Concessão nº 02/2012, firmado em 04 de dezembro de 2012, o regime de cotas da UHE 
Coaracy Nunes iniciou-se em 1º janeiro de 2013. Apesar disso, nos processos tarifários subsequentes, o custo da energia desta 
UHE foi valorado pelo ACR médio, superior ao custo das cotas, até 1º de agosto de 2015, data em que houve interligação do 
Amapá ao SIN. 
No âmbito da análise do pedido de reconsideração interposto pela CEA em face do Despacho nº 2.656/2016, a Diretoria 
colegiada da ANEEL considerou, nos termos do Despacho nº 4.278/2017, que a energia proveniente desta UHE não deveria ter 
sido considerada no cálculo do reembolso da Conta de Consumo de Combustíveis - CCC a partir do reenquadramento no regime 
de cotas, 1º de janeiro de 2013. 
A decisão em questão implica em dois ajustes distintos, com efeitos financeiros opostos para a CEA, quais sejam: (i) recálculo 
do reembolso da CCC à CEA decorrente da retirada a energia gerada pela UHE Coaracy Nunes do cálculo do CTG no período 
entre 1º de janeiro de 2013 e 1º de agosto de 2015; e (i) ajuste dos processos tarifários de 2013 a 2015, valorando a energia 
associada à UHE Coaracy Nunes de acordo com regime de cotas. 
É importante esclarecer que a execução do segundo ajuste não pôde ser processada anteriormente por depender do primeiro. 
De fato, conforme consta das Notas técnicas dos processos tarifários anteriores, a SGT não dispunha da segregação dos 
montantes de energia associados à UHE Coaracy Nunes do total contratado junto à Eletronorte, insumo necessário para o 
cálculo. 
Assim, foi necessário aguardar pela conclusão do primeiro ajuste, o que ocorreu em 10 de março de 2020, com a emissão do 
Despacho nº 704/2020, no qual consta a determinação de devolução à CEA do valor de R$ 181.904.528,89 (out/2019), valor 
esse que abarca o efeito decorrente da exclusão UHE Coaracy Nunes no reprocessamento da CCC a partir de 1º de janeiro de 
2013. 
Consequentemente, dando prosseguimento ao cumprimento da decisão contida no Despacho nº 4.278/2017, e conforme 
consta do Anexo III desta Nota Técnica, a SGT calculou o ajuste correspondente à valorização da energia da UHE Coaracy Nunes 
pelo regime de cotas nos processos tarifários de 2013, 2014 e 2015, obtendo o valor total de -R$ 301.413.671,54, com data 
base igual ao 5º dia útil anterior ao aniversário. 
6 Data base D-5 (23/11/2020). 
7 Eventual devolução total no processo implicaria em receita anual à CEA inferior à necessária para pagamento, por exemplo, 
dos custos da Parcela A, comprometendo a liquidação de compromissos assumidos junto aos demais agentes do setor e 
inviabilizando a continuidade da prestação do serviço de distribuição, agravando ainda mais a atual condição econômica da 
empresa. Ademais, ainda que a empresa apresentasse condição econômica robusta o suficiente para arcar com o pagamento 
total do montante em um ano, haveria efeitos adversos nos reajustes subsequentes. De fato, simulações deste cenário 
realizadas pela SGT indicam que no reajuste de 2021 as tarifas residenciais B1 convencionais da CEA sofreriam aumento 
expressivo, passando, em um único processo tarifário, da condição de mais barata para a mais cara entre todas as 
concessionárias.

Pág. 11 de 16 
 
32. 
No presente processo tarifário está sendo utilizado parte do montante remanescente, 
devidamente 
atualizado, 
R$ 
112.992.272,35
8
. 
Ressalta-se 
que 
há 
ainda 
outros  
R$ 97,29 milhões a serem considerados nos próximos processos tarifários. 
Reversão dos Recursos da Conta-Covid 
33. 
Trata-se da reversão dos valores transferidos para a CEA de recursos da Conta-COVID. Os 
montantes em questão equivalem a totalidade dos valores recebidos pela distribuidora na Conta-COVID, 
devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens previstos no artigo 5º, §§ 1º e 2º, da REN 
nº 885, de 2020, totalizando a reversão de aproximadamente R$ 30,88 milhões, com um impacto de -
4,8%. 
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica 
34. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (“CREG”), mediante a 
Resolução nº 3, de 20219, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com 
aplicação de setembro/2021 a abril/2022. 
35. 
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 
bandeiras 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. 
36. 
Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas 
 
8 Cabe destacar a importância de reservar parte do financeiro para o processo tarifário de 2022, visto que a retirada dos 
componentes financeiros negativos, considerados no presente processo, implicará em efeito positivo significativo.  
9 Disponível em: https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg/resolucao-no-3-de-
31-de-agosto-de-2021-resolucao-no-3-de-31-de-agosto-de-2021-dou-imprensa-nacional.pdf/view

Pág. 12 de 16 
 
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as tarifas, 
mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos 
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras. 
37. 
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. 
38. 
No processo da CEA, 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 julho. Nessa 
apuração, os custos foram superiores as receitas, e o efeito financeiro da CVA será positivo, ou seja, uma 
tarifa mais elevada. 
39. 
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. 
40. 
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, propôs um 
tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/2021 a junho/2022, a fim de expurgar dos 
processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica. 
41. 
Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional, no processo tarifário 
vigente, será considerado um componente financeiro negativo, 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. 
42. 
Por fim, reitere-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira 
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. 
43. 
Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (173,62%) e as variações do IGP-M (133,27%) e do IPCA (79,74%) no

Pág. 13 de 16 
 
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 4. 
 
Gráfico 4 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
44. 
Em função de sua condição de inadimplência, nos termos do artigo 10 da Lei nº 8.631, de 
1993, a Distribuidora foi impedida de aplicar o resultado dos reajustes e revisões tarifárias entre 2003 e 
2013. Por isso, a tarifa aplicada à área de distribuição no ano de 2011, que constitui o ponto de partida 
do Gráfico 5, é praticamente a mesma aplicada no ano de 2003. Diante disso, considera-se que, para o 
caso específico da CEA, é mais adequado que a comparação com os índices inflacionários seja feita desde 
2003, conforme ilustrado no Gráfico 6. 
45. 
Nesse período, a variação da tarifa B1 foi de 150,9%, enquanto que os índices inflacionários 
IGP-M e IPCA variaram, respectivamente, 221,2% e 153,8%. 
197,29
197,29
197,29
253,86
253,86
301,11
272,62
397,09
392,17
537,28
566,38
537,19
505,24
539,82
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Revisão
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Pág. 14 de 16 
 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
Subvenção CDE – Descontos Tarifários 
46. 
A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à Distribuidora no período 
de competência de dezembro/2021 a novembro/2022, 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 
novembro/2020 a novembro/2021. 
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
III. D I R E I T O 
47. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
(a) 
Lei nº 9.427, de 1996; (b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009;  
215,11 212,05 212,05
208,41 199,05 197,29 197,29 197,29 197,29 197,29 197,29
253,86 253,86
301,11
272,62
397,09 392,17
537,28
566,38
537,19
505,24
539,82
Tarifa Residencial - B1
Valor IGPM
Valor IPCA
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
94.026
             
105.095
           
199.121
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
346
                   
40.110
             
40.455
             
Subsídio Rural
1.238
                
24.764
             
26.002
             
Total
95.609
             
169.969
           
265.578

Pág. 15 de 16 
 
(d) Decreto nº 7.246, de 2010; (e) Decreto nº 7.945, de 2013; e (f) Contrato de Concessão 
do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 01/2021-ANEEL. 
IV. D I S P O S I T I V O 
48. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.005010/2020-09, voto pela 
emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CEA, a vigorar a partir 
de 13 de dezembro de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 4,80%, sendo -1,40% para os consumidores em alta tensão e 6,67% 
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 CEA; 
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo; 
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 CEA, 
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
e) HOMOLOGAR o valor a ser ressarcido à Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, em 
duodécimos no período de janeiro a dezembro de 2022, conforme artigo 4º-C, § 2º, da 
Lei nº 12.111, de 2009, com redação dada pela Lei nº 14.146, de 2021; 
f) HOMOLOGAR os percentuais de perdas não técnicas associadas ao artigo 4º-B da Lei 
nº 12.111, de 2009, com redação dada pela Lei nº 14.146, de 2021; e 
g) HOMOLOGAR o valor a ser ressarcido à CEA referente à diferença de custos de energia 
indicada no artigo 4º-B, parágrafo único, da Lei nº 12.111, de 2009, com redação dada 
pela Lei nº 14.146, de 2021.

Pág. 16 de 16 
 
Brasília, 16 de dezembro de 2021. 
(assinado digitalmente) 
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 
Diretor