46ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria 
Brasília, 7/12/2021 
VOTO  
 
PROCESSO: 48500.005030/2020-50 
 
INTERESSADOS: Energisa Rondônia Distribuidora de Energia S.A. - ERO 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Energisa Rondônia Distribuição S/A - ERO, a vigorar a 
partir de 13 de dezembro de 2021. 
I. 
R E L A T Ó R I O 
A Energisa Rondônia Distribuição S/A - ERO é concessionária 1  do serviço público de 
distribuição de energia elétrica sediada na cidade de Porto Velho/RO e atende aproximadamente 675 mil 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente faturamento anual na 
ordem de R$ 1,7 bilhão. 
2. 
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. 
3. 
Em 2 de dezembro de 2021, após a consolidação de todas as informações indispensáveis, 
a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da ERO as planilhas finais de cálculo. 
4. 
Por meio de mensagem eletrônica datada de 26 de abril de 2021, a ERO formalizou a 
solicitação de utilização dos créditos para modicidade tarifária associados às Resoluções Normativas nº 
 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 002/2018-ANEEL.

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414/2010 e 376/2009, para serem incorporados neste processo tarifário como medida para mitigar os 
efeitos tarifários. 
5. 
Em processo deliberado anteriormente2, nessa mesma 46ª Reunião Pública Ordinária de 
Diretoria, foi determinada a alteração de valor da Parcela B da ERO em função da retirada dos Ativos 
Imobilizados em Curso (AIC) da Base de Remuneração Regulatória (BRR). Como consequência, foi 
considerado o disposto na Nota Técnica nº 249/2021-SGT/SFF/ANEEL3, de 05/11/2021, que trata da 
“Avaliação do impacto da segregação dos ativos classificados como Ativos Imobilizados em Curso – AIC, 
na data-base utilizada como referência para o processo licitatório, constantes da Base de Remuneração 
Regulatória da Energisa Rondônia Distribuidora de Energia, nos termos da Lei nº 14.120/2021 e da 
Portaria MME nº 484/2021”. 
6. 
Em 2 de dezembro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da 
Nota Técnica nº 281/2021-SGT/ANEEL4, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2021 
da distribuidora. 
7. 
É o Relatório. 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
8. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2021 da Energisa Rondônia Distribuidora de Energia 
S.A. – ERO, a vigorar a partir de 13 de dezembro de 2021, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 6,93%, sendo 6,85%, em média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 6,95%, em 
média, para os consumidores em Baixa Tensão – BT. 
 
 
2 Processo nº 48500.007035/2019-83 
3 Documento SIC nº 48581.001771/2021-00. 
4 Documento SIC nº 48581.001943/2021-00.

Página 3 de 14 
 
 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
9. 
Segundo a SGT, a diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos 
itens de custos que compõem a tarifa. 
10. 
Em relação ao efeito médio de 6,93%, esse decorre, essencialmente: 
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em 
6,32%; 
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um 
efeito de -8,77%; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, 
que contribuíram para uma variação de 9,37%, conforme apresentado no Gráfico 1. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
6,85%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
6,95%
Efeito Médio AT+BT
6,93%
6,35%
-0,35%
-1,78%
0,19%
1,91%
-8,77%
9,37%
6,93%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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11. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
12. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 61,48% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 4,41% 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]
1.036.059.314
      
1.111.050.992
      
7,24%
4,41%
61,48%
Encargos Setoriais
145.416.249
         
253.375.537
         
74,24%
6,35%
14,02%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.326.375
              
2.434.480
              
4,65%
0,01%
0,13%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
69.912.692
           
69.888.824
           
-0,03%
0,00%
3,87%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
57.284.733
           
0,00%
3,37%
3,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                          
55.120.807
           
0,00%
3,24%
3,05%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
35.926.272
           
24.957.046
           
-30,53%
-0,65%
1,38%
PROINFA
22.511.218
           
29.123.785
           
29,37%
0,39%
1,61%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
14.739.692
           
14.565.861
           
-1,18%
-0,01%
0,81%
Custos de Transmissão
98.357.469
           
92.447.091
           
-6,01%
-0,35%
5,12%
Rede Básica
62.673.767
           
46.533.404
           
-25,75%
-0,95%
2,58%
Rede Básica Fronteira
21.850.182
           
29.756.914
           
36,19%
0,47%
1,65%
Rede Básica ONS (A2)
294.904
                 
316.217
                 
7,23%
0,00%
0,02%
Rede Básica Export. (A2)
11.585.746
           
12.409.373
           
7,11%
0,05%
0,69%
Conexão
1.952.870
              
3.431.184
              
75,70%
0,09%
0,19%
Custos de Aquisição de Energia
779.327.516
         
749.067.124
         
-3,88%
-1,78%
41,45%
Receitas Irrecuperáveis
12.958.080
           
1616123951%
24,72%
0,19%
0,89%
PARCELA B
663.559.784
         
696.048.795
         
4,90%
1,91%
38,52%
IRT
1.699.619.098
      
1.807.099.787
      
6,32%
6,32%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(148.992.525)
        
-8,77%
CVA em processamento - Energia
178.067.097
         
10,48%
CVA em processamento - Transporte
14.669.799
           
0,86%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
83.983.140
           
4,94%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(677.379)
                
-0,04%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.827.446
              
0,11%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
2.615.493
              
0,15%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
1.218.669
              
0,07%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
2.579.625
              
0,15%
Sobrecontratação/exposição de energia
(119.300.583)
        
-7,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
211.156
                 
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
53.631.103
           
3,16%
Cálculo extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica
(49.970.062)
          
-2,94%
Reversão do Risco Hidrológico
(50.257.755)
          
-2,96%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(26.983.106)
          
-1,59%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(17.634.551)
          
-1,04%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(18.098.765)
          
-1,06%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(25.382.578)
          
-1,49%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(10.564.703)
          
-0,62%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(101.990.519)
        
-6,00%
Reversão Conta Covid - Parcela B
(67.300.090)
          
-3,96%
Reversão de créditos associados às RENs 414/2010 e 376/2009
364.039,16
           
0,02%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
9,37%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
6,93%
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação
(R$) (R$) no Reajuste na Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 1 .036.059.314 1 .111.050.992 7,24% 4,41% 61,48%  
Encargos Setoriais 145.416.249 253.375.537 74,24% 6,35% 14,02%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 2 .326.375 2 .434.480 4,65% 0,01% 0,13%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 6 9.912.692 6 9.888.824 -0,03% 0,00% 3,87%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) - 5 7.284.733 0,00% 3,37% 3,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) - 5 5.120.807 0,00% 3,24% 3,05%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 3 5.926.272 2 4.957.046 -30,53% -0,65% 1,38%
PROINFA 2 2.511.218 2 9.123.785 29,37% 0,39% 1,61%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 4.739.692 1 4.565.861 -1,18% -0,01% 0,81%  
Custos de Transmissão 9 8.357.469 9 2.447.091 -6,01% -0,35% 5,12%  
Rede Básica 6 2.673.767 4 6.533.404 -25,75% -0,95% 2,58%
Rede Básica Fronteira 2 1.850.182 2 9.756.914 36,19% 0,47% 1,65%
Rede Básica ONS (A2) 2 94.904 3 16.217 7,23% 0,00% 0,02%
Rede Básica Export. (A2) 1 1.585.746 1 2.409.373 7,11% 0,05% 0,69%
Conexão 1 .952.870 3 .431.184 75,70% 0,09% 0,19%  
Custos de Aquisição de Energia 7 79.327.516 7 49.067.124 -3,88% -1,78% 41,45%  
Receitas Irrecuperáveis 1 2.958.080 1616123951% 24,72% 0,19% 0,89%  
PARCELA B 663.559.784 696.048.795 4,90% 1,91% 38,52%  
IRT 1 .699.619.098 1 .807.099.787 6,32% 6,32% 100%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual ( 148.992.525) -8,77%  
CVA em processamento - Energia 178.067.097 10,48%
CVA em processamento - Transporte 1 4.669.799 0,86%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 8 3.983.140 4,94%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 677.379) -0,04%
Neutralidade de Parcela A- Energia 1 .827.446 0,11%
Neutralidade de Parcela A - Transporte 2 .615.493 0,15%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 1 .218.669 0,07%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 2 .579.625 0,15%
Sobrecontratação/exposição de energia ( 119.300.583) -7,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 2 11.156 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 5 3.631.103 3,16%
Cálculo extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica ( 49.970.062) -2,94%
Reversão do Risco Hidrológico ( 50.257.755) -2,96%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia ( 26.983.106) -1,59%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte ( 17.634.551) -1,04%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 18.098.765) -1,06%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 25.382.578) -1,49%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 10.564.703) -0,62%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 101.990.519) -6,00%
Reversão Conta Covid - Parcela B ( 67.300.090) -3,96%
Reversão de créditos associados às RENs 414/2010 e 376/2009 3 64.039,16 0,02%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 9,37%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 6,93%  

Página 5 de 14 
 
 
a) 
Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito 
tarifário médio de 6,35%. Esse efeito decorreu da pequena alteração da cota da 
CDE Uso para a distribuidora, homologada pela REH 2.864/2021, com participação 
no reajuste equivalente a 0,00%. 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 6,61%; 
b) 
Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio de -
0,35%. 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 -1,78%. Contribuiu significativamente para esse efeito a 
redução do custo da energia associada, principalmente: ao término de suprimento 
de CCEAR5 de energia existente modalidade disponibilidade, com impacto de -
3,49%; e à redução de montantes de contratos bilaterais relacionados ao 
atendimento dos sistemas isolados, com impacto de -1,03%%. Por outro lado, a 
atualização de custos da energia associada aos CCEAR de energia nova e 
Alternativa, modalidade disponibilidade contribuiu com impacto tarifário de 
1,59%........: 
 
 
5 Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado

Página 6 de 14 
 
 
 
 
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
13. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 38,52% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 1,91% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
14. 
No cômputo da Parcela B foi considerado o disposto na Nota Técnica nº 249/2021-
SGT/SFF/ANEEL 6 , de 05/11/2021, que trata da “Avaliação do impacto da segregação dos ativos 
classificados como Ativos Imobilizados em Curso – AIC, na data-base utilizada como referência para o 
processo licitatório, constantes da Base de Remuneração Regulatória da Energisa Rondônia Distribuidora 
de Energia, nos termos da Lei nº 14.120/2021 e da Portaria MME nº 484/2021”, restando a redução de 
4,89% no valor referente ao ciclo anterior (Parcela B limpa na data de referência). 
15. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre dezembro de 
2020 e outubro de 2021 do IPCA (de  10,38%), subtraída do Fator X (de -0,60%), o que totaliza 10,99%.  
 
 
6 Documento SIC nº 48581.001771/2021-00. 
-1,78%
-3,49%
0,35%
1,59%
0,21%
0,45%
-0,18%
0,37%
-1,03%
-0,04%
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

Página 7 de 14 
 
 
16. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem7 e com tributos8), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia 
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, 
além do pagamento dos encargos setoriais. 
 
 
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
7 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. 
8 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,1% para o ICMS e de 6,3% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 26,3% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 35,72% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de 
cálculo. 
Custo de       
Distribuição
38,5%
Custo de            
Energia
41,5%
Custo de     
Transmissão
5,1%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,9%
PROINFA
1,6%
CDE
10,1%
ESS/EER
1,4%
Outros
0,9%
Encargos
14,0%

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Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
17. 
Quanto aos componentes financeiros9 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -8,77% no atual reajuste da ERO, conforme indicado na Tabela 2. 
18. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em Processamento 
– Energia, com efeito de 10,48%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último 
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no 
período de apuração da CVA, em especial, dos custos relacionados ao risco hidrológico de CCGF e Usinas 
Repactuadas. 
19. 
A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
 
 
9 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; 
28,4%
Custo de            
Energia; 
30,5%
Custo de     
Transmissão; 
3,8%
Encargos          
Setoriais; 
10,3%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,7%
ICMS; 
20,1%
PIS/COFINS; 
6,3%
Tributos; 
26,3%

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Tabela 3 – Componentes Financeiros 
 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
20. 
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. 
21. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo 
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica 281/2021-SGT/ANEEL: 
                          a) Reversão dos valores da Conta COVID: Merece destaque os financeiros negativos 
relacionados à reversão dos valores transferidos para a ERO de recursos da Conta COVID. Os montantes 
em questão equivalem a todo o saldo remanescente, com montantes não revertidos aos consumidores 
no processo tarifário de 2020, do empréstimo obtido pela concessionária. Esse saldo, cujo valor atualizado 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
178.067.097
      
10,48%
CVA em processamento - Transporte
14.669.799
         
0,86%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
83.983.140
         
4,94%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(677.379)
             
-0,04%
Neutralidade de Parcela A- Energia
1.827.446
           
0,11%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
2.615.493
           
0,15%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
1.218.669
           
0,07%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
2.579.625
           
0,15%
Sobrecontratação/exposição de energia
(119.300.583)
     
-7,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
211.156
              
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
53.631.103
         
3,16%
Cálculo extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica
(49.970.062)
       
-2,94%
Reversão do Risco Hidrológico
(50.257.755)
       
-2,96%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(26.983.106)
       
-1,59%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(17.634.551)
       
-1,04%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(18.098.765)
       
-1,06%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(25.382.578)
       
-1,49%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(10.564.703)
       
-0,62%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(101.990.519)
     
-6,00%
Reversão Conta Covid - Parcela B
(67.300.090)
       
-3,96%
Reversão de créditos associados às RENs 414/2010 e 376/2009
364.039
              
0,02%
Total
(148.992.525)
     
-8,77%

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pela SELIC representa aproximadamente R$ 268 milhões, resultou em um impacto estimado de -15,77% 
neste reajuste tarifário; 
 
b) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e nº 376/2009): Também 
contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade tarifária, 
associados às Resoluções Normativas em apreço. Cuida-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 aproximadamente R$ 364 
mil, contribuindo para redução do efeito em 0,02%. Vale ressaltar que o valores informados pela 
Concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos 
tarifários; e 
 
c) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica: A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão 
Hidroenrgética (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. 
 
22. 
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:

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(...) 
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para 
equilibrar receitas e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias. 
 
23. 
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 
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras. 
 
24. 
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. 
 
25. 
No processo da ERO, 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 
setembro/2021. Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas e o efeito financeiro da CVA 
positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada. 
 
26. 
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. 
 
27. 
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. 
 
28. 
Desse modo, o tratamento proposto seguirá o seguinte procedimento: no processo 
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 49,97 milhões

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(efeito de -2,94%), conforme saldo da distribuidora frente à Conta Bandeiras na competência de 
julho/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. 
 
29. 
Por fim, reitera-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira 
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. 
30. 
Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (40,39%), comparada com as variações do IGP-M (133,27%) e do IPCA 
(79,74%) 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  
 
31. 
A tabela abaixo 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

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período de dezembro/2020 a novembro/2021. 
 
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
III. 
D I R E I T O 
32. 
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 002/2018-ANEEL. 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
33. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.005030/2020-50, voto por EMITIR 
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da Energisa 
Rondônia Distribuição S/A – ERO, a vigorar a partir de 13 de dezembro de 2021, 
que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 6,93%, sendo 
6,85% para os consumidores em Alta Tensão – AT e 6,95% 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 ERO; 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
110.434
           
1.126.485
        
1.236.919
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
123.289
           
793.463
           
916.752
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
2.568
                
122.792
           
125.360
           
Subsídio Rural
157.147
           
1.996.266
        
2.153.412
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(48.418)
            
175.426
           
127.008
           
Total
345.018
           
4.214.432
        
4.559.451

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(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 ERO, de modo a custear os descontos retirados da estrutura 
tarifária. 
 
Brasília, 7 de dezembro de 2021. 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor