VOTO  
 
PROCESSO: 48500.005031/2020-02. 
 
INTERESSADO: Equatorial Alagoas - Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A. 
 
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva. 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Equatorial Alagoas - Equatorial Alagoas Distribuidora de 
Energia S.A., a vigorar a partir de 3 de maio de 2021. 
I. RELATÓRIO 
 
A Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A., doravante Equatorial Alagoas 1, é 
concessionária2 de serviço público de distribuição de energia elétrica, no Estado de Alagoas, e atende a 
cerca de 1,17 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa 
faturamento anual da ordem de R$ 1,8 bilhões. 
2. 
Em 28 de abril de 2020, foi aprovada a Revisão Tarifária Extraordinária (RTE) da Equatorial 
Alagoas, conforme Resolução Homologatória nº 2.6843, por meio da qual as tarifas foram, em média, 
reajustadas em 9,85%4.  
3. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica 
(ANEEL) aprovou a Resolução Normativa nº 8855, que regulamentou o Decreto nº 10.3506, de 18 de maio 
de 2020, o qual criou a Conta-Covid, destinada a captar recursos para as distribuidoras com vistas ao 
 
 
1 Denominação anterior Cia Energética de Alagoas (CEAL). 
2 Conforme Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 002/2019-ANEEL, disponível em 
https://www.aneel.gov.br/contratos-de-distribuicao. 
3 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20202684ti.pdf.  
4 Conforme consta da Resolução citada, houve suspensão da aplicação das tarifas homologadas entre 3 de maio de 2020 e 30 
de junho de 2020, de forma que a efetiva aplicação do reajuste ocorreu a partir de 1º de julho de 2020. 
5 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2020885.pdf.  
6 Disponível em https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2020/decreto/d10350.htm.

enfrentamento do estado de calamidade pública7, a fim de manter a sustentabilidade do setor elétrico e 
conter aumentos tarifários durante a primeira fase da pandemia. 
4. 
Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 46/2020, realizada em 23 de novembro de 2020, 
fui designada relatora do processo. 
5. 
A Portaria MME nº 483/GM8, de 25 de janeiro de 2021, autorizou o pagamento à Equatorial 
Alagoas, com recursos da Reserva Global de Reversão (RGR), dos valores não depreciados dos ativos de 
distribuição classificados como Sobras Físicas, com vistas à modicidade tarifária, nos termos da Lei nº 
14.1209, de 1º de março de 2021, decorrente da conversão da Medida Provisória nº 998, de 2020. 
6. 
O Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021 da Equatorial Alagoas ocorre em um momento de 
pressão tarifária, decorrente da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da Covid, com 
indicadores inflacionários atingindo patamares elevados e desvalorização do real frente ao dólar, aliados 
a condições desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e à redução de consumo resultante 
do isolamento social. 
7. 
Diante desse cenário, a ANEEL e o Poder Concedente, em conjunto com as demais 
entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações, desenvolveram ações para mitigar parte 
do aumento tarifário que se observaria neste ano. O objetivo é preservar a capacidade de pagamento do 
consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor 
elétrico. 
8. 
Por meio dos Ofícios C.E–REG–EQTL AL nº 024/202110 e nº 026/202111, de 22 e 23 de abril 
de 2021, a Equatorial Alagoas solicitou a reversão de valores oriundos dos créditos decorrentes da 
 
 
7 Reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020. 
8 Disponível em https://www.in.gov.br/en/web/dou/-/portaria-n-483-de-25-de-janeiro-de-2021-300799880.  
9 Disponível em http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2021/lei/L14120.htm.  
10 Documento SicNet nº 48513.010663/2021-00. 
11 Documento SicNet nº 48513.010765/2021-00.

exclusão do ICMS12 da base de cálculo do PIS/PASEP13 e da COFINS14 e requereu o diferimento de valores 
de Parcela A. 
9. 
Em 23 de abril de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou15 ao 
Conselho de Consumidores da Equatorial Alagoas as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução 
Normativa nº 65216, de 17 de março de 2015. 
10. 
Por intermédio da Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL17, de 23 de abril de 2021, a SGT 
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021 da Equatorial Alagoas. 
11. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
12. 
Trata-se de aprovação do Reajuste Tarifário Anual (RTA) da Equatorial Alagoas, a vigorar a 
partir de 3 de maio de 2021. 
13. 
De acordo com o que exponho a seguir, encaminho o presente voto no sentido de aprovar 
o RTA da Equatorial Alagoas, que conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores 
de 8,62%, sendo de 13,03%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão (AT) e de 7,02%, 
em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão (BT). 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
12 Circulação de Mercadorias e Serviços. 
13 Programa de Integração Social (PIS) e Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PASEP). 
14 Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social. 
15 Mediante o documento SicNet nº 48581.000643/2021-00. 
16 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015652.pdf. 
17 Documento SicNet nº 48581.000642/2021-00.

14. 
A diferença de efeito para os consumidores conectados em alta tensão e baixa tensão se 
deve, em boa parte, pela forte pressão de custos alocados na Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição 
(TUSD), que impactam mais os consumidores da alta tensão, bem como o aumento da Conta de 
Desenvolvimento Energético (CDE) e dos custos de rede básica. Esse fator é potencializado em função da 
grande participação de consumidores livres no mercado da empresa, representando cerca de 17,5%. 
15. 
O efeito médio de 8,62% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A18 e de 
Parcela B19, comumente denominado “econômico”, contribuindo para o efeito médio em 19,84%; (ii) da 
inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, de -11,06%; e (iii) da retirada dos 
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação 
de -0,16%, conforme apresentado no Gráfico 1. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
18 A Parcela A incorpora os custos relacionados às atividades de transmissão e geração de energia elétrica, inclusive a geração 
própria, além dos encargos setoriais.  
19 A Parcela B incorpora os custos típicos da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes e compreende os 
custos diretamente gerenciáveis pela distribuidora. São custos próprios da atividade de distribuição que estão sujeitos ao 
controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela empresa, por exemplo, os custos operacionais, a remuneração do 
capital e a quota de reintegração.

16. 
Na Tabela 2 apresento 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. 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação  Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
1.456.041.735
      
27,4%
17,40%
67,4%
Encargos Setoriais
297.039.679
         
111,7%
8,70%
13,8%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.446.981
              
6,8%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
75.789.334
           
30,8%
0,99%
3,5%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
57.800.877
           
3,21%
2,7%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
72.213.954
           
4,01%
3,3%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
39.246.024
           
0,3%
0,01%
1,8%
PROINFA
32.128.987
           
36,9%
0,48%
1,5%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
17.413.522
           
-0,4%
0,00%
0,8%
Custos de Transmissão
301.519.297
         
57,0%
6,07%
14,0%
Rede Básica
255.331.111
         
76,2%
6,13%
11,8%
Rede Básica Fronteira
29.222.050
           
-18,1%
-0,36%
1,4%
Conexão
11.841.456
           
46,6%
0,21%
0,5%
Uso do sistema de distribuição e CCD
5.124.681
              
50,0%
0,09%
0,2%
Custos de Aquisição de Energia
829.857.998
         
5,9%
2,56%
38,4%
Receitas Irrecuperáveis
27.624.760
           
4,2%
0,06%
1,3%
PARCELA B
703.717.620
         
6,7%
2,45%
32,6%
IRT
2.159.759.354
      
19,84%
19,84%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(199.397.610)
        
-11,06%
CVA em processamento - Energia
90.626.138
           
5,03%
CVA em processamento -Transporte
71.071.320
           
3,94%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
6.943.436
              
0,39%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
71.901.993
           
3,99%
Neutralidade de Parcela A
28.212.837
           
1,57%
Sobrecontratação/exposição de energia
48.231.435
           
2,68%
Garantias financeiras  (CCEAR)
2.023.775
              
0,11%
Previsão de Risco Hidrológico
60.114.251
           
3,34%
Ajuste CUSD
418.542
                 
0,02%
Reversão do Risco Hidrológico
(55.884.785)
          
-3,10%
Reversão Conta-Covid 
(329.503.853)
        
-18,28%
Crédito de PIS/COFINS
(146.536.810)
        
-8,13%
Reperfilamento de custos RBSE
(33.898.997)
          
-1,88%
Diferimento - Rede Básica
(200.003.615)
        
-11,10%
Reversão para modicidade tarifária
(299.641)
                
-0,02%
Reconhecimento Postergação Tarifas 2020
24.752.078
           
1,37%
Reconhecimento de Diferimentos IRT 2020
168.027.646
         
9,32%
Diferença financeira Parcela B Dsp. 219/2021
(5.593.360)
            
-0,31%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-0,16%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,62%

17. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 67,4% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 17,40 pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, destaco, a seguir, os itens mais representativos. 
18. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 8,70%. 
Insta frisar que a partir de 2021, por meio da CDE, foi iniciado o pagamento do empréstimo destinado a 
receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, denominado 
CDE Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350, de 2020. Com isso, os efeitos referentes a 
parcela de CDE Conta-Covid alocada na Tarifa de Energia (TE) e na TUSD, são, respectivamente, de 4,01% 
e 3,21%. 
19. 
Os custos de Transmissão contribuíram para efeito médio de 6,07%. Sobre esse item, 
destaco a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de 2020, as quais 
aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de 
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST). 
20. 
Já os custos de Compra de Energia representaram variação tarifária de 2,56%. Contribuíram 
para essa variação: (i) o aumento do custo unitário de contratos de Energia Nova e Alternativa – 
modalidade CCEAR por disponibilidade, e (ii) as cotas da Lei nº 12.783, de 2013. No Gráfico 2 apresento 
as contribuições das diferentes modalidades de contratação.  
 
2,56%
-0,01%
1,49%
0,37%
0,26%
-0,14%
0,68%
-0,08%
Total
 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
 Proinfa

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
21. 
Em relação aos custos da Parcela B, esses representam 32,6% dos custos da Concessionária. 
O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 2,45% do total do efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores. 
22. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre maio de 2020 
e abril de 2021 do IPCA, de 6,91%, subtraída do Fator X, de -0,52%, o que totaliza 7,43%.  
23. 
Ainda sobre a Parcela B, a Portaria MME nº 483/GM, de 2021, nos termos da Lei nº 14.120, 
de 2021 (decorrente da conversão da Medida Provisória nº 998, de 2020) autorizou o pagamento à 
Equatorial Alagoas, com recursos da RGR, dos valores não depreciados dos ativos de distribuição 
classificados como Sobras Físicas, em virtude do processo de desestatização e com vistas à modicidade 
tarifária.  
24. 
Nesse contexto, foram realizados os ajustes econômicos e financeiros estabelecidos no 
Despacho ANEEL nº 21920, de 2 de fevereiro de 2021, e a Parcela B foi ajustada para considerar os efeitos 
econômicos de redução de 0,807%, com impacto no efeito médio de -0,29%; e efeitos financeiros de -
0,31%, totalizando uma redução de -0,61% no efeito médio ao consumidor. 
25. 
Quanto aos componentes financeiros21 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -11,06% no atual reajuste da Equatorial Alagoas, conforme indicado 
na Tabela 3. 
 
 
 
20 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp2021219.pdf.  
21 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.

Tabela 3 – Componentes Financeiros. 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
26. 
O financeiro mais relevante no processo foi a recomposição dos diferimentos referentes à 
Revisão Tarifária Extraordinária de 2020, com impacto de 9,32%.  
27. 
Outro item com impacto positivo foi a Compensação de Variação de Valores (CVA) em 
processamento – Energia, com efeito de 5,03%, em decorrência da diferença entre a cobertura concedida 
no último processo tarifário e os custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela Equatorial 
Alagoas.  
28. 
Acrescenta-se, ainda, que o financeiro de CVA em processamento – Transporte apresentou 
efeito de 3,94% decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) 
consideradas para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST efetivamente pagas, estabelecidas 
na Resolução Homologatória nº 2.726, de 2020. 
29. 
Finalmente, outra parcela nos componentes financeiros é a de CVA Saldo a Compensar, 
com impacto de 3,99%, em decorrência de efeitos retroativos de CVA das competências relativas aos anos 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
90.626.138
       
5,03%
CVA em processamento -Transporte
71.071.320
       
3,94%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
6.943.436
          
0,39%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
71.901.993
       
3,99%
Neutralidade de Parcela A
28.212.837
       
1,57%
Sobrecontratação/exposição de energia
48.231.435
       
2,68%
Garantias financeiras  (CCEAR)
2.023.775
          
0,11%
Previsão de Risco Hidrológico
60.114.251
       
3,34%
Ajuste CUSD
418.542
             
0,02%
Reversão do Risco Hidrológico
(55.884.785)
      
-3,10%
Reversão Conta-Covid 
(329.503.853)
    
-18,28%
Crédito de PIS/COFINS
(146.536.810)
    
-8,13%
Reperfilamento de custos RBSE
(33.898.997)
      
-1,88%
Diferimento - Rede Básica
(200.003.615)
    
-11,10%
Reversão para modicidade tarifária
(299.641)
            
-0,02%
Reconhecimento Postergação Tarifas 2020
24.752.078
       
1,37%
Reconhecimento de Diferimentos IRT 2020
168.027.646
     
9,32%
Diferença financeira Parcela B Dsp. 219/2021
(5.593.360)
        
-0,31%
Total
(199.397.610)
    
-11,06%

de 2018 e 2019, nos termos do Despacho ANEEL nº 2.32422, de 11 de agosto de 2020. Em oportuno, por 
ser financeiro extraordinário, seu impacto finda neste reajuste. 
30. 
Importante ressaltar que, diante do cenário socioeconômico decorrente da pandemia de 
Covid, foram adotados mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário. Esses mecanismos estão 
incorporados ao processo tarifário na forma de componentes financeiros negativos, conforme detalhado 
na Nota Técnica nº 79/2021-SGT/ANEEL e resumido a seguir. 
a) Reversão dos recursos da Conta-Covid: consiste na reversão dos montantes 
equivalentes à totalidade dos valores recebidos da Conta-Covid pela Equatorial Alagoas, devidamente 
atualizados pela SELIC, correspondentes aos itens previstos nos §1º e §2º do art. 5º da Resolução 
Normativa nº 885, de 2020, totalizando um impacto de -18,28%.  
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente (RBSE): esse componente 
financeiro está associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, 
relacionado a remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de 
2017, que, segundo parecer da Procuradoria Federal junto à Aneel, deve ser atualizado pela taxa referente 
ao custo de capital próprio até 1º de julho de 2020 e incorporada à RAP das transmissoras a partir do ciclo 
2020/2021, pelo prazo de oito anos. De acordo com a SGT, “considerando que durante os ciclos de 
2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos associados não continham a remuneração nos termos da Portaria 
nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi calculado o saldo devedor desse componente, constituído 
pelo custo de capital remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (1º 
de julho de 2020), descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de 
constituição da dívida”. Dessa forma, para este processo tarifário, foi calculado um componente 
financeiro negativo para a Equatorial Alagoas, no valor de R$ 33.898.997 (trinta e três milhões oitocentos 
e noventa e oito mil e novecentos e noventa e sete reais), equivalente ao montante de redução dos custos 
de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao patamar de custos de transmissão vigentes que, 
por força do Contrato de Concessão, compõem a cobertura econômica nos processos tarifários de 
 
 
22 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp20202324ti.pdf.

distribuição. Esse componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 1,88%. 
c) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 414/2010): também 
contribuíram para a mitigação do efeito tarifário os valores a serem revertidos à modicidade tarifária, 
associados à Resolução Normativa nº 41423, de 9 de setembro de 2010. Esses valores são referentes a 
recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados entre 
distribuidora e seus consumidores, previsto no §3º do art. 70-A da Resolução Normativa nº 414, de 2010; 
e (ii) aos créditos que, após 60 (sessenta) meses da data do faturamento, não puderem ser restituídos ao 
consumidor, previstos no §7º do art. 88 da Resolução Normativa nº 414, de 2010; cujo volume informado 
e contabilizado pela distribuidora representa R$ 299.641 (duzentos e noventa e nove mil e seiscentos e 
quarenta e um reais), contribuindo o efeito em -0,02%. Vale ressaltar que os valores informados pela 
concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos 
tarifários. 
d) Créditos de PIS/COFINS: os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais em que se 
questiona a incidência sobre ICMS ainda serão matéria de regulamentação específica pela ANEEL, no 
âmbito da Consulta Pública nº 005/202124. No entanto, o Despacho nº 36125, de 9 de fevereiro de 2021, 
autorizou o uso antecipado desses recursos antes da conclusão da consulta pública, limitado a 20% do 
valor total de potencial crédito associado às ações judiciais. Isso posto, a Distribuidora26 solicitou a 
aplicação de R$ 146.536.810 (cento e quarenta e seis milhões quinhentos e trinta e seis mil e oitocentos 
e dez reais), com impacto estimado de -8,13%. 
e) Diferimento de Parcela A. Adicionalmente, a fim de amenizar o efeito do reajuste, a 
Equatorial Alagoas propôs diferimento de R$ 200.003.615 (duzentos milhões três mil e seiscentos e quinze 
reais) de Parcela A, na componente de Rede Básica, cujo impacto representa um redutor de 11,10% nas 
tarifas. Tal valor deverá ser revertido à distribuidora no processo tarifário subsequente, devidamente 
 
 
23 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2010414.pdf. 
24 Disponível em https://www.aneel.gov.br/consultas-publicas. 
25 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp2021361.pdf. 
26 Conforme declarado na Carta C. E. REG 18/2021, de 15 de abril de 2021, documento SicNet nº 48513.010206/2021-00.

atualizado pela SELIC. 
31. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem27 e com tributos28), 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. 
 
 
 
27 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. 
28 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,5% para o ICMS e de 5,6% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 26,1% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 35,4% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de 
cálculo. 
Custo de       
Distribuição
32,6%
Custo de            
Energia
38,4%
Custo de     
Transmissão
14,0%
Receitas 
Irrecuperáveis
1,3%
PROINFA 1,5%
CDE
9,5%
ESS/EER 1,8%
Outros 0,9%
Enc Setoriais
13,8%

Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
32. 
Ainda, no Gráfico 5 apresento a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos 
últimos 10 anos (84,44%) e as variações do IGP-M (122,51%) e do IPCA (71,91%) no mesmo período, 
conforme demonstrado. 
 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
33. 
Por fim, na Tabela 4 apresento o valor mensal a ser repassado pela Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) à distribuidora no período de competência de maio/2021 a 
Custo de       
Distribuição; 
24,1%
Custo de            
Energia; 
28,4%
Custo de     
Transmissão
10,3%
Encargos          
Setoriais; 
10,2%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,9%
ICMS; 
20,5%
PIS/COFINS;
5,6%
Tributos; 
26,1%

abril/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 maio/2020 a abril/2021.  
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
III. DIREITO 
34. 
O encaminhamento proposto está fundamentado nos seguintes dispositivos legais e 
normativos: (i) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; (iii) Lei 
nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; (iv) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; (v) Decreto nº 7.945, 
de 7 de março de 2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica 
nº 002/2019-ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
35. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005031/2020-02, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Equatorial Alagoas 
Distribuidora de Energia S.A. (Equatorial Alagoas), a vigorar a partir de 3 de maio de 
2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 8,62%, 
sendo 13,03% para os consumidores em alta tensão e 7,02% 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 Equatorial Alagoas;

c) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso exclusivo; e 
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 
Equatorial Alagoas, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
 
Brasília, 27 de abril de 2021. 
 
(Assinado digitalmente) 
ELISA BASTOS SILVA 
Diretora