REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2890/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A - Eletropaulo.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-07-02
Autor: ANEEL

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VOTO
PROCESSO: 48500.005028/2020-81.
INTERESSADOS: ELETROPAULO - Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.
RELATORA: Elisa Bastos Silva.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT).
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da ELETROPAULO - Eletropaulo Metropolitana Eletricidade
de São Paulo S/A (Enel SP), a vigorar a partir de 4 de julho de 2021.
I – RELATÓRIO
1. A Enel SP é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende
cerca de 7,4 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa
faturamento anual da ordem de R$ 16,8 bilhões.
2. Em 30 de junho de 2020, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual de 2020 da ENEL SP,
conforme Resolução Homologatória – REH n.º 2.719/2020 onde as tarifas foram, em média, reajustadas
em 4,23%.
3. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica
8852, 10.3503,

(ANEEL) aprovou a Resolução Normativa nº que regulamentou o Decreto n.º de 18 de maio
de 2020, o qual criou a Conta-Covid, destinada a captar recursos para as distribuidoras com vistas ao
pública4,
enfrentamento do estado de calamidade 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 6/2021, realizada em 17 de fevereiro de 2021,
fui designada relatora do processo.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 192/1998-ANEEL.
2
Disponível em
3 Disponível em https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2020/decreto/d10350.htm.
4 Reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020.

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5. O Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021 da Enel SP ocorre em um momento de pressão
tarifária, decorrente da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da Covid, com
indicadores inflacionários atingindo patamares elevados, aliados a condições desfavoráveis para geração
hídrica verificadas em 2021 e à redução de consumo resultante do isolamento social.
6. 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.
7. Em 23 de junho de 2021, em reunião virtual com minha participação, meu gabinete e a
SGT, tendo como intuito amenizar os impactos tarifário deste reajuste, a Enel SP manifestou sua intenção
de diferimento da Parcela B, confirmado em e-mail para área técnica, em 25 de junho de 2021 e
formalizado por meio da Carta Enel SP 150-2021-RB, de 28 de junho de 2021.
8. Em 25 de junho de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou ao
Conselho de Consumidores da Enel SP as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa nº
6525, de 17 de março de 2015.
9. Por intermédio da Nota Técnica nº 146/2021-SGT/ANEEL6, de 28 de junho de 2021, a SGT
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021 da Enel SP.
10. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
11. Trata-se de Reajuste Tarifário Anual (RTA) da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de
São Paulo S/A (Enel SP), a vigorar a partir de 4 de julho de 2021. O referido RTA conduz a um efeito médio
nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 9,44%, sendo de 3,67%, em média, para os
consumidores conectados na Alta Tensão e de 11,38%, em média, para os consumidores conectados na
Baixa Tensão.
5 Disponível em
6 Documento SicNet nº 48581.001019/2021-00.

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Tabela 1. Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
12.
13.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
12. Primeiramente, vale destacar que a elevada diferença entre os efeitos na Alta Tensão e
Baixa Tensão pode ser explicada pelas variações de custo e pela estrutura de mercado da ENEL SP. Com
relação aos custos, temos alguns efeitos muito importantes:
I.
o forte aumento do fio B, em função do IGPM;
II.
a redução dos custos de rede básica, pelo reperfilamento dos custos de RBSE;
III.
o forte aumento dos custos de compra de energia (efeito primordialmente financeiro, pela saída de financeiros
negativos – Conta Covid – e substituição por financeiros positivos)
IV. inclusão da componente TE da CDE Covid (+380 milhões)
V. inclusão da componente TUSD de CDE Covid (+177 milhões)
VI. queda da CDE Uso (saída de financeiros maiores do que os que entraram)
13. Com este cenário acima descrito, podemos perceber que os maiores aumentos se
encontram nas componentes pagas em MWh. O mercado de Alta Tensão da ENEL SP é 60% livre, cujas
tarifas basicamente são Fio B e rede básica. O aumento da tarifa de fio B é menor do que a queda das
tarifas de rede básica, de modo que os consumidores livres estão percebendo uma redução tarifária.
14. Com relação à Baixa Tensão, temos forte aumento das componentes, como compra de
energia, CDE Covid TE, além de pagarem maiores valores de RB e fio B.
15. Pois bem.
16. O efeito médio de 9,44% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 11,41% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a uma redução de -1,81%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -0,17%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente

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Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
17. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio
Tabela 2. Itens de custo que conduziram ao efeito médio

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Participação Participação

DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 12.686.309.735 13.080.571.668 | 3,1% | 2,34% | 69,8% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 3.021.064.697 | 3.639.778.198 | 20,5% | 3,68% | 19,4% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 19.909.481 | 28.346.898 | 42,4% | 0,05% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 2.204.516.908 | 2.178.788.436 | -1,2% | -0,15% | 11,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | - | 176.920.602 | 0,0% | 1,05% | 0,9% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | - | 379.699.967 | 0,0% | 2,26% | 2,0% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 343.371.029 | 352.612.045 | 2,7% | 0,05% | 1,9% |
| PROINFA | 308.531.686 | 367.740.777 | 19,2% | 0,35% | 2,0% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 144.110.864 | 154.968.993 | 7,5% | 0,06% | 0,8% |
| ONS | 624.728 | 700.480 | 12,1% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 2.147.022.577 | 1.767.106.397 | -17,7% | -2,26% | 9,4% |
| Rede Básica | 1.286.472.328 | 1.133.097.735 | -11,9% | -0,91% | 6,0% |
| Rede Básica Fronteira | 330.839.314 | 213.686.255 | -35,4% | -0,70% | 1,1% |
| Rede Básica ONS (A2) | 849.618 | 797.113 | -6,2% | -0,00% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 179.184.679 | 150.753.162 | -15,9% | -0,17% | 0,8% |
| Transporte de Itaipu | 236.172.470 | 172.939.089 | -26,8% | -0,38% | 0,9% |
| Conexão | 104.080.202 | 84.485.126 | -18,8% | -0,12% | 0,5% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 9.423.965 | 11.347.917 | 20,4% | 0,01% | 0,1% |
| Custos de Aquisição de Energia | 7.518.222.461 | 7.673.687.073 | 2,1% | 0,92% | 40,9% |
| PARCELA B | 4.133.696.169 | 5.659.305.315 | 36,9% | 9,07% | 30,2% |
| IRT | 16.820.005.904 18.739.876.983 | 11,41% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (304.549.747) | -1,81% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 1.142.671.980 | 6,79% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 4.675.540 | 0,03% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 221.473.386 | 1,32% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 18.009.549 | 0,11% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 52.937.815 | 0,31% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Conta Covid | (34.137.107) | -0,20% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 114.108.950 | 0,68% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.561.561 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 832.641.815 | 4,95% |  |  |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 39.806 | 0,00% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 1.340.604 | 0,01% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 524.625 | 0,00% |  |  |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) | 39.806 | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (773.481.513) | -4,60% |  |  |  |
| Decreto 10.665/2021 - Financeiro de Saldo de Comercialização de Itaipu | (215.796.943) | -1,28% |  |  |  |
| Antecipação da reversão Ultrap. Demanda e Exced. Reativos | (164.258.042) | -0,98% |  |  |  |
| Créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 414) | (28.154.046) | -0,17% |  |  |  |
| Diferimento de Parcela B | (280.000.000) | -1,66% |  |  |  |
| Créditos de PIS/COFINS | (1.100.000.000) | -6,54% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | 179.458.752 | 1,07% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | 17.340.348 | 0,10% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (101.393.159) | -0,60% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (137.645.565) | -0,82% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (42.393.015) | -0,25% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (14.114.893) | -0,08% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -0,17%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,44%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

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18. Como se observa na tabela acima, os custos da Parcela A representam 69,8% dos custos da
Concessionária. O incremento desses custos foi responsável por 2,34% na composição do índice de
reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos.
19. Os encargos setoriais variaram em 20,5% em relação ao processo tarifário anterior,
correspondendo a um efeito médio de 3,68%. Destaca-se que a partir deste processo está ocorrendo a
inclusão de um novo componente do Encargo CDE, denominado CDE – Conta Covid, relacionado ao
pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto n.º 10.350/2020, destinado a
receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020. Com isso, os
efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na TE e na TUSD, são de 2,26%
e 1,05% respectivamente.
20. Os custos de transmissão tiveram uma variação de -17,7%, correspondendo a um efeito de
-2,26%. Destaca-se o reflexo do reperfilamento da remuneração dos ativos não depreciados referente a
Rede Básica de Sistema Existente (RBSE) nas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e as novas Receitas
Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão. Explica-se que a Lei nº 12.783/2013, dispôs sobre
a prorrogação das concessões de transmissão, facultando ao Poder Concedente a definição das diretrizes
para o reconhecimento tarifário da parcela dos investimentos vinculados aos bens reversíveis dessas
concessionárias. Para regulamentar e operacionalizar esse pagamento, o Ministério de Minas e Energia
emitiu a Portaria n.º 120/2016. Ato contínuo, a ANEEL publicou a REN n.º 762/2017, definindo os
procedimentos e critérios a serem utilizados no cálculo do custo de capital a ser adicionado à Receita
Anual Permitida (RAP) de cada concessionária de transmissão abrangida pela Lei n.º 12.783/2013.
21. Já as variações dos custos de compra de energia conduziram a um efeito tarifário de 0,92%,
como indicado no gráfico 2. Destaca-se o efeito positivo referente a atualização dos contratos de compra
de energia no ambiente regulado (CCEARs) e dos contratos de cotas de garantia física (CCGF); por outro
lado o preço da energia de Itaipu, a qual é indexada em dólar, cuja cotação de cobertura passou de
R$ 5,25/US$, no processo de 2020, para R$ 5,15/US$7, contribuiu para a redução tarifária.
7 A cotação utilizada é a referente ao valor médio, no período entre o 45º e 16º dia anterior ao DRP, das médias das cotações
de fechamento do dólar dos EUA para operações de venda no mercado interbancário (PTAX), divulgadas pelo Banco Central
do Brasil – Bacen, conforme preconizado no Submódulo 3.2 do Proret.

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Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia.
0,92%
0,86%
0,34%
0,33%
0,21%
0,05%
-0,19%
-0,67%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Proinfa
Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
22. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 30,2% dos custos da
Concessionária. Seu impacto foi de 9,07% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre julho de 2020 e junho de 2021,
do IGP-M, de 36,65%, subtraída do Fator X, de -0,25%.
23. No cálculo do Fator X de -0,25%, foram considerados os componentes Pd e T definidos na
última Revisão Tarifária da Enel SP, de 0,77% e -2,07%, respectivamente. Já o valor componente Q do
Fator X aplicado na atualização da Parcela B foi de 1,05%.
financeiros8

24. Quanto aos componentes a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -1,81% no atual reajuste da Enel SP.
25. O financeiro que mais impactou o processo, com valores positivos, foi a CVA em
Processamento – Energia, com efeito de 6,79%, em decorrência, principalmente, da diferença entre o
câmbio do dólar estimado para a cobertura de Itaipu no processo tarifário de 2020 e o câmbio
efetivamente realizado (impacto de 1,67%). Contribuiu ainda neste efeito o risco hidrológico de Itaipu,
CCGF e usinas repactuadas (impacto de 4,70%, já considerado as bandeiras tarifárias); informa-se que a
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.

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previsão de risco hidrológico considerado no processo tarifário de 2020 praticamente anulou este efeito
(impacto de -4,60%).
26. Em relação à Sobrecontratação/Exposição de energia, também consta a exposição e
sobrecontratação involuntária referentes aos anos de 2016 e 2017, contabilizando o valor total de R$
114.108.950,00 (cento e catorze milhões, cento e oito mil, novecentos e cinquenta reais) com impacto
tarifário de 0,68%. Insta frisar que R$ 113.245.337,57 (cento e treze milhões, duzentos e quarenta e cinco
mil, trezentos e trinta e sete reais, cinquenta e sete centavos) deste valor, referente aos anos de 2016 e
2017, está em discussão em âmbito recursal. Reitero, porém, que o fato desse valor já constar no âmbito
do presente processo tarifário não acarreta dano grave ou de difícil reparação para a Recorrente, uma vez
que tal valor poderá ser revertido nos processos tarifários futuros, em caso de eventual decisão definitiva
da Diretoria Colegiada favorável à Enel SP, não havendo, portanto, risco de irreversibilidade.
27. Importante ressaltar que, diante do cenário socioeconômico decorrente da pandemia de
Covid, foram adotados mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário. Esses mecanismos foram
incorporados ao presente processo tarifário na forma de componentes financeiros negativos, e estão
resumidos a seguir.
a. Reversão dos recursos da Conta-Covid: consiste na reversão dos montantes equivalentes à totalidade dos
valores recebidos da Conta-Covid, atualizados pela SELIC, correspondentes aos itens previstos nos §1º e §2º
do art. 5º da Resolução Normativa n.º 885, de 2020, totalizando um impacto de -0,59%. Ressalta-se que o
valor deste reajuste equivale ao saldo remanescente não revertido no processo de 2020.
b. Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN n.º 414/2010 e REN n.º 376/2009): valores a serem
revertidos à modicidade tarifária, associados à Resolução Normativa n.º 4149, de 9 de setembro de 2010 e
Resolução Normativa n.º 37610, de 25 de agosto de 2009. 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 e aos créditos que, após 60 (sessenta) meses da data do
faturamento, não puderem ser restituídos ao consumidor, previstos no §7º do art. 88 ambos da REN n.º
414/2010 e (ii) rescisão de CCER antes da data de início do período de fornecimento em face da desistência
do consumidor de retorno ao ACR, previsto no §2º do art. 9º da REN nº 376/2009; contribuindo para redução
do efeito em -0,17%. Vale ressaltar que os valores foram informados pela concessionária e passarão por
fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.
9
Disponível em
10 Disponível em

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c. Reversão Antecipada de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos – UDER:
conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de Ultrapassagem de Demanda e
Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não assinaram o aditivo contratual, devem ser
contabilizados e considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao
3CRTP, no entanto com o intuito de mitigar a pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste
processo tarifário, está sendo considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados
entre a última revisão tarifária da concessionária e competência mais recente disponível, conforme valores
declarados pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 06 de abril de
2021. Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, que contribuiu com uma redução
tarifária de -0,98%. Ressalta-se que na próxima revisão tarifária da concessionária, momento em que
ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto entre os valores de UDER
contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste reajuste,
garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante antecipado.
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
005/202111. No entanto, o Despacho nº 36112, de 9 de fevereiro de 2021, autorizou, em situações
excepcionais, 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, conforme declarado pela Enel SP, os
créditos habilitados são da ordem de R$ 5 bilhões, assim para este processo, a Enel SP solicitou a aplicação
de R$ 1,1 bilhão, o que representa um impacto de -6,54%. Dessa forma, será considerado neste reajuste
tarifário cerca de 22% do valor habilitado, sendo, portanto, superior ao estabelecido no Despacho nº 361, de
2021. Todavia, não identifico risco, uma vez que cerca de R$ 700 milhões já foram creditados pela
distribuidora até maio deste ano, sendo que os R$ 400 milhões restantes deverão ser creditados até
dezembro/2021.
e. Diferimento de Parcela B. Adicionalmente, a fim de amenizar o efeito do reajuste, a Enel SP propôs
diferimento de R$ 280 milhões de Parcela B, cujo impacto representa um redutor de 1,66% nas tarifas. Tal
valor será revertido à distribuidora nos processos tarifários subsequentes, devidamente atualizado.
28. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
(sem13 tributos14),

Distribuidora e com os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia
11 Disponível em
12 Disponível em
13 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.
14 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 21,5% para o ICMS e de 3,2% para o PIS/COFINS incidentes

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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
Encargos
Custo de
Setoriais
Transmissão 19,4%
9,4%
Custo de
Custo de Distribuição
30,2%
Energia
40,9%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Gráfico 4. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual – Com tributos
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
7,1% 14,6%
ICMS
21,5%
Custo de
Energia
30,8%
Tributos
24,7%
PIS/COFINS
Custo de
3,2%
Distribuição
22,7%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
29. Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária no período de 2012 a 2021 (104,2%) e as variações do IGP-M (121,7%) e do IPCA (65,7%)
no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
Gráfico 5. Evolução da tarifa B1-Residencial
sobre a fatura (total de 24,7% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 32,8% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

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Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
III - DIREITO
30. Sustentam a presente análise, os seguintes dispositivos técnicos, 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 162/1998-ANEEL.
IV – DISPOSITIVO
31. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005028/2020-81, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ELETROPAULO - Eletropaulo Metropolitana
Eletricidade de São Paulo S/A (Enel SP), a vigorar a partir de 04 de julho de 2021, que conduz ao efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 9,44%, sendo 3,67% para os consumidores em alta tensão
e 11,38% para os consumidores em baixa tensão;

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b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – TE aplicáveis
aos consumidores e usuários da ENEL SP;
c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como Demais
Instalações de Transmissão – DITs 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 Enel SP, de modo a custear os descontos
retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 29 de junho de 2021.
Elisa Bastos Silva
Diretora