REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2927/2021
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 Elektro Eletricidade e Serviços S.A - Elektro.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-08-27
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005021/2020-69
INTERESSADOS: Elektro Eletricidade e Serviços S.A. - Elektro
RELATOR: Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Elektro Eletricidade e Serviços S.A. - Elektro, a vigorar a
partir de 27 de agosto de 2021.
I. RELATÓRIO
A Elektro Eletricidade e Serviços S.A. - Elektro é concessionária1 do serviço público de
distribuição de energia elétrica e atende cerca de 2,8 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo
de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 7,2 bilhões.
2. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL) aprovou a Resolução Normativa nº 8852, que regulamentou o Decreto nº 10.3503, de 18 de maio
de 2020, o qual criou a Conta-Covid, destinada a captar recursos para as distribuidoras com vistas ao
enfrentamento do estado de calamidade pública4, a fim de manter a sustentabilidade do setor elétrico e
conter aumentos tarifários durante a pandemia.
3. Em 25 de agosto de 2020, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual de 2020 da ELEKTRO,
conforme Resolução Homologatória – REH no 2.762/2020, por meio da qual as tarifas foram, em média,
reajustadas em 5,36%.
4. O Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021 da ELEKTRO ocorre em momento de pressão
tarifária, com indicadores inflacionários atingindo patamares elevados e condições desfavoráveis para a
geração hídrica.
5. 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 o
aumento tarifário. O objetivo é preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por
consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 187/1998-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.

6. Nesse contexto, por meio da Carta CT/R/105, de 20 de agosto de 2021, a Elektro solicitou
2 tratamentos mitigadores do aumento tarifário:
a) antecipação da reversão da receita de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de
Reativos (UDER);
b) antecipação do uso de parte dos créditos a compensar de PIS/COFINS, cobrados sobre
ICMS.
7. Em 17 de agosto de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou ao
Conselho de Consumidores da ELEKTRO as planilhas de cálculo do reajuste, conforme dispõe a Resolução
Normativa nº 6525, de 17 de março de 2015.
8. Por intermédio da Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL6, de 23 de agosto de 2021, a SGT
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021 da ELEKTRO.
9. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
10. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ELEKTRO conduz ao efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 11,49%, sendo de 8,84%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 12,89%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1. Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 8,84%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 12,89%
Efeito Médio AT+BT 11,49%
11. O efeito médio de 11,49% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 8,61% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a um impacto de 1,73%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 1,15%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
5 Disponível em
6 Documento SicNet nº 48581.001301/2021-00.

Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente
11,49%
8,33%
1,94%
1,45% 1,73%
1,15%
-3,11%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
12. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio

Tabela 2. Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação Participação

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 5.326.092.399 5.346.099.912 | 0,4% | 0,28% | 68,7% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1.275.021.465 1.413.911.316 | 10,9% | 1,94% | 18,2% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 7.850.197 | 10.443.289 | 33,0% | 0,04% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 944.263.223 | 850.048.069 | -10,0% | -1,32% | 10,9% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | - | 106.457.053 | 0,0% | 1,49% | 1,4% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 0 | 137.439.511 | - | 1,92% | 1,8% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 126.249.539 | 90.722.304 | -28,1% | -0,50% | 1,2% |
| PROINFA | 134.500.174 | 151.633.669 | 12,7% | 0,24% | 1,9% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 61.919.770 | 66.914.520 | 8,1% | 0,07% | 0,9% |
| ONS | 238.562 | 252.901 | 6,0% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 1.255.916.705 1.032.867.591 | -17,8% | -3,11% | 13,3% |  |
| Rede Básica | 511.970.559 | 481.097.580 | -6,0% | -0,43% | 6,2% |
| Rede Básica Fronteira | 489.816.694 | 355.630.524 | -27,4% | -1,87% | 4,6% |
| Rede Básica ONS (A2) | 9.819.041 | 8.421.991 | -14,2% | -0,02% | 0,1% |
| MUST Itaipu | 59.692.261 | 52.295.941 | -12,4% | -0,10% | 0,7% |
| Transporte de Itaipu | 81.133.580 | 50.808.638 | -37,4% | -0,42% | 0,7% |
| Conexão | 76.020.778 | 51.676.095 | -32,0% | -0,34% | 0,7% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 27.463.792 | 32.936.821 | 19,9% | 0,08% | 0,4% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.795.154.229 2.899.321.006 | 3,7% | 1,45% | 37,3% |  |
| PARCELA B | 1.835.993.574 2.432.461.575 | 32,5% | 8,33% | 31,3% |  |
| IRT | 7.162.085.973 7.778.561.487 | 8,61% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 134.350.899 | 1,73% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 421.416.420 | 5,44% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 131.422.794 | 1,70% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 108.037.464 | 1,39% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (16.055.692) | -0,21% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (85.727.076) | -1,11% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (18.082.141) | -0,23% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.247.797 | 0,02% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 383.138.851 | 4,94% |  |  |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 437.024 | 0,01% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 3.844.407 | 0,05% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (179.901) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (287.746.041) | -3,71% |  |  |  |
| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (33.650.805) | -0,43% |  |  |  |
| Modicidade Tarifária (Créditos PIS/COFINS sobre ICMS) | (273.000.000) | -3,52% |  |  |  |
| Modicidade Tarifária (UDER) | (153.336.014) | -1,98% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (54.499.672) | -0,70% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (34.804.554) | -0,45% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 129.799.068 | 1,67% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (141.725.102) | -1,83% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | 9.604.697 | 0,12% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | 16.431.020 | 0,21% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A (Conta Covid) | 27.778.353 | 0,36% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,15%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 11,49%
13. Como se observa na tabela acima, os custos da Parcela A representa 68,7% dos custos da
Concessionária. O incremento desses custos foi responsável por 0,28% na composição do índice de
reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos.

14. Os encargos setoriais variaram em 10,9% em relação ao processo tarifário anterior,
correspondendo a um efeito médio de 1,94%. 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 1,92%
e 1,49%, respectivamente.
15. Os custos de transmissão tiveram uma variação de -17,8%, correspondendo a um efeito de
-3,11%. Destaca-se o reflexo redutor da tarifa devido ao 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.
16. 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.
17. Já as variações dos custos de compra de energia conduziram ao efeito tarifário de 1,45%,
como indicado no Gráfico 2. Destaca-se a atualização dos preços dos contratos de energia no ambiente
regulado (CCEARs), que colaborou para incremento observado, enquanto os preços e o montante de
energia proveniente de Itaipu contribuíram para reduzir o efeito geral.
Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia.
1,45%
0,80%
0,44% 0,48%
0,44%
0,02%
-0,12% -0,12%
-0,48%

Total CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Proinfa
Existente Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP DSP QTD
18. A Parcela B representou 31,3% dos custos da Concessionária, com impacto de 8,33% do
total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. Para a atualização da Parcela B, considerou-se

a variação acumulada, entre agosto de 2020 e julho de 2021, do IGP-M, de 33,83%, subtraída do Fator X,
de 1,34%.
19. No cálculo do Fator X de 1,34%, foram considerados os componentes Pd e T definidos na
última Revisão Tarifária da ELEKTRO, de 1,04% e -0,08%, respectivamente. Já o valor componente Q do
Fator X aplicado na atualização da Parcela B foi de 0,38%.
financeiros7

20. Quanto aos componentes a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em 1,73% no atual reajuste da ELEKTRO.
21. O item financeiro que mais impactou na elevação da tarifa foi a CVA em processamento –
Energia, com efeito de 5,44%, em decorrência do risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas
e pelo efeito disponibilidade de CCEAR-D (+3,52%) e ainda pelo impacto da diferença entre o preço de
Itaipu e a cobertura concedida (+1,20%).
22. Importante reiterar os mecanismos adotados para mitigar o aumento tarifário, mediante a
adoção, no presente processo, de decisões que acarretam componentes financeiros negativos, expostos
resumidamente 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 -0,97%. Ressalta-se que o valor considerado neste reajuste equivale ao saldo remanescente
não revertido no processo de 2020.
b) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN n.º 414/2010): valores a serem
revertidos à modicidade tarifária, associados à Resolução Normativa n.º 4148, de 9 de setembro de 2010,
referentes aos recursos recebidos pela Distribuidora associados aos créditos que, após 60 (sessenta)
meses da data do faturamento, não puderem ser restituídos ao consumidor, previstos no §7º do art. 88
da REN n.º 414/2010, contribuindo para redução do efeito em -0,43%. Vale ressaltar que os valores foram
informados pela concessionária e passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos
próximos processos tarifários.
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
7 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.
8 Disponível em

componente financeiro negativo, que contribuiu com uma redução tarifária de -1,98%. 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) Antecipação dos créditos de PIS/COFINS cobrados sobre ICMS
23. A Elektro, na Carta encaminhada à ANEEL em 20 de agosto de 2021, relatou que ingressara
na justiça em novembro de 2017, questionando a incidência do PIS/COFINS sobre o ICMS nas contas de
energia. Em que pese a ação ainda não ter transitado em julgado, há decisão favorável do Supremo
Tribunal Federal sobre a matéria.
24. A Concessionária estima R$ 530 milhões em créditos a serem revertidos ao consumidor,
assim que a decisão transitar em julgado e a Receita Federal habilitar o montante. Segundo a Elektro,
essas etapas devem estar cumpridas em 6 meses e, assim, propôs a antecipação, neste ciclo tarifário, de
R$ 273 milhões em crédito, acarretando o impacto redutor de 3,52% nas tarifas.
25. A Distribuidora solicitou que, na eventualidade de a compensação dos créditos ser
interrompida, suspensa, revista ou, de qualquer forma, obstada, o montante antecipado seja revertido ao
caixa no processo tarifário subsequente, garantindo o equilíbrio financeiro do Contrato de Concessão.
26. Importante ressaltar que a garantia do equilíbrio econômico-financeiro da Concessão é
fundamento da política tarifária, materializada nos Arts. 9º, 10 e 11 da Lei nº 8.987/1995. Sem se afastar
desse princípio, a ANEEL deve regulamentar, consoante a Consulta Pública 05/2021, a Norma de
operacionalização da devolução aos consumidores dos créditos originários de decisão judicial favorável à
exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/Pasep e da Cofins.
27. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem9 e com tributos10), 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.
9 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.
10
Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 22,7% para o ICMS e de 3,3% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 26,0% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 35,2% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

Gráfico 3. Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Encargos
Custo de
Setoriais
Transmissão 18,2%
13,3%
Custo de
Custo de Distribuição
31,3%
Energia
37,3%
Gráfico 4. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual – Com tributos
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
10,0% 13,7%
ICMS
19,2%
Custo de
Energia
28,0%
Tributos
24,8%
PIS/COFINS
Custo de 5,6%
Distribuição
23,5%
28. Merece destaque a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos (83,0%), comparada com a variação do IGP-M (133,7%) e do IPCA (75,2%) no mesmo período,
conforme demonstrado no Gráfico 5.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
622,58
601,79
510,41 555,05
531,87
506,16
447,89 487,94
442,38
423,27
352,17
340,29
311,88
287,13
Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Revisão
2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021

Gráfico 5. Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
III Subvenção CDE - Descontos Tarifários
29. A Tabela 3 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período
de competência de agosto/2021 a julho/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
agosto/2020 a julho/2021.
Tabela 3. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 3.769.526 | 24.842.915 | 28.612.441 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | (520.469) | 2.476.282 | 1.955.813 |
| Subsídio Distribuição | 107.933 | 84.775 | 192.708 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (66.367) | 1.438.693 | 1.372.325 |
| Subsídio Rural | 621.178 | 5.188.075 | 5.809.253 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 509.223 | 2.210.254 | 2.719.477 |
| Total | 4.421.023 | 36.240.994 | 40.662.016 |

IV DIREITO
30. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
i) Lei nº 9.427, de 26/12/1996;
ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002;
iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009;
iv) Decreto nº 7.246, de 28/7/2010;
v) Decreto nº 7.945, de 7/3/2013; e
vi) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica
nº 187/1998-ANEEL.
V DISPOSITIVO
31. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005021/2020-69, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ELEKTRO Distribuidora de
Energia S.A., a vigorar a partir de 27 de agosto de 2021, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 11,49%, sendo 8,84% para os consumidores em alta
tensão e 12,89% 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 ELEKTRO;

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 ELEKTRO, de
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 24 de agosto de 2021.
(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor