REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2859/2021
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 Companhia Energética do Ceará - Enel CE.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-04-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005025/2020-47.
INTERESSADOS: ENEL CE - Companhia Energética do Ceará.
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT.
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da ENEL CE - Companhia Energética do Ceará, a vigorar a
partir de 22 de abril de 2021.
I. RELATÓRIO
A Companhia Energética do Ceará (ENEL CE) é concessionária 1 do serviço público de
distribuição de energia elétrica, sediada na cidade de Fortaleza-CE e atende a cerca de 3,8 milhões de
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual da ordem
de R$ 5 bilhões.
2. Em 14 de abril de 2020, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual (RTA) da ENEL CE, conforme
Resolução Homologatória nº 2.6762, por meio da qual as tarifas foram, em média, reajustadas em 3,94%.
Todavia, como parte de ações para a atenuação dos efeitos da pandemia de Covid-19, aquelas tarifas
tiveram sua vigência3 iniciada apenas em 1º de julho de 2020.
3. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL) aprovou a Resolução Normativa nº 8854, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 18 de maio
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 20 de março de 2020; regulamentou
a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; e dispôs sobre outras providências.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 001/1998-ANEEL, disponível em

2 Disponível em
3 Conforme previsto no artigo 12 da Resolução Homologatória nº 2.676, de 2020.
4 Disponível em

4. De modo a obter informações adicionais para o processo tarifário, as áreas técnicas
encaminharam em 31 de março e em 6 de abril de 2021 os Ofícios Circulares nº 08/2021SGT/SRD/SFF/ANEEL5 e nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL6, respectivamente.
recebi7
5. Em 12 de abril de 2021, representantes do Conselho de Consumidores da Enel
Distribuição Ceará (CONERGE), oportunidade na qual expliquei o empenho da Agência para a implantação
de ações regulatórias que pudessem mitigar significativos aumentos tarifários. O CONERGE, por sua vez,
apresentou sua análise do processo tarifário da ENEL CE e preocupação com o impacto do reajuste
tarifário na economia do Estado.
6. Na mesma semana, dia 15 de abril de 2021, participei8 de reunião com representantes da
ENEL CE, naquele momento, a Distribuidora apresentou sua avaliação do reajuste tarifário e os valores
propostos para a implementação das ações de contenção do aumento tarifário.
7. Tendo em vista o teor da decisão liminar proferida nos autos do Mandado de Segurança
1.0619,
distribuído sob o nº 1017482-26.2021.4.01.3400, mediante o Despacho de 16 de abril de 2021,
foram suspensos os efeitos do Despacho SRM/SGT nº 2.50810, de 27 de agosto de 2020, em face da ENEL
CE.
8. Em 16 de abril de 2021, após a consolidação das informações indispensáveis para o cálculo
do reajuste tarifário, a Superintendente de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou ao CONERGE as planilhas
finais de cálculo do processo tarifário.
5 Documento SicNet nº 48581.000515/2021-00.
6 Documento SicNet nº 48581.000531/2021-00.
7 Registro de reunião documento SicNet nº 48575.001606/2021-00.
8
Registro de reunião documento SicNet nº 48575.001617/2021-00.
9 Disponível em
10 Disponível em

9. Por meio das Cartas Enel CE nº 049-RB/202111 e nº 050-RB-202112,a ENEL CE solicitou a
ICMS13
antecipação da reversão dos valores oriundos de créditos decorrentes da exclusão do da base de
cálculo do PIS/PASEP14 e da COFINS15 e requereu diferimento de parte da sua receita de Parcela B.
71/2021-SGT/ANEEL16,

10. Por intermédio da Nota Técnica nº de 19 de abril de 2021, a SGT
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Concessionária.
11.
É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
12. Trata-se do Reajuste Tarifário Anual (RTA) da ENEL CE, a vigorar a partir de 22 de abril de
2020.
13. De acordo com o que exponho a seguir, encaminho o presente voto no sentido aprovar o
RTA da ENEL CE, que conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 8,95%,
sendo de 10,21%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão (AT) e de 8,54%, em média,
para os consumidores conectados na Baixa Tensão (BT).
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 10,21%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,54%
Efeito Médio AT+BT 8,95%
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
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 Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição
(TUSD), que impactam mais os consumidores da alta tensão, bem como pelo aumento da Conta de
Desenvolvimento Energético (CDE) e dos custos de rede básica.
11 Documento SicNet nº 48513.010405/2021-00.
12 Documento SicNet nº 48513.010529/2021-00.
13 Circulação de Mercadorias e Serviços.
14
Programa de Integração Social (PIS) e Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PASEP).
15 Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social.
16 Documento SicNet nº 48581.000617/2021-00.

15. O efeito médio de 8,95% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A17 e de
B18,
Parcela comumente denominado "econômico", contribuindo para o efeito médio em 24,07%; (ii) da
inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, de -10,53%; e (iii) da retirada dos
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação
de -4,59%, conforme apresentado no Gráfico 1.
10,44% 8,95%
5,91%
4,57%
3,15%
-4,59%
-10,53%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
16. Na Tabela 2 apresento os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
17 A Parcela A incorpora os custos relacionados às atividades de transmissão e geração de energia elétrica, inclusive a geração
própria, além dos encargos setoriais.
18 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.

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] | 3.272.200.073 3.960.390.764 | 21,0% | 13,63% | 63,2% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 439.973.610 | 670.797.984 | 52,5% | 4,57% | 10,7% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 6.931.772 | 9.034.444 | 30,3% | 0,04% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 198.447.009 | 226.092.115 | 13,9% | 0,55% | 3,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 0 | 80.669.871 | 100,0% | 1,60% | 1,3% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 0 | 98.580.575 | 100,0% | 1,95% | 1,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 103.610.793 | 103.030.162 | -0,6% | -0,01% | 1,6% |
| PROINFA | 80.420.305 | 100.222.793 | 24,6% | 0,39% | 1,6% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 50.371.345 | 52.932.409 | 5,1% | 0,05% | 0,8% |
| ONS | 192.385 | 235.616 | 22,5% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 317.930.600 | 476.742.210 | 50,0% | 3,15% | 7,6% |
| Rede Básica | 221.886.169 | 338.043.293 | 52,3% | 2,30% | 5,4% |
| Rede Básica Fronteira | 66.288.953 | 94.323.476 | 42,3% | 0,56% | 1,5% |
| Conexão | 29.755.479 | 44.375.442 | 49,1% | 0,29% | 0,7% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.514.295.864 2.812.850.569 | 11,9% | 5,91% | 44,9% |  |
| PARCELA B | 1.777.317.863 2.304.543.823 | 29,7% | 10,44% | 36,8% |  |
| IRT | 5.049.517.936 6.264.934.587 | 24,07% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | - 531.957.204 | -10,53% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 268.891.893 | 5,33% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 108.447.976 | 2,15% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.411.883 | 0,05% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 4.080.158 | 0,08% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 8.128.515 | 0,16% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 60.807.831 | 1,20% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.498.177 | 0,03% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 135.547.986 | 2,68% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (72.830) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (146.280.523) | -2,90% |  |  |  |
| ICMS não compesando na compra de energia | 15.384.188 | 0,30% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (78.666.911) | -1,56% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (47.592.164) | -0,94% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (7.423.317) | -0,15% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (181.129.790) | -3,59% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (15.243.495) | -0,30% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (92.089.798) | -1,82% |  |  |  |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (36.761.609) | -0,73% |  |  |  |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 30.715.144 | 0,61% |  |  |  |
| Devolução valores de Rede Basica Fronteira (Pendência Impeditiva) | (231.261) | 0,00% |  |  |  |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022-RB FR | (45.707.435) | -0,91% |  |  |  |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022-RB FR | (14.628.349) | -0,29% |  |  |  |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022- Conexão | (7.173.436) | -0,14% |  |  |  |
| Diferimento Parcela B | (53.000.000) | -1,05% |  |  |  |
| Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER | (54.088.313) | -1,07% |  |  |  |
| Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária - REN 376/2009 e 414/201 | (1.581.724) | -0,03% |  |  |  |
| Crédito PIS/COFINS | (386.200.000) | -7,65% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,59%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,95%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

17. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 63,2% dos custos da
13,63%
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, destaco, a seguir, os itens mais representativos.
18. O valor total dos Encargos Setoriais corresponde a um efeito tarifário médio de 4,57%. 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 neste processo,
decorrentes da parcela de CDE CONTA-COVID alocada na Tarifa de Energia (TE) e na TUSD, são,
respectivamente, de 1,95% e 1,60%.
19. Os custos de transmissão contribuíram para um efeito médio de 3,15%. 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 uma variação tarifária de 5,91%. As
contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser observadas no Gráfico 2.
5,91%
4,20%
0,90%

0,37% 0,28% 0,28%
0,00% 0,02%
-0,13%

Total CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Bilateral Proinfa
Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
QTD DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
21. Percebe-se a significativa contribuição do custo decorrente do contrato bilateral (impacto
de 4,20%). Sobre esse assunto, tive a oportunidade de conversar com a Federação das Indústrias do

Estado do Ceará (FIEC) e o CONERGE, quando as duas instituições questionaram os termos do referido
contrato bilateral. Dessa forma, passo a descrever as condições dessa contratação e minhas constatações
após as manifestações das demais partes interessadas.
22. Em síntese, a CGTF é titular de outorga para exploração da central geradora termelétrica
Fortaleza. Quando do desenho dos contratos associados à CGTF, havia o risco de racionamento de energia
e a necessidade de fomento da geração térmica a gás por meio do Programa Prioritário de
Termeletricidade (PPT19). Sob esse prisma, como usina termelétrica integrante do PPT, a CFGTF fez20 jus
à garantia: (i) do suprimento de gás natural; e (ii) do repasse à distribuidora de acordo com o valor
normativo21
definido pela ANEEL.
23. Por tais motivos, a CGTF possui contrato bilateral de suprimento de gás natural junto à
contrato22,
Petrobras e a garantia de repasse à ENEL CE, mediante também, bilateral de compra e venda
de energia.
43323,

24. Ainda, a Resolução Normativa Aneel nº de 19 de outubro de 2001, que autorizou o
funcionamento da térmica, submeteu a usina aos despachos do Operador Nacional do Sistema (ONS), os
quais seguem a ordem de mérito econômico, ou seja, primeiro despachar a fonte mais barata disponível.
25. Nesse contexto, sempre que a usina termelétrica não é despachada de acordo com a ordem
de mérito econômico, o gerador fica exposto negativamente à liquidação da energia no Mercado de Curto
19 O PPT foi instituído pelo Decreto nº 3.371, de 24 de fevereiro de 2000, com o objetivo de atrair investimentos para
diversificar a matriz energética e garantir segurança para o sistema.
20 De acordo com o art. 2º do Decreto nº 3.371, de 2000:
Art. 2º As usinas termelétricas, integrantes do Programa Prioritário de Termeletricidade, farão jus às seguintes prerrogativas:
I - garantia de suprimento de gás natural, pelo prazo de até vinte anos, de acordo com as regras a serem estabelecidas pelo Ministério de
Minas e Energia;
II - garantia da aplicação do valor normativo à distribuidora de energia elétrica, por um período de até vinte anos, de acordo com a
regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica -ANEEL;
III - garantia pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES de acesso ao Programa de Apoio Financeiro a
Investimentos Prioritários no Setor Elétrico.
21
Conforme Resolução Normativa nº 248, de 6 de maio de 2002:
Art. 2º O custo da compra de energia elétrica, a ser considerado nos reajustes previstos nos Contratos de Concessão, será obtido de acordo
com a seguinte fórmula:
(...)
VNC = valor normativo definido pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL para valoração das compras de curto prazo, nas
condições vigentes na data do reajuste em processamento e na data do reajuste anterior, expresso em R$/MWh;
22 Firmado em 31 de agosto de 2001 entre a COELCE (atual ENEL CE) e a CGTF.
23 Disponível em

Prazo (MCP), visto que a entrega da energia é simbólica e, como para os demais geradores, pode ser
entregue por aqueles de menor custo, conforme despacho econômico. Ocorre que, atualmente, o Preço
de Liquidação das Diferenças (PLD) apresenta um valor inferior ao valor normativo pago pela ENEL CE,
sendo a origem dos questionamentos dos representantes dos consumidores.
26. Vale acentuar que o preço do contrato bilateral é corrigido pela variação do Índice Geral
de Preços do Mercado (IGP-M), do gás natural e do dólar, sendo um valor significativo na parcela de
compra de energia da ENEL CE.
27. Cumpre observar, preliminarmente, que o tema já foi motivo de recente análise da
Diretoria Colegiada, no âmbito do recurso24 interposto pela ENEL do Brasil S.A, detentora da concessão
da CGTF e da ENEL CE, com vistas ao restabelecimento de suprimento de gás natural da Petrobras à CGTF
e, subsidiariamente, à suspensão do contrato de compra e venda de energia celebrado entre a CGTF e a
ENEL Ceará, dentre outros pleitos.
28. Consta no voto do Diretor Sandoval de Araújo Feitosa Neto, relator da matéria, a negativa
para a suspensão do contrato bilateral entre CTGF e ENEL CE, uma vez que "na condição de Produtor
Independente de Energia Elétrica (PIE), a CGTF deve atender seus compromissos contratuais tanto a partir
de geração própria, quanto por meio de contratos com terceiros".
29. Naquela oportunidade, o pleito da ENEL Brasil foi indeferido25 e endereçada ação para
viabilizar acordo entre as partes. Entretanto, a ENEL Brasil indicou que a CGTF e a Petrobrás desistiram da
proposta de acordo apresentada à Agência, e, portanto, não mais subsistia interesse das partes em ter o
processo26
documento homologado pela ANEEL. Isso posto, o foi encerrado por perda de objeto. Por
conseguinte, em 2020, o contrato de fornecimento de gás foi retomado entre Petrobrás e CGTF.
30. De mesma sorte, o contrato bilateral entre a CGTF e a ENEL CE continua sendo exercido na
sua plenitude. Da mesma forma que garante à CGTF ao preço contratado, atualizado pela regra prevista
contratualmente, garante à ENEL CE e, por consequência, aos consumidores regulados, um limite de
24
Processo nº 48500.003992/2018-50.
25 Conforme Despacho nº 3.571, de 17 de dezembro de 2019.
26 Conforme Despacho nº 602, de 21 de fevereiro de 2020.

preços, uma proteção à excessiva exposição ao MCP. Essa é a lógica dos contratos de longo prazo que não
pode ser subvertida quando o PLD se encontra em patamar de preço inferior àquele contratado. Tal
sistemática está pactuada em uma infinidade de contratos por meio do qual se financia a expansão do
parque gerador e, em última instância, se assegura o suprimento energético, nos termos do modelo
preconizado por meio da Lei nº 10.84827, 15 de março de 2004.
31. O assunto também está sob análise do Tribunal de Contas da União, no âmbito dos Pedidos
de Reexame contra o Acórdão 2.752/2017-TCU-Plenário28. Em recente manifestação da Secretaria de
Infraestrutura de Energia Elétrica (SeinfraElétrica), constam conclusões29 que considero oportunas neste
processo de reajuste tarifário, passo a relatar duas delas. A primeira é sobre as usinas termelétricas serem
menos despachadas. Para a Secretaria, "considerando as condições vigentes à época do PPT, não há
irregularidade no fato de a CGTF ou outras térmicas gerarem montantes inferiores aos constantes dos
seus contratos nas situações de altas afluências." Já a segunda aborda "que o contrato da CGTF foi
confeccionado em consonância com as normas vigentes à época (...)". Em consonância com a egrégia
Corte de Contas, ressalto o valor do respeito aos contratos, bem primordial para um ambiente de negócios
atrativo que garanta o ingresso de investimentos em um setor notadamente intenso em capital, outro
pilar da Lei nº 10.848, de 2004.
32. Apesar das decisões já exaradas pela Diretoria Colegiada e da mais recente análise realizada
pela SeinfraElétrica, solicitei reunião técnica com a CGTF, oportunidade na qual as áreas técnicas 30
27 Disponível em http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2004-2006/2004/Lei/L10.848.htm
28 Processo do Tribunal de Contas da União que cuida de denúncia sobre possível falha na atuação da referida Agência,
relacionada a Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica firmado entre a Central Geradora Termelétrica Fortaleza S.A.
(CGTF) e a Companhia Energética do Ceará (Coelce).
29
De acordo com o documento TC 022.853/2009-8, exarado pela Secretaria de Infraestrutura de Energia Elétrica:
(...)
126. Ademais, esclareceu-se que o setor elétrico brasileiro foi projetado para que, em períodos de hidrologia favorável, as térmicas sejam
menos despachadas e vice-versa. Em razão disso, e considerando as condições vigentes à época do PPT, não há irregularidade no fato de a
CGTF ou outras térmicas gerarem montantes inferiores aos constantes dos seus contratos nas situações de altas afluências.
127. Ressaltou-se que forçar a CGTF a gerar, mesmo quando, na visão do ONS, existissem opções mais baratas para o sistema, não mudaria
o custo a ser repassado à Coelce, em função da modalidade contratual vigente, equivalente a um contrato por quantidade.
128. Destacou-se, ainda, que o contrato da CGTF foi confeccionado em consonância com as normas vigentes à época, e projetado para ser
atrativo, de modo a incentivar o surgimento de térmicas e reduzir a dependência do setor elétrico brasileiro em relação às hidrelétricas, em
um momento de racionamento.
30 Superintendências de Regulação Econômica e Estudos do Mercado (SRM), de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) e
de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG).

esclareceram a atual condição de operação da usina e não me reportaram indícios que justifiquem uma
ação específica da Agência.
33. Frente ao até aqui exposto, e dada as condições vigentes à época do PPT e do contrato
bilateral firmado entre as partes, não identifico indícios para discordar do procedimento adotado pela
área técnica para o contrato da CGTF, e, nesse sentido, acato o valor de reajuste calculado pela SGT para
os custos de compra de energia.
34. Assim, tudo somado, temos 4,57% (encargos setoriais) + 3,15% (transmissão) + 5,91%
(energia) que resultam em aumento decorrente dos custos da Parcela A de 13,63%.
35. No que se refere aos custos da Parcela B, esses representam 36,8% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 10,44% do total do efeito
médio a ser percebido pelos consumidores.
36. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2020 e
março de 2021 do IGP-M (de 31,10%), subtraída do Fator X (de 1,43%), o que totaliza 29,66%.
37. Dessa forma, o efeito econômico de aumento na Parcela A e na Parcela B é de 24,07%
(13,63% de Parcela A + 10,44% de Parcela B).
38. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem31 e com tributos32), 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.
31 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.
32 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,73% para o ICMS e de 2,91% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 26,64% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 36,31% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

Custo de
Custo de
Energia

44,9% Transmissão PROINFA
7,6% 1,6%
CDE
Encargos
6,5%
Setorias
10,7%
ESS/EER
1,6%
Custo de Outros
1,0%
Distribuição
36,8%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
5,6% 7,9%
Custo de
Energia ICMS
32,9% 23,7%
Tributos
26,6%
PIS/COFINS
Custo de
2,9%
Distribuição
27,0%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
39. Quanto aos componentes financeiros33 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -10,53% no atual reajuste da ENEL CE, conforme indicado na Tabela
3.
33 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.

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 268.891.893 | 5,33% |
| CVA em processamento -Transporte | 108.447.976 | 2,15% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.411.883 | 0,05% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 4.080.158 | 0,08% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 8.128.515 | 0,16% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 60.807.831 | 1,20% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.498.177 | 0,03% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 135.547.986 | 2,68% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (72.830) | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (146.280.523) | -2,90% |
| ICMS não compesando na compra de energia | 15.384.188 | 0,30% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (78.666.911) | -1,56% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (47.592.164) | -0,94% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (7.423.317) | -0,15% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (181.129.790) | -3,59% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (15.243.495) | -0,30% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (92.089.798) | -1,82% |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (36.761.609) | -0,73% |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 30.715.144 | 0,61% |
| Devolução valores de Rede Basica Fronteira (Pendência Impeditiva) | (231.261) | 0,00% |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022-RB | (45.707.435) | -0,91% |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022-RB FR | (14.628.349) | -0,29% |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022- Conexão | (7.173.436) | -0,14% |
| Diferimento Parcela B | (53.000.000) | -1,05% |
| Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER | (54.088.313) | -1,07% |
| Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária - REN 376/2009 e 414/2010 | (1.581.724) | -0,03% |
| Crédito PIS/COFINS | (386.200.000) | -7,65% |
| Total | (531.957.204) | -10,53% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
40. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a Compensação de
Variação de Valores (CVA) em Processamento – Energia, com efeito de 5,33%, especialmente impactada
pela diferença dos custos entre a cobertura tarifária e os efetivos pagamentos relacionados ao contrato
bilateral, CCGF34 e Usinas Repactuadas.
41. Outro item que impactou o reajuste com valor positivo foi a CVA em Processamento –
Transporte, com efeito de 2,15%, decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de
34
Contratos de Cotas de Garantia Física, associados à energia produzida pelas usinas cotistas, abarcadas pela Lei
nº12.783/2013, de 11 de janeiro de 2013.

Transmissão (TUST) considerados para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST efetivamente
pagas a partir de julho/2020, estabelecidas na Resolução Homologatória nº 2.726, de julho de 2020.
42. Já o resultado da liquidação do excedente/déficit de energia contratada pela
concessionária no mercado de curto prazo (Sobrecontratação/Exposição de energia), impactou o reajuste
em 1,20%.
35
43. Destaco que a Enel CE entrou com Mandado de Segurança contra a aplicação do
Despacho nº 2.508, de 2020, que estabeleceu os montantes de sobrecontratação involuntária para os
anos de 2016 e 2017. As determinações desse Mandado resultaram em um aumento no reajuste tarifário
de 1,12%36.
44. No Anexo II da Nota Técnica 71/2021-SGT/ANEEL consta o relatório completo de apuração
do Saldo CVA em Processamento e dos Resultados de Mercado de Curto Prazo considerados neste
processo tarifário. Nesse relatório é demonstrado que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,71% de
redução no reajuste.
45. Seguindo nesse tema, considero relevante reforçar que o cenário atual é de intensa pressão
tarifária, decorrente da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da Covid-19, com
indicadores inflacionários atingindo patamares elevados, significativa desvalorização do real frente ao
dólar, além de condições desfavoráveis para a geração hídrica verificadas em 2021 e uma realidade de
redução de consumo.
46. Nesse contexto, a ANEEL, em conjunto com o Poder Concedente e demais entidades
setoriais, e com base no diálogo com as empresas e associações, desenvolveu mecanismos para mitigar
parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com intuito de preservar a capacidade de
pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que
compõe o setor elétrico.
47. Tais mecanismos foram incorporados a este processo tarifário, os quais passo a descrever
35 Sob nº 1017482-26.2021.4.01.3400.
36 Que representa um acréscimo de R$ 56,8 milhões na tarifa.

de forma resumida, não obstante, maiores detalhes constam na Nota Técnica 71/2021-SGT/ANEEL.
48. Sobre a CONTA-COVID, os valores transferidos para a ENEL CE equivalem a totalidade dos
valores recebidos pela Distribuidora, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens
previstos nos §1º e §2º do art. 5º da Resolução Normativa nº 885, de 2020, totalizando um impacto de -
9,09%.
49. Por seu turno, o reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente (RBSE) é o
componente financeiro associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2020,
relacionado a remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de
2017, que, segundo parecer da Procuradoria37 da ANEEL, deve ser atualizada pela taxa referente ao custo
de capital próprio até 1º de julho de 2020 e incorporada à Receitas Anuais Permitidas (RAP) das
transmissoras a partir do ciclo 2020-2021.
50. A alternativa a ser adotada é o reperfilamento desses pagamentos no prazo de 8 (oito) anos
e de forma gradativa, assegurado o valor presente líquido da operação.
51. A partir desse tratamento e associado às estimativas de receitas previstas para o ciclo
2021/2022 e do mercado previsto nas bases de dados do ONS, foram calculadas tarifas e custos de
transmissão que se mostram inferiores aos valores atualmente vigentes, e representarão um alívio
tarifário a partir de julho de 2021, data a partir da qual serão efetivamente aplicadas.
52. Nesse contexto e tendo em vista o cenário de elevada pressão tarifária em 2021, de forma
excepcional, será antecipado o benefício dessa redução prevista dos custos de transmissão às
distribuidoras com data de aniversário contratual no primeiro semestre.
53. Do exposto, para este processo tarifário, foi calculado um componente financeiro negativo
para a ENEL CE no valor de R$ 67.509.220,93 (sessenta e sete milhões quinhentos e nove mil duzentos e
vinte reais e noventa e três centavos), 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 distribuição. Esse
37 Parecer da Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU, documento SicNet nº 48516.002928/2020-00.

componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 1,34%.
54. Já o financeiro extraordinário de reversão de receitas de Ultrapassagem de Demanda e
Excedente de Reativos (UDER) foi definido de acordo com disposto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do
PRORET, no qual consta que os valores de 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 terceiro 3º Ciclo de Revisão Tarifária das Concessionárias de Distribuição de
Energia Elétrica.
55. No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a pressão
tarifaria no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo de reajuste tarifário, considera-se a
antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última revisão tarifária da
concessionária e a competência mais recente disponível, conforme valores declarados pela
distribuidora38.
56. Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$
54.088.313,44 (cinquenta e quatro milhões oitenta e oito mil trezentos e treze reais e quarenta e quatro
centavos). Contribuindo para uma redução tarifária de 1,07%.
57. Cumpre destacar 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 e aqueles revertidos neste reajuste, garantindo à concessionária o
pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante antecipado.
58. Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores da chamada Reversão de
Receitas para a Modicidade Tarifária, que é referente aos recursos recebidos pela distribuidora
associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores,
previsto no § 3º Art. 70-A da Resolução Normativa nº 41439, de 9 de setembro de 2010; (ii) aos créditos
que não puderam ser devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no § 7º do Art. 88 da
Resolução Normativa nº 414, de 2010 e (iii) às multas aplicadas a consumidores livres, em função da
38 Em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, documento SicNet nº 48581.000531/2021-00.
39 Disponível em

rescisão, antes da data de fornecimento, do Contratos de Compra de Energia Regulada (CCER), conforme
37640,
Art. 9 da Resolução Normativa nº de 25 de agosto de 2009.
59. Sobre esse componente, o volume informado e contabilizado pela Distribuidora até
dezembro de 2020 representa R$1.581.724,05 (um milhão quinhentos e oitenta e um mil setecentos e
vinte e quatro reais e cinco centavos), contribuindo para a redução do efeito em 0,03%. Reforço que os
valores informados pela Concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação
nos próximos processos tarifários.
60. A antecipação da reversão dos valores oriundos de créditos decorrentes da exclusão do
ICMS da base de cálculo do PIS/PASEP e da COFINS foi considerada como componente financeiro negativo
extraordinário a ser compensado do montante total habilitado pela Receita Federal do Brasil, no valor de
R$ 386.200.000,00 (trezentos e oitenta e seis milhões e duzentos mil reais), contribuindo para a redução
do efeito em 7,65%.
61. Adicionalmente, a fim de amenizar um pouco mais o efeito nas tarifas, a ENEL CE propôs
também um diferimento de R$ 53.000.000,00 (cinquenta e três milhões) de parcela B, cujo impacto
representa 1,05%. Tal valor será revertido à distribuidora no processo tarifário subsequente, devidamente
atualizado pelo IPCA.
62. Um outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 71/2021-SGT/ANEEL, é
a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (46,5%) e as variações do IGPM (119,4%) e do IPCA (73,3%), no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
40 Disponível em

B1 - Residencial
IGPM
IPCA
588,78
546,45
529,49
492,45
475,27 473,69
417,96
401,99
391,22
363,81 359,22
298,15 308,21
Reajuste Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste

2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
63. 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 abril/2021 a março/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 abril/2020 a março/2021.
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE.

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 1.316.615 | 6.555.010 | 7.871.625 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 399.255 | 1.929.778 | 2.329.032 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (89.621) | 762.021 | 672.401 |
| Subsídio Rural | 206.642 | 5.728.138 | 5.934.780 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (189.270) | 4.945.543 | 4.756.273 |
| Total | 1.643.621 | 19.920.490 | 21.564.111 |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
IV. DIREITO
64. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos 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 001/1998ANEEL.
V. DISPOSITIVO
65. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005025/2020-47, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ENEL CE - Companhia
Energética do Ceará, a vigorar a partir de 22 de abril de 2020, que conduz ao efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 8,95%, sendo 10,21% para os
consumidores em alta tensão e 8,54% para os consumidores em baixa tensão;
b) estabelecer que o diferimento de Parcela B seja revertido à distribuidora no processo
tarifário subsequente, devidamente atualizado pelo IPCA.
c) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da ENEL CE;
d) estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e
e) 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 CE,
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 22 de abril de 2021.
(Assinado digitalmente)
ELISA BASTOS SILVA
Diretora