REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2889/2021
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 Energisa Tocantins - Distribuidora de Energia S.A - ETO.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-07-02
Autor: ANEEL

23ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL
Brasília, 29/06/2021
VOTO
PROCESSO: 48500.005035/2020-82
INTERESSADOS: Energisa Tocantins – Distribuidora de Energia S.A.
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Energisa Tocantins Distribuidora de Energia S.A. - ETO, a
vigorar a partir de 04 de julho de 2021.
I. RELATÓRIO
A Energisa Tocantins – Distribuidora de Energia S.A. (ETO) é concessionária1 do serviço
público de distribuição de energia elétrica, sediada na cidade de Palmas/TO, e atende cerca de 624 mil
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$
1,37 bilhão.
2. Por meio da Resolução Homologatória (REH) nº 2720/2020, de 30 de junho de 2020, foi
homologada a Revisão Tarifária Periódica (RTP) da ETO, o que implicou em efeito tarifário médio de 7,17%,
com vigência a partir de 04 de julho de 2020.
3. No dia 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa
(REN) nº 885, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor
elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública (Conta-COVID).
4. Em 27 de fevereiro de 2021, o processo foi sorteado para minha relatoria.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº Erro! Fonte de referência não encontrada..

5. Em 22 de junho de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou ao
Conselho de Consumidores da ETO as planilhas de cálculo, conforme dispõe a REN nº 652, de 17 de março
de 2015. Posteriormente, em 24 de junho de 2021, foi enviada nova mensagem com atualização do
cômputo do reajuste tarifário.
6. Em 23 de junho de 2021, por meio da Nota Técnica nº 143/2021-SGT/ANEEL2, a SGT
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021 da Concessionária.
7. Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo
patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições desfavoráveis
para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, foram desenvolvidos pela
ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as
empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste
ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a
sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos foram
incorporados a esse processo tarifário e serão apresentados neste voto.
8. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
9. O Reajuste Tarifário Anual (RTA) da ETO conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 4,04%, sendo de 5,10%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 3,81%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. Destaco que
para os consumidores do subgrupo B1 (residenciais) o efeito médio a ser percebido será de 3,04%.
2 Documento SIC nº 48581.000997/2021-00.

Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 5,10%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 3,81%
Efeito Médio AT+BT 4,04%
10. A diferença do efeito médio entre os consumidores de alta e baixa tensão, se deve
principalmente à variação da Parcela B, que possui maior peso para o grupo de consumidores cativos.
11. O efeito médio de 4,04% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 8,00% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a uma redução de -2,22%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -1,74%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
4,04%
3,61%
2,77%
1,98%
0,01%
-0,38%
-1,74%
-2,22%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
12. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 711.329.218 | 771.470.710 | 8,5% | 4,39% | 52,1% |
| Encargos Setoriais | 96.120.382 | 123.332.340 | 28,3% | 1,98% | 8,3% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.642.019 | 2.850.350 | 7,9% | 0,02% | 0,2% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 41.507.561 | 47.595.688 | 14,7% | 0,44% | 3,2% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 9.656.876 | 0,0% | 0,70% | 0,7% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | - | 4.731.084 | 0,0% | 0,34% | 0,3% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 21.953.013 | 24.285.450 | 10,6% | 0,17% | 1,6% |
| PROINFA | 16.598.029 | 20.448.696 | 23,2% | 0,28% | 1,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 13.419.760 | 13.764.196 | 2,6% | 0,03% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 94.292.601 | 89.067.414 | -5,5% | -0,38% | 6,0% |
| Rede Básica | 70.472.085 | 64.647.585 | -8,3% | -0,42% | 4,4% |
| Rede Básica Fronteira | 19.660.586 | 19.124.198 | -2,7% | -0,04% | 1,3% |
| Rede Básica ONS (A2) | 198.362 | 275.601 | 38,9% | 0,01% | 0,0% |
| Conexão | 2.238.602 | 3.111.470 | 39,0% | 0,06% | 0,2% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 1.722.965 | 1.908.561 | 10,8% | 0,01% | 0,1% |
| Custos de Aquisição de Energia | 513.148.326 | 551.117.725 | 7,4% | 2,77% | 37,2% |
| Receitas Irrecuperáveis | 7.767.909 | 7.953.231 | 2,4% | 0,01% | 0,5% |
| PARCELA B | 660.039.873 | 709.574.391 | 7,5% | 3,61% | 47,9% |
| IRT | 1.371.369.090 | 1.481.045.101 | 8,0% | 8,00% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (30.488.636) | -2,22% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 29.635.403 | 2,16% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 5.542.859 | 0,40% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 17.038.126 | 1,24% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (363.432) | -0,03% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (1.035.213) | -0,08% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 3.832.788 | 0,28% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.032.951) | -0,08% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (34.871) | 0,00% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (35.161.607) | -2,56% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 462.315 | 0,03% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 42.163.016 | 3,07% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (36.919.919) | -2,69% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 1.031.588 | 0,08% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (5.048) | 0,00% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (97.654) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (10.123.047) | -0,74% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | 5.391.318 | 0,39% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (6.650.130) | -0,48% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (20.503.395) | -1,50% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (547.245) | -0,04% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (4.814.011) | -0,35% |  |  |  |
| Créditos REN 414/2010 e REN 376/2009 | (1.485.526) | -0,11% |  |  |  |
| Créditos de PIS/Cofins | (12.981.002) | -0,95% |  |  |  |
| Recálculo/Ajuste RTP 2020 | (3.975.952) | -0,29% |  |  |  |
| Financeiro de diferença de Tusd G - RTA 2020 | (394.845) | -0,03% |  |  |  |
| Ajuste do Encargo de Conexão Miracema - RTA 2020 | 539.798 | 0,04% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,74%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 4,04%
13. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 52,1% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 4,39% pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos.

14. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 1,98%.
Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid,
conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira
para alívio do caixa das distribuidoras em 2020.
15. Esta componente tem a maior contribuição de aumento dentre os encargos, sendo que os
efeitos referentes a CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid TUSD são, respectivamente, de 0,34% e 0,70%.
Por sua vez, a CDE – USO impactou o reajuste em 0,44%.
16. Os custos de Transmissão contribuíram para um efeito médio de -0,38%. Destaca-se que
foi considerada a previsão de redução dos custos de Rede Básica e Rede Básica Fronteira decorrente do
reperfilamento do pagamento dos financeiros associados à RBSE3, que permitiu um menor pagamento do
saldo devedor da respectiva componente financeira da RBSE nos ciclos tarifários de 2021-22 e 2022-23,
período em que se espera uma pressão tarifária maior, e um pagamento uniforme a partir do ciclo tarifário
2023-24 a 2027-28, quando se encerra o pagamento desta componente.
17. Já os custos de Compra de Energia representaram uma variação tarifária de 2,77%.
Contribuíram significativamente para essa variação (i) o aumento do custo unitário de contratos de
Energia Nova e Alternativa – modalidade CCEAR por disponibilidade e (ii) variação do custo unitário de
contratos bilaterais atualizados pelo IGPM. As contribuições das diferentes modalidades de contratação
podem ser visualizadas no gráfico abaixo:
3 A RBSE corresponde às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, sobre cujos ativos, conforme
Parecer da Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU (SIC 48516.002928/2020-00) de 18 de novembro de 2020, deve
incidir remuneração do custo de capital, tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, até
1º de julho de 2020. A diferença entre a remuneração indicada e a remuneração até então aplicada por força de decisões
judiciais liminares (IPCA), as quais foram cassadas, resultou em passivo financeiro o qual foi incorporado aos custos de
transmissão para o período entre julho de 2020 até julho de 2028. Com o reperfilamento dos custos associados à RBSE, o
pagamento desse passivo é reduzido no período entre julho de 2021 e julho de 2023, mediante a compensação nos anos
subsequentes.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
2,77%
1,21%
1,08%
0,37%
0,21%
0,12%
-0,01%
-0,10%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Bilateral Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013
18. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 47,9% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,61% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.
19. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre julho de 2020
e junho de 2021 do IPCA, de 8,28%, subtraída do Fator X, de -0,62%, o que totaliza 8,90%.
20. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem4 e com tributos 5), 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.
4 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.
5 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 22,8% para o ICMS e de 4,7% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total
de 27,5% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de
37,9% (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
Custo de Encargos
Transporte Setoriais
Custo de Receitas
6,0% 8,3%
Energia Irrecuperáveis
37,2%
0,5%
Custo de
Distribuição
47,9%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Custo de Transmissão Encargos Receitas
Setoriais

Custo de 4,5% Irrecuperáveis
Energia 6,1%
0,4%
26,9%
ICMS
22,8%
Tributos
27,5% PIS/COFINS
4,7%
Custo de
Distribuição
34,6%
financeiros6

21. Quanto aos componentes a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -2,22% no atual reajuste da ETO, conforme indicado na Tabela 3.
6 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 | 29.635.403 | 2,16% |
| CVA em processamento - Transporte | 5.542.859 | 0,40% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 17.038.126 | 1,24% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (363.432) | -0,03% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (1.035.213) | -0,08% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 3.832.788 | 0,28% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.032.951) | -0,08% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (34.871) | 0,00% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (35.161.607) | -2,56% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 462.315 | 0,03% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 42.163.016 | 3,07% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (36.919.919) | -2,69% |
| Ajuste CUSD | 1.031.588 | 0,08% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (5.048) | 0,00% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (97.654) | -0,01% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (10.123.047) | -0,74% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | 5.391.318 | 0,39% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (6.650.130) | -0,48% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (20.503.395) | -1,50% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (547.245) | -0,04% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (4.814.011) | -0,35% |
| Créditos REN 414/2010 e REN 376/2009 | (1.485.526) | -0,11% |
| Créditos de PIS/Cofins | (12.981.002) | -0,95% |
| Recálculo/Ajuste RTP 2020 | (3.975.952) | -0,29% |
| Financeiro de diferença de Tusd G - RTA 2020 | (394.845) | -0,03% |
| Ajuste do Encargo de Conexão Miracema - RTA 2020 | 539.798 | 0,04% |
| Total | (30.488.636) | -2,22% |

22. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi o Risco Hidrológico, com
impacto no reajuste de 3,07%, da previsão de déficit de produção energética, abaixo da garantia física,
para o período dos próximos 12 meses, das usinas comprometidas com contratos de Cotas de Garantia
Física (CCGF), da usina de Itaipu e das usinas que firmaram Termo de Repactuação de Risco, em
conformidade com a Lei nº 13.203/2015.
23. O impacto conjunto dos componentes de CVA em Processamento – Energia, Transporte e
Encargos – foi de 3,81%, decorrente da diferença entre os respectivos itens de custo incorridos pela
concessionária e as coberturas concedidas no processo tarifário de 2020.

24. Merece destaque o resultado da liquidação do excedente/déficit de energia contratada
pela concessionária no mercado de curto prazo (Sobrecontratação/Exposição de energia), que impactou
no reajuste em -2,56%, conforme indicado na Tabela 3. O resultado em questão, cerca de -35,2 Milhões,
contempla: (i) as liquidações de energia no curto prazo para os meses de competência de abril de 2020 a
março de 2021, aproximadamente -4,6 Milhões, e; (ii) a reversão, em favor dos consumidores, do efeito
financeiro decorrente dos montantes de sobrecontatação/exposição não reconhecidos como
involuntários, referentes aos anos civis de 2016 e 2017, no valor aproximado de -30,6 milhões, conforme
Despacho nº 2.508/2020.
Recálculo e Ajustes referentes à Revisão Tarifária Periódica de 2020
25. Após a homologação do resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2020 a SGT identificou
a necessidade de recálculo e ajustes referentes: (i) à taxa de remuneração aplicada às Obrigações
Especiais - OE; (ii) reversão em favor da modicidade tarifária de receitas associadas a Ultrapassagem de
Demanda - UD e Excedente de Reativos – ER anteriores à Data de Referência de Alteração Contratual –
DRAC; (iii) diferença de Tusd-g de geradores e; (iv) diferença de custos associados aos encargos de
conexão de transmissão Eletronorte e Miracema. Os itens em questão são descritos a seguir:
26. A correção itens (i) e (ii) ensejou procedimento de recálculo do processo tarifário de 2020,
sendo que, além de ajuste financeiro7 equivalente a aproximadamente -3,97 milhões, conforme indica a
B8.
Tabela 3, também foi considerada redução econômica da Parcela
27. Os ajustes relacionados aos itens (iii) e (iv), associados a diferenças de custos de
transmissão não passíveis de ajuste via CVA, decorrem de diferenças entre os valores provisórios,
considerados na RTP 2020, e o valores efetivamente homologados por meio das Resoluções
Homologatórias 2.726 e 2.727/2020, publicadas em data posterior à publicação da REH 2.720/2020. Os
7 O ajuste financeiro considera a variação de mercado e da SELIC, conforme parágrafo 49 do Submódulo 3.1A do Proret.
8
O ajuste econômico, calculado conforme parágrafo 51 do Submódulo 3.1A do Proret, considerada a variação de mercado, a
adequação do Fator PB, o IPCA e a correta alocação das receitas de UDER, e corresponde redução da parcela B em
aproximadamente R$ 11,5 Milhões.

financeiros correspondentes, com valores aproximados, respectivamente, de R$ 539,8 mil e -R$ 394,8,
mil estão indicados na Tabela 3.
Medidas de Mitigação do Efeito Tarifário 2021
28. Conforme também reportado no início deste Voto, foram estudados e elaborados
mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o intuito de
preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômicofinanceira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos, mencionados a seguir, foram
incorporados a esse processo tarifário e contribuíram substancialmente para a redução tarifária,
juntamente com a reversão dos valores transferidos à ETO no âmbito da Conta COVID. Nesse sentido, os
considerados no processo, da ordem de R$ 51,7 milhões, contribuíram com uma redução tarifária
correspondente de -3,77%, conforme elencado abaixo.
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid. Trata-se da reversão dos valores transferidos
para a ETO de recursos da Conta-COVID. Os montantes em questão equivalem a totalidade
dos valores recebidos pela distribuidora na Conta-COVID, devidamente atualizados pela
SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020,
totalizando a reversão de aproximadamente 37,2 milhões, com um impacto de -2,72%.
b) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 376 e 414). Também
contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade
tarifária, associados à REN nº 414/2010. Trata-se de recursos recebidos pela distribuidora
associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus
consumidores, previstas no §3º Art. 70-A da REN nº 414/2010 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 REN nº 414/2010, cujo volume informado e contabilizado
pela distribuidora até dezembro/2020 representa, após correção monetária, cerca de R$
1,49 milhão, contribuindo para o efeito em -0,11%. Vale ressaltar que os valores foram
informados pela concessionária em resposta ao Ofício nº 8/2021-SGT/ANEEL e passarão

por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.
c) Créditos de PIS/COFINS: os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que
questionam a incidência sobre ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela
ANEEL, estando o tema em Consulta Pública nº 05/2021. No entanto, o Despacho nº
361/2021, em situações excepcionais, autoriza o uso antecipado a conclusão da referida
Consulta Pública. Em 28 de junho de 2021, a concessionária informou9 que até o momento
conseguiu compensar, junto à receita federal, o montante aproximado de R$ 13,0 milhões,
solicitando a reversão como componente financeiro negativo extraordinário desse valor,
proposta acatada por essa relatoria.
29. Um outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 096/2021-SGT/ANEEL, é
a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (49,22%) e as variações do
IGP-M (133,12%) e do IPCA (73,71%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
647,35 667,99
605,30 600,08
549,22
525,74 520,75
447,66 462,03
420,83 420,80 437,28
378,75
344,23
Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Revisão RTE Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste
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.
9 Carta Energisa TO/VPR/nº 27/2021 (SicNet nº 48513.017280/2021-00)

III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
30. A tabela seguinte apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de julho/2021 a junho/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
julho/2020 a junho/2021.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 1.035.471 | 3.750.607 | 4.786.078 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 78.446 | 720.655 | 799.101 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (81.772) | 117.245 | 35.472 |
| Subsídio Rural | 267.133 | 1.314.307 | 1.581.440 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (62.776) | 446.234 | 383.457 |
| Total | 1.236.501 | 6.349.047 | 7.585.548 |

IV. DIREITO
31. 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 052/1999-ANEEL.
V. DISPOSITIVO
32. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005035/2020-82, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ETO, a vigorar a partir de
4 de julho de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores

de 4,04%, sendo 5,10% para os consumidores em alta tensão e 3,81% para os
consumidores em baixa tensão, com efeito médio a ser percebido pelos consumidores
residenciais conectados em B1 de 3,04%;
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da ETO;
c) Estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como DIT de uso exclusivo;
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 ETO, de
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 29 de junho de 2021.
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor
Assinado Digitalmente