REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2836/2021
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 Enel Distribuição Rio - Enel RJ.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-03-12
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005027/2020-36
INTERESSADOS: ENEL Distribuição Rio – ENEL RJ
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da ENEL Distribuição Rio – ENEL RJ, a vigorar a partir de 15
de março de 2021.
I. RELATÓRIO
A ENEL RJ é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica sediada
no Rio de Janeiro/RJ e atende cerca de 2,7 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia
elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 5,6 bilhões.
2. Em 10 de março de 2020, foi aprovado o reajuste tarifário anual da ENEL RJ, conforme
Resolução Homologatória – REH nº 2.666/2020, por meio da qual as tarifas foram, em média, reajustadas
em 2,71%.
3. Em 04 de março de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota
Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021.
4. Em 04 de março de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da ENEL RJ as

planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652,
de 17 de março de 2015.
II. FUNDAMENTAÇÃO
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 005/1996-ANEEL.

5. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ENEL RJ conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 6,02%, sendo de 10,38%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 4,63%, 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) 10,38%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 4,63%
Efeito Médio AT+BT 6,02%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
6. Destaca-se a diferença do efeito médio entre os consumidores de alta e baixa tensão, se
deve ao impacto dos custos da Rede Básica.
7. O efeito médio de 6,02% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 16,86% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a uma redução de -4,30%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -6,53%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
8. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
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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] | 3.737.623.718 | 4.592.377.741 | 22,9% | 15,15% | 69,7% |
| Encargos Setoriais | 807.869.590 | 1.085.944.643 | 34,4% | 4,93% | 16,5% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 8.342.777 | 8.856.908 | 6,2% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 556.782.365 | 552.212.141 | -0,8% | -0,08% | 8,4% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 92.784.066 | 0,0% | 1,64% | 1,4% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 0 | 179.629.384 | 3,18% | 2,7% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 114.788.039 | 105.571.947 | -8,0% | -0,16% | 1,6% |
| PROINFA | 74.544.777 | 92.409.932 | 24,0% | 0,32% | 1,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 53.411.632 | 54.480.266 | 2,0% | 0,02% | 0,8% |
| Custos de Transmissão | 558.171.867 | 877.132.926 | 57,1% | 5,65% | 13,3% |
| Rede Básica | 231.411.276 | 432.522.486 | 86,9% | 3,56% | 6,6% |
| Rede Básica Fronteira | 55.319.098 | 74.219.012 | 34,2% | 0,33% | 1,1% |
| Rede Básica ONS (A2) | 970.159 | 1.268.358 | 30,7% | 0,01% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 31.905.000 | 46.991.567 | 47,3% | 0,27% | 0,7% |
| Transporte de Itaipu | 48.993.762 | 63.596.137 | 29,8% | 0,26% | 1,0% |
| Conexão | 32.249.318 | 48.434.096 | 50,2% | 0,29% | 0,7% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 157.323.254 | 210.101.271 | 33,5% | 0,94% | 3,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.308.861.296 | 2.561.049.779 | 10,9% | 4,47% | 38,8% |
| Receitas Irrecuperáveis | 62.720.966 | 68.250.392 | 9% | 0,10% | 1,0% |
| PARCELA B | 1.904.425.049 | 2.000.748.832 | 5,1% | 1,71% | 30,3% |
| IRT | 5.642.048.768 | 6.593.126.573 | 16,9% | 16,86% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (242.887.371) | -4,30% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 385.984.520 | 6,84% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 123.978.817 | 2,20% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (42.369.065) | -0,75% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 7.702.996 | 0,14% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 5.824.825 | 0,10% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 73.073.200 | 1,30% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 39.941.868 | 0,71% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 2.369.665 | 0,04% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 21.045.418 | 0,37% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 1.467.239 | 0,03% |  |  |  |
| Ajuste Liminar Abrace | 158.170.597 | 2,80% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (30.642) | 0,00% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (12.074) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (53.047) | 0,00% |  |  |  |
| Ressarcimento de P&D | (213.744.431) | -3,79% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (274.716.168) | -4,87% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (110.718.885) | -1,96% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 14.042.362 | 0,25% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (180.220.748) | -3,19% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (63.222.990) | -1,12% |  |  |  |
| Reversão Conta Covid - Parcela B | (97.780.943) | -1,73% |  |  |  |
| Reversão Conta Covid - Diferimento | - 93.619.885,30 | -1,66% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -6,53%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 6,02%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
9. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 69,7% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 15,15% pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos.
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10. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 4,93%.
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.
11. Esta componente tem a maior contribuição de aumento dentre os encargos, os efeitos
referentes a CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covis TUSD são, respectivamente, de 3,18% e 1,64%. Por
outro lado, a CDE – USO teve redução, conforme cálculo preliminar das cotas anuais para o ano de 2021,
atualmente em Consulta Pública, impacto de -0,08% no efeito médio das tarifas.
12. Destacamos a Sobrecontratação/Exposição de energia, onde consta a exposição e
sobrecontratação involuntária referentes aos anos de 2016 e 2017, no valor de R$ 2.369.665 com impacto
tarifário de 0,04%. Este valor está em discussão em âmbito recursal, contudo o fato do valor já constar
deste processo tarifário não acarreta dano grave ou de reparação para a recorrente, uma vez que esse
valor poderá ser revertido nos processos tarifários futuros, em caso de eventual decisão definitiva da
Diretoria Colegiada favorável à Recorrente, não havendo portanto risco de irreversibilidade.
13. Os custos de Transmissão contribuíram para um efeito médio de 5,65%. Sobre esse item,
destaca-se 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 das concessionárias de
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão.
14. Já os custos de Compra de Energia representaram uma variação tarifária de 4,47%.
Contribuíram significativamente para essa variação (i) o aumento do custo unitário de contratos de
Energia Nova e Alternativa – modalidade CCEAR por disponibilidade e (ii) a variação de preço da energia
de Itaipu indexada em dólar. As contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser
visualizadas no gráfico abaixo:
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Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
15. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 30,3% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 1,71% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.
16. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre março de 2020
e fevereiro de 2021 do IPCA, de 4,98%, subtraída do Fator X, de 0,09%, o que
totaliza 4,89%.
17. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem2 e com tributos3), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia
2 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.
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,9% para o ICMS e de 5,8% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total
de 29,7% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de
42,2% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.
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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
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
18. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -4,30% no atual reajuste da ENEL RJ, conforme indicado na Tabela 2.
19. O financeiro que mais impactou o processo, com valor positivo foi a CVA em Processamento
– Energia, com efeito de 6,84%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último
4 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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processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no
período de apuração da CVA.
20. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 3 – Componentes Financeiros
Erro! Fonte de
referência não encontrada.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
21. A Tabela 4 apresenta os valores e os respectivos percentuais dos itens financeiros indicados
na Tabela 3, porém com destaque para os custos cobertos pela Bandeira Tarifária, ressaltando que os
valores positivos indicam despesas e os negativos apontam receitas na Conta.
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Tabela 4 - Componentes Financeiros relacionados às Bandeiras Tarifárias

| Descrição | Valor (mil R$) | Impacto |
| --- | --- | --- |
| CVA Energia - Efeito CCEAR-D | (26.210,95) | -0,46% |
| CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas repactuadas | 109.492,10 | 1,94% |
| CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas cotistas | 71.297,74 | 1,26% |
| CVA Energia - Risco Hidrológico da UHE Itaipu | 70.795,03 | 1,25% |
| CVA ESS/EER (sem bandeiras) | (38.726,20) | -0,69% |
| Resultado do Mercado de Curto Prazo* (sem bandeiras) | 129.697,10 | 2,30% |
| Custo total - Itens observados nas Bandeiras Tarifárias | 316.344,82 | 5,61% |
| Receita das Bandeiras Tarifárias (Energia, ESS e MCP) | (66.553,00) | -1,18% |
| Reversão da Previsão do Risco Hidrológico | (213.744,43) | -3,79% |
| Custo não coberto antecipadamente | 36.047,39 | 0,64% |

22. Pela tabela, pode-se observar que a distribuidora teria de suportar o custo de R$ 316
milhões, caso não tivessem sido adotadas: a) as bandeiras tarifárias (receita de
R$ 66,5 milhões) e b) a incorporação na tarifa, no processo do ano anterior, da previsão dos riscos
hidrológicos das usinas cotistas, repactuadas e Itaipu, conforme metodologia descrita no Submódulo
4.4/4.4A do PRORET (receita de R$ 213,7 milhões). Com a adoção dessas duas medidas, conclui-se que as
receitas de bandeiras e de previsão de risco hidrológico concedida no ano anterior não foram suficientes
para cobrir esses custos, faltando cerca de R$ 36 milhões, os quais contribuíram com o efeito de 0,64%
no presente reajuste tarifário.
23. Um outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, é
a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (67,31%) e as variações do
IGP-M (107,34%) e do IPCA (63,19%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
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Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
III. DIREITO
24. 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 005/1996-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
25. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005027/2020-36, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ENEL Distribuição RJ, a
vigorar a partir de 15 de março de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido
pelos consumidores de 6,02%, sendo 10,38% para os consumidores em alta tensão e
4,63% 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 ENEL RJ;
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c) Estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como DIT de uso exclusivo;
d) Estabelecer o encargo de conexão referente às instalações de distribuição – CCD do
acessante Energisa Nova Friburgo – Distribuidora de Energia S.A –ENF, 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 RJ,
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 9 de março de 2021.
(assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor
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