REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2964/2021
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 EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A - EDP SP.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-10-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005020/2020-14
INTERESSADOS: EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A. (EDP SP)
RELATOR: Sandoval de Araújo Feitosa
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A. (EDP SP), a
vigorar a partir de 23 de outubro de 2021.
I. RELATÓRIO
A EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A. (EDP SP) é concessionária1 do serviço público
de distribuição de energia elétrica e atende cerca de 2,0 milhões de unidades consumidoras, cujo
consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 5,0 bilhões.
2. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)
aprovou a Resolução Normativa - REN nº 8852, que regulamentou o Decreto nº 10.3503, 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 20 de outubro de 2020, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual de 2020 da EDP SP,
conforme Resolução Homologatória – REH no 2.790, de 2020, por meio da qual as tarifas foram, em média,
reajustadas em 4,82%.
4. Em 17 de fevereiro de 2021, o processo foi a mim distribuído.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 202/1998-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.

5. Em 13 de outubro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou ao
SP5 6526,
Conselho de Consumidores da EDP as planilhas de cálculo do reajuste, conforme dispõe a REN nº
de 2015.
6. Em 14 de outubro de 2021, por meio da Correspondência CT-EDP-SP-063/2021, a EDP SP
solicitou reconhecimento do montante de crédito já habilitado pela Receita Federal do Brasil – RFB, em
negativo7.
poder da Distribuidora, como componente financeiro extraordinário
7. Em 15 de outubro de 2021, a SGT encaminhou nova versão de cálculo ao conselho de
consumidores da EDP SP, considerando reversão dos créditos de Pis/Cofins indicados pela EDP SP na
Correspondência CT-EDP-SP-063/20218.
8. Em 20 de outubro de 2021, mediante solicitação desta Relatoria, a SGT encaminhou à EDP
SP nova versão de cálculo, incluindo financeiro extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica.
9. No mesmo dia, tendo em vista a decisão tomada por essa Relatoria de incorporar o
financeiro de Bandeira Escassez Hídrica, a EDP SP, por meio da Correspondência CT-EDP-SP-064-2021,
solicitou retificação do montante de créditos de PIS/Cofins informado na Correspondência CT-EDP-SP063/2021.
10. O Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021 da EDP SP ocorre em momento de pressão
tarifária, com indicadores inflacionários atingindo patamares elevados e condições desfavoráveis para a
geração hídrica.
11. 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.
5 Documento SicNet nº 48513.001603/2021-00.
6 Disponível em
7 Documento SicNet nº 48513.001611/2021-00.
8 Documento SicNet nº 48581.001613/2021-00.

12. Nesse contexto, estão sendo consideradas as seguintes medidas de mitigação do aumento
tarifário:
a) antecipação da reversão da receita de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de
(UDER)9;
Reativos
b) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária associadas às Resoluções Normativas
nº 414/2010 e 376/200910;
c) antecipação do uso de parte dos créditos a compensar de PIS/COFINS, cobrados sobre
ICMS11;
d) Financeiro negativo referente à Bandeira Escassez Hídrica.
13. Por intermédio da Nota Técnica nº 236/2021-SGT/ANEEL12, de 20 de outubro de 2021, a
SGT consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021 da EDP SP.
14. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
15. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EDP SP conduz ao efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 12,39%, sendo de 4,41%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 16,74%, 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) 4,41%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 16,74%
Efeito Médio AT+BT 12,39%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
9 Documento SicNet nº 48581.001587/2021-00.
10 Documento SICNet nº 48581.001599/2021-00.
11 Documento SicNet nº 48513.001611/2021-00.
12 Documento SicNet nº 48581.001607/2021-00.

16. O efeito médio de 12,39% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 7,33% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a um impacto de 2,47%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 2,59%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
17. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente
12,39%
6,14%
2,47%
2,59%
1,53%
0,56%
-0,90%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

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] | 3.697.031.249 3.756.335.370 | 1,6% | 1,19% | 70,3% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1.028.819.135 1.056.512.670 | 2,7% | 0,56% | 19,8% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 6.254.833 | 7.917.569 | 26,6% | 0,03% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 783.262.791 | 674.524.366 | -13,9% | -2,18% | 12,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 0 | 56.448.293 | - | 1,13% | 1,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 0 | 84.966.585 | - | 1,71% | 1,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 86.898.459 | 59.268.750 | -31,8% | -0,55% | 1,1% |
| PROINFA | 111.741.860 | 126.333.544 | 13,1% | 0,29% | 2,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 40.458.287 | 46.862.956 | 15,8% | 0,13% | 0,9% |
| ONS | 202.905 | 190.607 | -6,1% | -0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 596.886.495 | 552.127.356 | -7,5% | -0,90% | 10,3% |
| Rede Básica | 376.164.754 | 356.680.768 | -5,2% | -0,39% | 6,7% |
| Rede Básica Fronteira | 97.441.172 | 93.801.405 | -3,7% | -0,07% | 1,8% |
| Rede Básica ONS (A2) | 517.748 | 526.140 | 1,6% | 0,00% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 43.582.295 | 38.182.121 | -12,4% | -0,11% | 0,7% |
| Transporte de Itaipu | 59.054.467 | 45.995.020 | -22,1% | -0,26% | 0,9% |
| Conexão | 20.126.058 | 16.941.901 | -15,8% | -0,06% | 0,3% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.071.325.620 2.147.695.345 | 3,7% | 1,53% | 40,2% |  |
| PARCELA B | 1.282.773.837 1.588.367.689 | 23,82% | 6,14% | 29,7% |  |
| IRT | 4.979.805.087 5.344.703.060 | 7,33% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 131.914.179 | 2,47% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 526.006.323 | 9,86% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 67.133.792 | 1,26% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 91.242.213 | 1,71% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (6.511.132) | -0,12% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (46.047.247) | -0,86% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (66.123.462) | -1,24% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 491.606 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 230.810.045 | 4,33% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (4.300) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (199.866.017) | -3,75% |  |  |  |
| Neutralidade da Conta Covid | 6.993.229 | 0,13% |  |  |  |
| Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) | (9.025.570) | -0,17% |  |  |  |
| Antecipação da reversão dos créditos de UDER | (97.171.362) | -1,82% |  |  |  |
| Reversão de créditos de PIS/Cofins | (143.557.106) | -2,69% |  |  |  |
| Financeiro extraordinário de Bandeira Escassez Hídrica | (222.456.833) | -4,17% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 2,59%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,39%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
18. Como se observa na tabela acima, os custos da Parcela A representam 70,3% dos custos da
Concessionária. O incremento desses custos foi responsável por 1,19% na composição do índice de
reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos.
19. Os encargos setoriais variaram em 2,7% em relação ao processo tarifário anterior,
correspondendo a um efeito médio de 0,56%. 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, de 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
1,71% e 1,13% respectivamente.
20. Os custos de transmissão tiveram uma variação de -7,5%, correspondendo a um efeito de
-0,90%. 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.
21. Explica-se que o reperfilamento da dívida em questão permitiu um menor pagamento do
saldo devedor da RBSE13 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 até 2027-28, quando
se encerra o pagamento.
22. Já as variações dos custos de compra de energia conduziram ao efeito tarifário de 1,53%,
como indicado no Gráfico 2. Destaca-se a atualização dos preços dos contratos de energia no ambiente
regulado (CCEARs), que colaborou para o incremento observado, enquanto o preço e o montante de
energia de Itaipu contribuíram para reduzir o efeito geral.
13
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.
1,53%
1,11%
0,46%
0,34%
0,23%
0,01% 0,03%
-0,13%
-0,52%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Bilateral Proinfa
Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
23. A Parcela B representou 29,7% dos custos da Concessionária, com impacto de 6,14% do
total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. Para a atualização da Parcela B, considerou-se
a variação acumulada, entre outubro de 2020 e setembro de 2021, do IGP-M, de 24,86%, subtraída do
Fator X, de 1,03%.
24. No cálculo do Fator X de 1,03%, foram considerados os componentes Pd e T definidos na
última Revisão Tarifária da EDP SP, de 0,96% e 0,00%, respectivamente. Já o valor componente Q do Fator
X aplicado na atualização da Parcela B foi de 0,07%.
financeiros14

25. Quanto aos componentes a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em 2,47% no atual reajuste da EDP SP.
26. O item financeiro que mais impactou na elevação da tarifa foi a CVA em processamento –
Energia, com efeito de 9,86%, em decorrência do risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas
(7,88%) e pelo efeito disponibilidade de CCEAR-D (+1,94%)15.
14 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.
15
De acordo com a Tabela I.5 do Anexo II da Nota Técnica nº 236/2021-SGT/Aneel, referente ao relatório de apuração do Saldo
da CVA e Resultados do MCP, os custos associados aos riscos hidrológicos de CCGFs, Itaipu e Usinas Repactuadas alcançaram
valores aproximadamente iguais a R$ 123,5 Milhões, 130,9 Milhões e 165,9 milhões, respectivamente. Por sua vez, o custo
associado ao efeito disponibilidade observado no período foi aproximadamente 103,7 milhões. Destaque-se que os custos em
questão foram atenuados pela reversão dos valores arrecadados pela conta bandeiras no período de apuração da CVA, cujo
montante alocado no presente processo tarifário (Energia, ESS e MCP), é de aproximadamente R$ 199,44 milhões.

27. 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 de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN n.º 414/2010):
41416,

28. Valores a serem revertidos à modicidade tarifária, associados à REN nº 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 nº 414, de 2010, contribuindo para redução do efeito de -0,17%. Vale ressaltar que os valores
foram informados pela concessionária e passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação
nos próximos processos tarifários.
b) Reversão Antecipada de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de
Reativos – UDER:
29. 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.
30. Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, que contribuiu com
uma redução tarifária de -1,82%. 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.
16 Disponível em

c) Antecipação dos créditos de PIS/COFINS cobrados sobre ICMS
31. A EDP SP, na Carta CT-EDP-SP-064/2021, encaminhada à ANEEL em 20 de outubro de 2021,
solicitou que seja considerada a reversão do valor de R$ 143.557.106,49 decorrente de êxito da ação
judicial movida pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o
ICMS nas contas de energia. A EDP SP destaca que o pleito de devolução em questão não representa
renúncia ao fee por ela requerido, além disso requer que seja dado tratamento com vistas a garantir a
neutralidade com relação à variação de mercado no período de referência.
32. Conforme indicado na Tabela 2, a antecipação proposta pela EDP representa redução
média de 2,69% nas tarifas.
33. Destaque-se que decisões relacionadas ao fee pleiteado pela Distribuidora e ao cálculo de
neutralidade dos valores devolvidos nos processos tarifários devem ser tomadas no âmbito do processo
associado à CP nº 005/2021, aberta especificamente para tratar de temas relatos à devolução dos créditos
tributários em tela.
d) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
34. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenrgética (CREG), mediante a
Resolução nº 3, de 202117, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com
aplicação de setembro/21 a abril/22.
35. Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de
bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo.
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar específico de
Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do Decreto nº 8.401, de 4 de
fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta e dois reais por megawatt-hora), que
inclui, além dos valores já homologados pela Aneel:
17 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >> Resolução nº 3
da REG.

(...)
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar receitas e despesas
ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.
36. Dessa forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que ele não seja transferido para as tarifas, mas que seja
recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos tarifários e
concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
37. É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem
direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou
subtraídos dos processos tarifários ordinários.
38. No processo da EDP SP, conforme estabelecido no PRORET, a CVA foi calculada
considerando as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência
de julho. Nessa apuração, os custos foram superiores as receitas e o efeito financeiro da
CVA será positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada.
39. Ocorre que, parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela
distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez hídrica, que
contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época.
40. Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e CVA)
e neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, propõe-se
um tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de expurgar dos
processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica.
41. Desse modo, o tratamento proposto terá o seguinte operacional, no processo tarifário
vigente, será considerado um componente financeiro negativo, para expurgar o efeito dos custos não
cobertos pelas Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez. No processo
tarifário subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic.

42. Por fim, reitera-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. Como consequência, no presente processo tarifário,
está sendo considerado o financeiro negativo correspondente, de aproximadamente R$ 222,46 milhões,
dividido em componentes de Energia e ESS, que contribuem para redução do efeito médio de 4,17%,
conforme indicado na Tabela 2.
43. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem18 e com tributos19), 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.
Gráfico 3. Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Encargos
Custo de Setoriais
Transmissão 19,8%
10,3%
Custo de
Distribuição
Custo de
29,7%
Energia
40,2%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
18 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.
19
Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,7% para o ICMS e de 3,4% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 27,0% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 37,0% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

Gráfico 4. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual – Com tributos
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
7,5% 14,4%
ICMS
23,7%
Custo de
Energia
29,3%
Tributos
27,0%
PIS/COFINS
Custo de
3,4%
Distribuição
21,7%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
44. Merece destaque a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos (103,7%), comparada com a variação do IGP-M (131,2%) e do IPCA (77,2%) no mesmo período,
conforme demonstrado no Gráfico 5.
B1 - Residencial
IGPM
635,92
IPCA
561,53
546,11
525,73
500,57
487,30
433,41 402,99
397,50
367,78
348,94
312,22
304,94
285,86
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
45. A Tabela 3 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período
de competência de outubro/2021 a setembro/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
outubro/2020 a setembro/2021.
Tabela 3. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 954.816 | 9.226.714 | 10.181.530 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 1.147 | 114.877 | 116.024 |
| Subsídio Distribuição | (8.634) | 178.095 | 169.461 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (20.150) | 740.336 | 720.186 |
| Subsídio Rural | (27.574) | 341.722 | 314.148 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (362) | 20.126 | 19.764 |
| Total | 899.244 | 10.621.870 | 11.521.114 |

IV - DIREITO
46. 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 202/1998-ANEEL.
V - DISPOSITIVO
47. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005020/2020-14, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
de
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da EDP SP Distribuidora Energia
S.A., a vigorar a partir de 23 de outubro de 2021, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 12,39%, sendo 4,41% para os consumidores em alta
tensão e 16,74% 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 EDP SP;

c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas
como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo; e
d) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à EDP SP, de
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 21 de outubro de 2021.
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor