VOTO 
PROCESSO: 48500.005026/2020-91. 
INTERESSADOS: ENEL Distribuição Goiás S/A – ENEL GO. 
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da ENEL Distribuição Goiás S/A – ENEL GO, a vigorar a partir 
de 22 de outubro de 2021. 
 
I. RELATÓRIO 
1. 
A ENEL GO é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica, sediada 
na cidade de Goiânia/GO, e atende a cerca de 3,2 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de 
energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 6,5 bilhões. 
2. 
Em 20 de outubro de 2020, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual de 2020 da ENEL GO, 
conforme Resolução Homologatória nº 2.7912/2020 onde as tarifas foram, em média, reajustadas em 
4,28%. 
3. 
No dia 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica 
(ANEEL) aprovou a Resolução Normativa nº 8853, que regulamentou o Decreto nº 10.3504, de 18 de maio 
de 2020, o qual criou a Conta-Covid, destinada a captar recursos para as distribuidoras com vistas ao 
 
 
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 63/2000. 
2 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/areh20202791_1.pdf.  
3 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2020885.pdf.  
4 Disponível em https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2020/decreto/d10350.htm.

enfrentamento do estado de calamidade pública5, a fim de manter a sustentabilidade do setor elétrico e 
conter aumentos tarifários durante a primeira fase da pandemia. 
4. 
Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 6/2021, realizada em 17 de fevereiro de 2021, 
fui designada relatora do processo. 
5. 
O Reajuste Tarifário Anual de 2021 da ENEL GO ocorre em um momento de pressão 
tarifária, decorrente da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da Covid, com 
indicadores inflacionários atingindo patamares elevados, aliados à redução de consumo resultante do 
isolamento social e às condições desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021. 
6. 
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 parte 
do aumento tarifário que se observaria neste ano. O objetivo é 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. 
7. 
Em 4 de outubro de 2021, participei de reunião6 com os dirigentes da ENEL GO para 
debater alternativas para amenizar o impacto tarifário deste reajuste. 
8. 
Em 13 de outubro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou ao 
Conselho de Consumidores da ENEL GO as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa 
nº 652, de 17 de março de 2015.  
 
 
5 Reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020. 
6 Registro de reunião documento SicNet n° 48575.005255/2021-00.

9. 
Em 18 de outubro de 2021, a SGT, por meio da Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL7, 
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Concessionária. 
10. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
11. 
O Reajuste Tarifário Anual da ENEL GO conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido 
pelos consumidores de 16,45%, sendo de 14,21%, em média, para os consumidores conectados na Alta 
Tensão e de 17,32%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
12. 
O efeito médio de 16,45% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 7,52%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, de 5,77%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo 
tarifário, que contribuíram para uma variação de 3,16%, conforme apresentado no Gráfico 1. 
 
 
7 Documento SicNet nº 48581.001626/2021-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
14,21%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
17,32%
Efeito Médio AT+BT
16,45%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
13. 
Na Tabela 2 são apresentados os itens de custo que conduziram ao efeito médio.  
3,31%
-1,43%
2,24%
0,09%
3,31%
5,77%
3,16%
16,45%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
5.002.345.718
      
5,82%
4,21%
71,2%
Encargos Setoriais
1.255.525.229
      
20,83%
3,31%
17,9%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
8.947.845
              
13,30%
0,02%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
760.871.550
         
1,59%
0,18%
10,8%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
97.392.142
           
1,49%
1,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
111.573.359
         
1,71%
1,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
83.924.380
           
-31,48%
-0,59%
1,2%
PROINFA
129.054.252
         
24,38%
0,39%
1,8%
P&D e  Eficiência Energética 
63.761.701
           
13,89%
0,12%
0,9%
Custos de Transmissão
642.971.594
         
-12,68%
-1,43%
9,1%
Rede Básica
331.986.779
         
-12,84%
-0,75%
4,7%
Rede Básica Fronteira
166.526.011
         
-13,70%
-0,40%
2,4%
Rede Básica ONS (A2)
2.987.562
              
24,89%
0,01%
0,0%
MUST Itaipu
47.400.207
           
-11,40%
-0,09%
0,7%
Transporte de Itaipu
57.113.895
           
-21,46%
-0,24%
0,8%
Conexão
16.322.354
           
-8,27%
-0,02%
0,2%
Uso do sistema de distribuição e CCD
20.634.785
           
28,68%
0,07%
0,3%
Custos de Aquisição de Energia
3.065.446.394
      
5,01%
2,24%
43,6%
Receitas Irrecuperáveis
38.402.500
       
18,20%
0,09%
0,5%
PARCELA B
2.028.077.769
      
11,94%
3,31%
28,8%
IRT
7.030.423.486
      
7,52%
7,52%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
377.465.728
         
5,77%
CVA em processamento - Energia
594.324.780
         
9,09%
CVA em processamento - Transporte
84.951.023
           
1,30%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
187.937.806
         
2,87%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(3.684.661)
            
-0,06%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(1.850.949)
            
-0,03%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
4.831.087
              
0,07%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(12.401.555)
          
-0,19%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
1.214.639
              
0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia
(41.409.143)
          
-0,63%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCE
2.858.704
              
0,04%
Previsão de Risco Hidrológico
318.795.526
         
4,88%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 
81.053
                   
0,00%
Ajuste CUSD
4.761.238
              
0,07%
Repasse de compensação DIC/FIC
(890.363)
                
-0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(572.090)
                
-0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(263.968.385)
        
-4,04%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(8.506.976)
            
-0,13%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(24.957.882)
          
-0,38%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setor
(45.517.155)
          
-0,70%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(7.602.207)
            
-0,12%
Penalidade de Universaliização (parcela 4 de 5)
(3.151.369)
            
-0,05%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de con
(14.114.849)
          
-0,22%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu
(133.945.019)
        
-2,05%
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
(259.717.525)
        
-3,97%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
3,16%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
16,45%

14. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 71,2% dos custos da 
Concessionária. O incremento desses custos foi responsável por 4,21% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos. 
15. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 3,31%. 
Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE8, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, 
conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020.  
16. 
Os custos de Transmissão contribuíram para um efeito médio de -1,43%.  Sobre esse item, 
destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.896/2021 e 2.895/2021, ambas de julho de 
2021, as quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de 
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão. 
17. 
Já os custos de Compra de Energia representaram uma variação tarifária de 2,24%. 
Contribuiu significativamente para essa variação o aumento do custo unitário de contratos de Energia 
Nova e Alternativa – modalidade CCEAR 9  por disponibilidade. As contribuições das diferentes 
modalidades de contratação podem ser visualizadas no Gráfico 2. 
 
 
8 Conta de Desenvolvimento Energético. 
9 Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
18. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 28,8% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,31% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
19. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre outubro de 
2020 e setembro de 2021 do IPCA10, de 10,25%, subtraída do Fator X, de -1,53%, o que totaliza 11,77%, 
além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas, Excedente de Reativos e Ultrapassagem de 
Demanda.  
 
 
10 Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo.

20. 
No cálculo do Fator X de -1,53%, foi considerado o componente T11 definido na última 
Revisão Tarifária da ENEL GO, de -1,84%. Já os valores dos componentes Pd e Q do fator X aplicados na 
atualização da Parcela B foram de 0,81% e -0,49%, respectivamente.  
21. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem12 e com tributos 13), 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.  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
 
11 Componente T - trajetória de custos operacionais; Componente Pd - ganhos de produtividade da atividade de distribuição; 
Componente Q - qualidade técnica e comercial do serviço prestado ao consumidor. 
12 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. 
13 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 26,6% para o ICMS e de 4,3% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 30,9% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 44,6% (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 Receita Anual – Com Tributos 
 Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
22. 
Quanto aos componentes financeiros14 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em 5,77% no atual reajuste da ENEL GO, conforme indicado na Tabela 3. 
 
 
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. 
Custo de       
Distribuição; 
19,9%
Custo de            
Energia; 
30,1%
Custo de     
Transmissão; 
6,3%
Encargos          
Setoriais; 
12,3%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,4%
ICMS; 
26,6%
PIS/COFINS; 
4,3%
Tributos; 
30,9%

Tabela 3 – Componentes Financeiros. 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
23. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA 15  em 
Processamento – Energia, com efeito de 9,09%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida 
no último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela 
concessionária no período de apuração da CVA. 
 
 
 
15 Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
594.324.780
       
9,09%
CVA em processamento - Transporte
84.951.023
          
1,30%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
187.937.806
       
2,87%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(3.684.661)
           
-0,06%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(1.850.949)
           
-0,03%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
4.831.087
            
0,07%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(12.401.555)
        
-0,19%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
1.214.639
            
0,02%
Sobrecontratação/exposição de energia
(41.409.143)
        
-0,63%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
2.858.704
            
0,04%
Previsão de Risco Hidrológico
318.795.526
       
4,88%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 
81.053
                  
0,00%
Ajuste CUSD
4.761.238
            
0,07%
Repasse de compensação DIC/FIC
(890.363)
              
-0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(572.090)
              
-0,01%
Reversão do Risco Hidrológico
(263.968.385)
      
-4,04%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(8.506.976)
           
-0,13%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(24.957.882)
        
-0,38%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(45.517.155)
        
-0,70%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(7.602.207)
           
-0,12%
Penalidade de Universaliização (parcela 4 de 5)
(3.151.369)
           
-0,05%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidor
(14.114.849)
        
-0,22%
Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu
(133.945.019)
      
-2,05%
Financeiro de Bandeira Escassez Hidrica
(259.717.525)
      
-3,97%
Total
377.465.728
       
5,77%

24. 
Conforme reportado no início deste Voto, foram estudados e elaborados mecanismos para 
mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano. Tais mecanismos, juntamente com a 
reversão dos valores transferidos à ENEL GO no âmbito da Conta COVID, foram incorporados a esse 
processo tarifário para a redução tarifária e estão mencionados a seguir. Mais detalhes a respeito constam 
da Nota Técnica 240/2021-SGT/ANEEL. 
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid. Trata-se da reversão de parcela dos valores 
transferidos para a ENEL GO de recursos da Conta-COVID. Os montantes em questão equivalem a parcela 
dos valores recebidos pela distribuidora na Conta-COVID descontados os valores já revertidos no âmbito 
do processo tarifário de 2020, devidamente atualizados pela SELIC16, e correspondem aos itens previstos 
nos §1º e §2º do Art. 5º da Resolução Normativa nº 885, de 2020, totalizando um impacto de -1,32%.  
b) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária. Também contribuiu para a mitigação 
do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade tarifária, associados à Resolução Normativa 
nº 414, de 2010. Trata-se de recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos 
contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, previstos no § 3º do Art. 70-A 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, cujo volume informado e contabilizado pela distribuidora até 
dezembro/2020 representa, após correção monetária, R$ 14.114.849 (quatorze milhões cento e quatorze 
mil oitocentos e quarenta e nove reais), contribuindo para redução do efeito em 0,22%. Vale ressaltar que 
os valores informados pela concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual 
 
 
16 Sistema Especial de Liquidação e de Custódia.

adequação nos próximos processos tarifários. 
c) Diferimento de Saldo de Itaipu – Efeito Decreto 10.665/2021. Em 31 de março de 2021, 
foi emitido o Decreto nº 10.665, de 2021, que possibilitou, mediante prévio requerimento da 
distribuidora, o diferimento de pagamentos destinados à Eletrobrás, provenientes do repasse da potência 
contratada de Itaipu, no limite do saldo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos 
respectivos excedentes financeiros extraordinários realizados e projetados para o período do diferimento. 
A Eletrobrás, por intermédio da Carta CTA-DFFO nº 0889/2021, informou que, de acordo com o fluxo da 
Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, findo em 31 de dezembro de 2020, o resultado, 
após a inadimplência, é de R$ 978 milhões. Posteriormente, o Ministérios de Minas e Energia (MME) 
informou a existência de um adicional de excedentes financeiros da ordem de US$ 100 milhões (previstos 
para os próximos 8 meses), relativo a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu. Com isso, foi identificado 
um recurso alocado para a ENEL GO na monta de R$ 133.945.019 (cento e trinta e três milhões novecentos 
e quarenta e cinco mil dezenove reais), correspondendo a um redutor tarifário de 2,05%; e 
d) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica. Conforme definido na Resolução nº 3/202117, 
da Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), a Bandeira Escassez Hídrica 
deverá cobrir os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar receitas 
e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias. Como o ciclo da Bandeira Escassez se encerra 
em abril/2022, foi estabelecido tratamento neste processo com o objetivo de concentrar na Conta 
Bandeiras a recuperação dos custos abarcados pela Resolução CREG. Assim, no processo tarifário vigente, 
 
 
17 Disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/creg/resolucoes-da-creg >> Resolução nº 3 
da REG.

será considerado um financeiro negativo de R$ 259.717.525 (duzentos e cinquenta e nove milhões 
setecentos e dezessete mil quinhentos e vinte e cinco reais), conforme saldo da distribuidora frente à 
Conta Bandeiras na competência de julho/2021, para retirar o efeito dos custos ainda não cobertos pelas 
Bandeiras que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez. Tal financeiro, dividido em 
componentes de Energia e ESS, será revertido no processo tarifário subsequente, devidamente atualizado 
pela Taxa Selic. Esse componente financeiro contribui para redução do efeito médio em 3,97%. 
25. 
No que tange à última ação Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica, insta esclarecer da 
necessidade de sua aplicação para compatibilizar a aplicação da Bandeira Escassez Hídrica e a recuperação 
dos custos via componente financeiro (CVA). 
26. 
Explico, 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. 
27. 
Antes da criação das Bandeiras Tarifárias, todas as variações mensais dos custos da geração 
de energia, para mais ou para menos, eram repassadas para o consumidor mediante componente 
financeiro. Nesse sentido, as Bandeiras Tarifárias foram criadas para sinalizar mensalmente aos 
consumidores as condições de geração de energia elétrica, por meio da cobrança de valor adicional à 
Tarifa de Energia (TE). Esses valores apenas antecipam os custos de geração de energia que já seriam 
incluídos nos processos tarifários subsequentes.  
28. 
Entretanto, os custos não cobertos pelas receitas obtidas via cobrança de Bandeiras 
Tarifárias são considerados nos processos tarifários das distribuidoras na apuração da CVA. Do mesmo

modo, as receitas provenientes da Sistemática das Bandeiras Tarifárias que cada distribuidora fez jus no 
período de apuração da CVA são deduzidas nos processos tarifários. 
29. 
Todavia, diante da conjuntura hidrológica absolutamente extraordinária, estudos 
identificaram18 a necessidade da alteração do valor da Bandeira Tarifária para permitir um melhor balanço 
financeiro entre receitas e custos e evitar déficit de arrecadação na Conta Bandeiras19 . 
30. 
Nesse contexto, por determinação da CREG, foi criado um novo patamar, denominado de 
Bandeira Escassez Hídrica. Conforme o artigo 1º da Resolução CREG nº 3/2021, a bandeira escassez hídrica 
considera, além dos valores já homologados pela ANEEL, custos futuros (ordinários e extraordinários) e 
passados. Ainda, o artigo 2º do ato normativo estabeleceu que a bandeira escassez hídrica deve vigorar 
de setembro de 2021 a abril de 2022, transcrito a seguir: 
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: 
I - os custos decorrentes das medidas para atendimento eletroenergético do Sistema Interligado 
Nacional definidas pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE e pela Câmara de Regras 
Excepcionais para Gestão Hidroenergética - CREG, conforme apresentado na Tabela do Anexo a esta 
Resolução; 
II - os custos associados à condição operativa não ordinária do sistema elétrico em razão das severas 
condições hidrológicas; e 
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar receitas e 
 
 
18 Nota Técnica nº 59/2021-SRG-SGT-SRM/ANEEL, de 29 de junho de 2021. 
19 Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias criada com a finalidade específica de administrar os recursos 
decorrentes da aplicação das Bandeiras Tarifárias.

despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias. 
Art. 2º A Bandeira Escassez Hídrica de que trata o art. 1º deve vigorar de setembro de 2021 a 
abril de 2022, sem prejuízo de revisão posterior de valor, ou interrupção de cobrança, por 
deliberação do CMSE. 
 
31. 
Conforme o inciso III do artigo 1º, na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG 
considerou o déficit acumulado pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor a ser recuperado 
por meio das receitas de bandeiras durante a vigência da Bandeira Escassez. 
32. 
Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas 
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit não seja transferido para as tarifas (mediante 
CVA), mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos 
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.  
33. 
Na definição do novo patamar de bandeira foram considerados elementos não previstos 
no submódulo 6.8 do Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret). Conforme a regulamentação, a 
Bandeira possui adicionais por patamar fixos ao longo do ciclo, que são acionados de acordo com as 
condições atuais da geração. Em outras palavras, o acionamento da bandeira é mensal e não considera 
custo passados (déficit). 
34. 
Por sua vez, na definição do patamar da Bandeira Escassez Hídrica foi considerado o déficit 
acumulado pelas distribuidoras na Conta Bandeiras, e, ainda, um acionamento pré-estabelecido até abril.  
35. 
Ou seja, a decisão superveniente do poder concedente definiu um modelo diferente do 
arcabouço estabelecido no Proret, uma vez que teve como objetivo isolar os custos provenientes das 
decisões da CREG na Conta Bandeiras e evitar repasse às tarifas.

36. 
No processo da ENEL GO, conforme estabelecido no Proret, a CVA foi calculada 
considerando as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a competência 
de julho de 2021.  Nessa apuração, identificou-se que os custos foram superiores às receitas, e o efeito 
financeiro da CVA será positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada.  
37. 
Ocorre que, parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela 
distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição do patamar da Bandeira Escassez 
Hídrica, como explicado anteriormente. 
38. 
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, proponho que 
seja conferido um tratamento excepcional. No presente processo tarifário, será considerado um 
componente financeiro negativo, para retirar o efeito dos custos não cobertos pelas Bandeiras e que serão 
recuperados durante o ciclo de vigência da Bandeira Escassez. No processo tarifário subsequente, tal 
componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic. 
39. 
Não obstante às ações listadas para mitigar o efeito tarifário verificado para os 
consumidores da ENEL GO, o efeito médio nas tarifas permanece em um patamar elevado. Em outros 
processos tarifários, a fim de amenizar o efeito do reajuste, identificamos concessionárias que solicitaram 
o diferimento da aplicação de componente tarifário e, ainda, a antecipação da reversão dos valores 
oriundos de créditos decorrentes da exclusão do ICMS20 da base de cálculo do PIS/PASEP21 e da COFINS22. 
 
 
20 Circulação de Mercadorias e Serviços. 
21 Programa de Integração Social (PIS) e Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PASEP). 
22 Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social.

40. 
Em relação ao diferimento, a ENEL GO, excetuando-se o diferimento relacionado ao saldo 
de Itaipu - para o qual houve anuência da concessionária, não houve demais manifestação sobre o assunto 
nos autos do processo. Em reunião, os gestores refutaram qualquer ação que impactasse no fluxo de caixa 
da empresa, sob a justificativa dos endividamentos contraídos para o cumprimento das metas 
estabelecidas no Contrato de Concessão e no Termo de Compromisso firmado com o Estado de Goiás. 
41. 
No que tange aos créditos de PIS/COFINS, ação utilizada em vários processos tarifários23, 
de fato, o tema ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL. No entanto, o Despacho nº 
36124, de 9 de fevereiro de 2021, autorizou o uso antecipado desses recursos antes da conclusão do 
processo administrativo, limitado a 20% do valor total de potencial crédito associado às ações judiciais.  
42. 
No caso concreto da ENEL GO, é de conhecimento desta Agência do trânsito em julgado da 
decisão proferida pelo Tribunal Regional Federal, reconhecendo o direito da Companhia à exclusão do 
ICMS das bases de cálculo do PIS e da COFINS. O valor estimado da sentença é de R$ 2,9 bilhões25. A 
próxima etapa da ação é a habilitação por parte da Receita Federal do Brasil, para, em seguida, a ENEL GO 
iniciar a compensação mensal dos créditos tributários.  
43. 
Em manifestação 26  encaminhada à Superintendência de Fiscalização Econômica e 
Financeira (SFF), a ENEL GO informou da petição protocolada pelo Estado de Goiás no processo judicial, o 
 
 
23 A primeira aplicação foi no âmbito do reajuste tarifário anual da EDP Espírito Santo, a fundamentação encontra-se em: 
http://www2.aneel.gov.br/cedoc/areh20202749_1.pdf.  
24 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp2021361.pdf. 
25 Conforme notas explicativas das demonstrações contábeis enviadas à Comissão de Valores Mobiliários. 
26 Carta Enel GO 194-2021-RB, documento SicNet nº 48513.026653/2021-00.

que trouxe “incertezas quanto a própria habilitação do crédito nos prazos de eventual 
compensação do referido crédito tributário.” 
44. 
Ainda, em reunião, os gestores da ENEL GO reforçaram que, diante da incerteza quanto ao 
processo de habilitação, não apresentariam manifestação com proposta para utilização de parte do valor 
da sentença no reajuste tarifário. 
45. 
Com efeito, como já dito anteriormente, a regulamentação quanto ao tratamento a ser 
dado pelas distribuidoras de energia elétrica aos créditos tributários não foi finalizada na ANEEL. Isso 
posto, sob a perspectiva da segurança jurídica, a Agência deve aguardar o desfecho da regulamentação 
para eventual adoção de providências para operacionalizar a devolução dos créditos tributários aos 
consumidores de energia elétrica. 
46. 
Dessa forma, sob a égide do princípio da segurança jurídica, a antecipação de créditos 
tributários neste processo de reajuste só seria possível mediante a anuência da ENEL GO, manifestação 
que não consta nos autos do processo, e, por tais motivos, impede qualquer ação da ANEEL. 
47. 
Um outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 240/2021-SGT/ANEEL, é 
a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (97,30%) e as variações do 
IGP-M (132,70%) e do IPCA (78,12%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
48. 
Por fim, na Tabela 4 é apresentado o valor mensal a ser repassado pela Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica (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 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
III. DIREITO 
49. 
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 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
2.344.857
        
12.107.762
     
14.452.619
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
104.284
           
2.053.359
        
2.157.643
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(5.929)
              
1.104.940
        
1.099.011
        
Subsídio Rural
710.560
           
7.560.369
        
8.270.929
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
641.801
           
6.664.677
        
7.306.478
        
Total
3.795.572
        
29.491.108
     
33.286.680

dezembro de 2009; iv) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; v) Decreto nº 7.945, de 7 de maro de 
2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 063/2000-
ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
50. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005026/2020-91, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ENEL GO, a vigorar a partir 
de 22 de outubro de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 16,45%, sendo 14,21% para os consumidores em alta tensão e 
17,32% 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 GO; 
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 ENEL GO, 
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
Brasília, 21 de outubro de 2021. 
 
(Assinado digitalmente) 
ELISA BASTOS SILVA 
Diretora