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 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
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. 
 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
12. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
 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%
1,98%
-0,38%
2,77%
0,01%
3,61%
-2,22%
-1,74%
4,04%
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 
 
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. 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
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%
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) 4 1.507.561 4 7.595.688 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 2 1.953.013 2 4.285.450 10,6% 0,17% 1,6%
PROINFA 1 6.598.029 2 0.448.696 23,2% 0,28% 1,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 3.419.760 1 3.764.196 2,6% 0,03% 0,9%  
Custos de Transmissão 9 4.292.601 8 9.067.414 -5,5% -0,38% 6,0%  
Rede Básica 7 0.472.085 6 4.647.585 -8,3% -0,42% 4,4%
Rede Básica Fronteira 1 9.660.586 1 9.124.198 -2,7% -0,04% 1,3%
Rede Básica ONS (A2) 1 98.362 2 75.601 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 5 13.148.326 5 51.117.725 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 1 7.038.126 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) 4 62.315 0,03%
Previsão de Risco Hidrológico 4 2.163.016 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 5 39.798 0,04%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,74%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 4,04%  

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. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
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. 
2,77%
1,08%
0,37%
0,12%
-0,10%
0,21%
1,21%
-0,01%
Total
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Bilateral
 Proinfa

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 
21. 
Quanto aos componentes financeiros6 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. 
Custo de 
Distribuição
47,9%
Custo de 
Energia
37,2%
Custo de 
Transporte
6,0%
Encargos 
Setoriais
8,3%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,5%
Custo de       
Distribuição
34,6%
Custo de            
Energia
26,9%
Custo de Transmissão
4,5%
Encargos          
Setoriais
6,1%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,4%
ICMS
22,8%
PIS/COFINS
4,7%
Tributos 
27,5%

Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
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. 
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%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 2 9.635.403 2,16%
CVA em processamento - Transporte 5.542.859 0,40%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 7.038.126 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 4 2.163.016 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%      

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 
Tabela 3, também foi considerada redução econômica da Parcela B8. 
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 econômico-
financeira 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. 
 
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) 
447,66
420,83
344,23
378,75
420,80
437,28
462,03
525,74
520,75
549,22
605,30
600,08
647,35
667,99
Reajuste
2011
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Revisão
2015
Revisão
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Revisão
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

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

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