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VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.005028/2020-81. 
 
INTERESSADOS: ELETROPAULO - Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.  
  
RELATORA: Elisa Bastos Silva. 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT).  
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da ELETROPAULO - Eletropaulo Metropolitana Eletricidade 
de São Paulo S/A (Enel SP), a vigorar a partir de 4 de julho de 2021. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
A Enel SP é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende 
cerca de 7,4 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa 
faturamento anual da ordem de R$ 16,8 bilhões. 
2. 
Em 30 de junho de 2020, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual de 2020 da ENEL SP, 
conforme Resolução Homologatória – REH n.º 2.719/2020 onde as tarifas foram, em média, reajustadas 
em 4,23%. 
3. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica 
(ANEEL) aprovou a Resolução Normativa nº 8852, que regulamentou o Decreto n.º 10.3503, de 18 de maio 
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 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. 
 
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 192/1998-ANEEL. 
2 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2020885.pdf.  
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.

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5. 
O Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021 da Enel SP ocorre em um momento de pressão 
tarifária, decorrente da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da Covid, com 
indicadores inflacionários atingindo patamares elevados, aliados a condições desfavoráveis para geração 
hídrica verificadas em 2021 e à redução de consumo resultante do isolamento social. 
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. 
7. 
Em 23 de junho de 2021, em reunião virtual com minha participação, meu gabinete e a 
SGT, tendo como intuito amenizar os impactos tarifário deste reajuste, a Enel SP manifestou sua intenção 
de diferimento da Parcela B, confirmado em e-mail para área técnica, em 25 de junho de 2021 e 
formalizado por meio da Carta Enel SP 150-2021-RB, de 28 de junho de 2021. 
8. 
Em 25 de junho de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou ao 
Conselho de Consumidores da Enel SP as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa nº 
6525, de 17 de março de 2015. 
9. 
Por intermédio da Nota Técnica nº 146/2021-SGT/ANEEL6, de 28 de junho de 2021, a SGT 
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021 da Enel SP. 
10. 
É o relatório. 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
11. 
Trata-se de Reajuste Tarifário Anual (RTA) da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de 
São Paulo S/A (Enel SP), a vigorar a partir de 4 de julho de 2021. O referido RTA  conduz a um efeito médio 
nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 9,44%, sendo de 3,67%, em média, para os 
consumidores conectados na Alta Tensão e de 11,38%, em média, para os consumidores conectados na 
Baixa Tensão. 
 
5 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015652.pdf. 
6 Documento SicNet nº 48581.001019/2021-00.

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Tabela 1. Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
12.  
 
13.  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
12. 
Primeiramente, vale destacar que a elevada diferença entre os efeitos na Alta Tensão e 
Baixa Tensão pode ser explicada pelas variações de custo e pela estrutura de mercado da ENEL SP. Com 
relação aos custos, temos alguns efeitos muito importantes:  
I. 
o forte aumento do fio B, em função do IGPM;  
II. 
a redução dos custos de rede básica, pelo reperfilamento dos custos de RBSE;  
III. 
o forte aumento dos custos de compra de energia (efeito primordialmente financeiro, pela saída de financeiros 
negativos – Conta Covid – e substituição por financeiros positivos)  
IV. 
inclusão da componente TE da CDE Covid (+380 milhões)  
V. 
inclusão da componente TUSD de CDE Covid (+177 milhões) 
VI. 
queda da CDE Uso (saída de financeiros maiores do que os que entraram)  
13. 
Com este cenário acima descrito, podemos perceber que os maiores aumentos se 
encontram nas componentes pagas em MWh. O mercado de Alta Tensão da ENEL SP é 60% livre, cujas 
tarifas basicamente são Fio B e rede básica. O aumento da tarifa de fio B é menor do que a queda das 
tarifas de rede básica, de modo que os consumidores livres estão percebendo uma redução tarifária. 
14. 
Com relação à Baixa Tensão, temos forte aumento das componentes, como compra de 
energia, CDE Covid TE, além de pagarem maiores valores de RB e fio B. 
15. 
Pois bem. 
16. 
O efeito médio de 9,44% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 11,41% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a uma redução de -1,81%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -0,17%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente

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Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
17. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 2. Itens de custo que conduziram ao efeito médio

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Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
12.686.309.735
  
13.080.571.668
  
3,1%
2,34%
69,8%
Encargos Setoriais
3.021.064.697
    
3.639.778.198
    
20,5%
3,68%
19,4%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
19.909.481
          
28.346.898
          
42,4%
0,05%
0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
2.204.516.908
    
2.178.788.436
    
-1,2%
-0,15%
11,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
-
                         
176.920.602
        
0,0%
1,05%
0,9%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
-
                     
379.699.967
        
0,0%
2,26%
2,0%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
343.371.029
        
352.612.045
        
2,7%
0,05%
1,9%
PROINFA
308.531.686
        
367.740.777
        
19,2%
0,35%
2,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
144.110.864
        
154.968.993
        
7,5%
0,06%
0,8%
ONS
624.728
                
700.480
                
12,1%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
2.147.022.577
    
1.767.106.397
    
-17,7%
-2,26%
9,4%
Rede Básica
1.286.472.328
    
1.133.097.735
    
-11,9%
-0,91%
6,0%
Rede Básica Fronteira
330.839.314
        
213.686.255
        
-35,4%
-0,70%
1,1%
Rede Básica ONS (A2)
849.618
                
797.113
                
-6,2%
-0,00%
0,0%
MUST Itaipu
179.184.679
        
150.753.162
        
-15,9%
-0,17%
0,8%
Transporte de Itaipu
236.172.470
        
172.939.089
        
-26,8%
-0,38%
0,9%
Conexão
104.080.202
        
84.485.126
          
-18,8%
-0,12%
0,5%
Uso do sistema de distribuição e CCD
9.423.965
            
11.347.917
          
20,4%
0,01%
0,1%
Custos de Aquisição de Energia
7.518.222.461
    
7.673.687.073
    
2,1%
0,92%
40,9%
PARCELA B
4.133.696.169
    
5.659.305.315
    
36,9%
9,07%
30,2%
IRT
16.820.005.904
  
18.739.876.983
  
11,41%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(304.549.747)
      
-1,81%
CVA em processamento - Energia
1.142.671.980
    
6,79%
CVA em processamento -Transporte
4.675.540
            
0,03%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
221.473.386
        
1,32%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
18.009.549
          
0,11%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
52.937.815
          
0,31%
Neutralidade de Parcela A - Conta Covid
(34.137.107)
         
-0,20%
Sobrecontratação/exposição de energia
114.108.950
        
0,68%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.561.561
            
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
832.641.815
        
4,95%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
39.806
                  
0,00%
Ajuste CUSD
1.340.604
            
0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
524.625
                
0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2)
39.806
                  
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(773.481.513)
      
-4,60%
Decreto 10.665/2021 - Financeiro de Saldo de Comercialização de Itaipu
(215.796.943)
      
-1,28%
Antecipação da reversão Ultrap. Demanda e Exced. Reativos
(164.258.042)
      
-0,98%
Créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 414)
(28.154.046)
         
-0,17%
Diferimento de Parcela B
(280.000.000)
      
-1,66%
Créditos de PIS/COFINS
(1.100.000.000)
   
-6,54%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
179.458.752
        
1,07%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
17.340.348
          
0,10%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(101.393.159)
      
-0,60%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(137.645.565)
      
-0,82%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(42.393.015)
         
-0,25%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(14.114.893)
         
-0,08%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-0,17%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,44%
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita        
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 12.686.309.735 13.080.571.668 3,1% 2,34% 69,8%        
Encargos Setoriais 3.021.064.697 3.639.778.198 20,5% 3,68% 19,4%        
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 1 9.909.481 2 8.346.898 42,4% 0,05% 0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 2 .204.516.908 2 .178.788.436 -1,2% -0,15% 11,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) - 1 76.920.602 0,0% 1,05% 0,9%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) - 3 79.699.967 0,0% 2,26% 2,0%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 3 43.371.029 3 52.612.045 2,7% 0,05% 1,9%
PROINFA 3 08.531.686 3 67.740.777 19,2% 0,35% 2,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 44.110.864 1 54.968.993 7,5% 0,06% 0,8%
ONS 6 24.728 7 00.480 12,1% 0,00% 0,0%        
Custos de Transmissão 2 .147.022.577 1 .767.106.397 -17,7% -2,26% 9,4%        
Rede Básica 1 .286.472.328 1 .133.097.735 -11,9% -0,91% 6,0%
Rede Básica Fronteira 3 30.839.314 2 13.686.255 -35,4% -0,70% 1,1%
Rede Básica ONS (A2) 8 49.618 7 97.113 -6,2% -0,00% 0,0%
MUST Itaipu 1 79.184.679 1 50.753.162 -15,9% -0,17% 0,8%
Transporte de Itaipu 2 36.172.470 1 72.939.089 -26,8% -0,38% 0,9%
Conexão 1 04.080.202 8 4.485.126 -18,8% -0,12% 0,5%
Uso do sistema de distribuição e CCD 9 .423.965 1 1.347.917 20,4% 0,01% 0,1%        
Custos de Aquisição de Energia 7 .518.222.461 7 .673.687.073 2,1% 0,92% 40,9%        
PARCELA B 4.133.696.169 5.659.305.315 36,9% 9,07% 30,2%        
IRT 16.820.005.904 18.739.876.983 11,41% 100%        
        
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual    ( 304.549.747)  -1,81%  
CVA em processamento - Energia    1.142.671.980 6,79%    
CVA em processamento -Transporte 4 .675.540 0,03%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 2 21.473.386 1,32%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1 8.009.549 0,11%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 5 2.937.815 0,31%
Neutralidade de Parcela A - Conta Covid ( 34.137.107) -0,20%
Sobrecontratação/exposição de energia 1 14.108.950 0,68%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1 .561.561 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 8 32.641.815 4,95%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 3 9.806 0,00%
Ajuste CUSD 1 .340.604 0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 5 24.625 0,00%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) 3 9.806 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 773.481.513) -4,60%
Decreto 10.665/2021 - Financeiro de Saldo de Comercialização de Itaipu ( 215.796.943) -1,28%
Antecipação da reversão Ultrap. Demanda e Exced. Reativos ( 164.258.042) -0,98%
Créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 414) ( 28.154.046) -0,17%
Diferimento de Parcela B ( 280.000.000) -1,66%
Créditos de PIS/COFINS ( 1.100.000.000) -6,54%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia 1 79.458.752 1,07%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte 1 7.340.348 0,10%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 101.393.159) -0,60%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 137.645.565) -0,82%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 42.393.015) -0,25%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 14.114.893) -0,08%        
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -0,17%        
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,44%        

Fls. 6 de 12 
 
18. 
Como se observa na tabela acima, os custos da Parcela A representam 69,8% dos custos da 
Concessionária. O incremento desses custos foi responsável por 2,34% na composição do índice de 
reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos. 
19. 
Os encargos setoriais variaram em 20,5% em relação ao processo tarifário anterior, 
correspondendo a um efeito médio de 3,68%. 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 10.350/2020, 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 2,26% 
e 1,05% respectivamente. 
20. 
Os custos de transmissão tiveram uma variação de -17,7%, correspondendo a um efeito de 
-2,26%. Destaca-se o reflexo do 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. Explica-se que a Lei nº 12.783/2013, dispôs sobre 
a prorrogação das concessões de transmissão, facultando ao Poder Concedente a definição das diretrizes 
para o reconhecimento tarifário da parcela dos investimentos vinculados aos bens reversíveis dessas 
concessionárias. Para regulamentar e operacionalizar esse pagamento, o Ministério de Minas e Energia 
emitiu a Portaria n.º 120/2016. Ato contínuo, a ANEEL publicou a REN n.º 762/2017, definindo os 
procedimentos e critérios a serem utilizados no cálculo do custo de capital a ser adicionado à Receita 
Anual Permitida (RAP) de cada concessionária de transmissão abrangida pela Lei n.º 12.783/2013. 
21. 
Já as variações dos custos de compra de energia conduziram a um efeito tarifário de 0,92%, 
como indicado no gráfico 2. Destaca-se o efeito positivo referente a atualização dos contratos de compra 
de energia no ambiente regulado (CCEARs) e dos contratos de cotas de garantia física (CCGF); por outro 
lado o preço da energia de Itaipu, a qual é indexada em dólar, cuja cotação de cobertura passou de 
R$ 5,25/US$, no processo de 2020, para R$ 5,15/US$7, contribuiu para a redução tarifária.  
 
7 A cotação utilizada é a referente ao valor médio, no período entre o 45º e 16º dia anterior ao DRP, das médias das cotações 
de fechamento do dólar dos EUA para operações de venda no mercado interbancário (PTAX), divulgadas pelo Banco Central 
do Brasil – Bacen, conforme preconizado no Submódulo 3.2 do Proret.

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Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
22. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 30,2% dos custos da 
Concessionária. Seu impacto foi de 9,07% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre julho de 2020 e junho de 2021, 
do IGP-M, de 36,65%, subtraída do Fator X, de -0,25%. 
23. 
No cálculo do Fator X de -0,25%, foram considerados os componentes Pd e T definidos na 
última Revisão Tarifária da Enel SP, de 0,77% e -2,07%, respectivamente. Já o valor componente Q do 
Fator X aplicado na atualização da Parcela B foi de 1,05%. 
24. 
Quanto aos componentes financeiros8 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -1,81% no atual reajuste da Enel SP. 
25. 
O financeiro que mais impactou o processo, com valores positivos, foi a CVA em 
Processamento – Energia, com efeito de 6,79%, em decorrência, principalmente, da diferença entre o 
câmbio do dólar estimado para a cobertura de Itaipu no processo tarifário de 2020 e o câmbio 
efetivamente realizado (impacto de 1,67%). Contribuiu ainda neste efeito o risco hidrológico de Itaipu, 
CCGF e usinas repactuadas (impacto de 4,70%, já considerado as bandeiras tarifárias); informa-se que a 
 
8 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. 
 
 
0,92%
0,86%
0,33%
0,21%
-0,19%
0,34%
-0,67%
0,05%
Total
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
 Proinfa

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previsão de risco hidrológico considerado no processo tarifário de 2020 praticamente anulou este efeito 
(impacto de -4,60%).  
26. 
Em relação à Sobrecontratação/Exposição de energia, também consta a exposição e 
sobrecontratação involuntária referentes aos anos de 2016 e 2017, contabilizando o valor total de R$ 
114.108.950,00 (cento e catorze milhões, cento e oito mil, novecentos e cinquenta reais) com impacto 
tarifário de 0,68%. Insta frisar que R$ 113.245.337,57 (cento e treze milhões, duzentos e quarenta e cinco 
mil, trezentos e trinta e sete reais, cinquenta e sete centavos) deste valor, referente aos anos de 2016 e 
2017, está em discussão em âmbito recursal. Reitero, porém, que o fato desse valor já constar no âmbito 
do presente processo tarifário não acarreta dano grave ou de difícil reparação para a Recorrente, uma vez 
que tal valor poderá ser revertido nos processos tarifários futuros, em caso de eventual decisão definitiva 
da Diretoria Colegiada favorável à Enel SP, não havendo, portanto, risco de irreversibilidade. 
27. 
Importante ressaltar que, diante do cenário socioeconômico decorrente da pandemia de 
Covid, foram adotados mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário. Esses mecanismos foram 
incorporados ao presente processo tarifário na forma de componentes financeiros negativos, e estão 
resumidos a seguir. 
a. Reversão dos recursos da Conta-Covid: consiste na reversão dos montantes equivalentes à totalidade dos 
valores recebidos da Conta-Covid, atualizados pela SELIC, correspondentes aos itens previstos nos §1º e §2º 
do art. 5º da Resolução Normativa n.º 885, de 2020, totalizando um impacto de -0,59%. Ressalta-se que o 
valor deste reajuste equivale ao saldo remanescente não revertido no processo de 2020.  
 
b. Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN n.º 414/2010 e REN n.º 376/2009): valores a serem 
revertidos à modicidade tarifária, associados à Resolução Normativa n.º 4149, de 9 de setembro de 2010 e 
Resolução Normativa n.º 37610, de 25 de agosto de 2009. Esses valores são referentes a recursos recebidos 
pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados entre distribuidora e seus 
consumidores, previsto no §3º do art. 70-A e aos créditos que, após 60 (sessenta) meses da data do 
faturamento, não puderem ser restituídos ao consumidor, previstos no §7º do art. 88 ambos da REN n.º 
414/2010 e (ii) rescisão de CCER antes da data de início do período de fornecimento em face da desistência 
do consumidor de retorno ao ACR, previsto no §2º do art. 9º da REN nº 376/2009; contribuindo para redução 
do efeito em -0,17%. Vale ressaltar que os valores foram informados pela concessionária e passarão por 
fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários. 
 
 
9 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2010414.pdf. 
10 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2009376.pdf.

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c. 
Reversão Antecipada de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos – UDER: 
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. Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, que contribuiu com uma redução 
tarifária de -0,98%. 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. 
 
d. Créditos de PIS/COFINS: os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais em que se questiona a incidência 
sobre ICMS ainda serão matéria de regulamentação específica pela ANEEL, no âmbito da Consulta Pública nº 
005/202111. No entanto, o Despacho nº 36112, de 9 de fevereiro de 2021, autorizou, em situações 
excepcionais, o uso antecipado desses recursos antes da conclusão da consulta pública, limitado a 20% do 
valor total de potencial crédito associado às ações judiciais. Isso posto, conforme declarado pela Enel SP, os 
créditos habilitados são da ordem de R$ 5 bilhões, assim para este processo, a Enel SP solicitou a aplicação 
de R$ 1,1 bilhão, o que representa um impacto de -6,54%. Dessa forma, será considerado neste reajuste 
tarifário cerca de 22% do valor habilitado, sendo, portanto, superior ao estabelecido no Despacho nº 361, de 
2021. Todavia, não identifico risco, uma vez que cerca de R$ 700 milhões já foram creditados pela 
distribuidora até maio deste ano, sendo que os R$ 400 milhões restantes deverão ser creditados até 
dezembro/2021.     
 
e. Diferimento de Parcela B. Adicionalmente, a fim de amenizar o efeito do reajuste, a Enel SP propôs 
diferimento de R$ 280 milhões de Parcela B, cujo impacto representa um redutor de 1,66% nas tarifas. Tal 
valor será revertido à distribuidora nos processos tarifários subsequentes, devidamente atualizado. 
 
 
28. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem13 e com tributos14), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia 
 
11 Disponível em https://www.aneel.gov.br/consultas-publicas. 
12 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp2021361.pdf. 
13 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. 
 
14 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 21,5% para o ICMS e de 3,2% para o PIS/COFINS incidentes

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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 composição da Receita Anual – Com tributos 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
29. 
Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária no período de 2012 a 2021 (104,2%) e as variações do IGP-M (121,7%) e do IPCA (65,7%) 
no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
Gráfico 5. Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
 
sobre a fatura (total de 24,7% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 32,8% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de 
cálculo. 
 
Custo de 
Distribuição
30,2%
Custo de 
Energia
40,9%
Custo de 
Transmissão
9,4%
Encargos 
Setoriais
19,4%
Custo de 
Distribuição
22,7%
Custo de 
Energia
30,8%
Custo de 
Transmissão
7,1%
Encargos 
Setoriais
14,6%
ICMS
21,5%
PIS/COFINS
3,2%
Tributos
24,7%

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Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
III - DIREITO 
30. 
Sustentam a presente análise, os seguintes dispositivos técnicos, legais e 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 dezembro de 2009;  
iv) 
Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; 
v) 
Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e 
vi) 
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 162/1998-ANEEL. 
 
IV – DISPOSITIVO 
31. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005028/2020-81, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ELETROPAULO - Eletropaulo Metropolitana 
Eletricidade de São Paulo S/A (Enel SP), a vigorar a partir de 04 de julho de 2021, que conduz ao efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 9,44%, sendo 3,67% para os consumidores em alta tensão 
e 11,38% para os consumidores em baixa tensão;

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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 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 Enel SP, de modo a custear os descontos 
retirados da estrutura tarifária. 
 
Brasília, 29 de junho de 2021. 
 
Elisa Bastos Silva 
Diretora