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 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.

5. 
Em 13 de outubro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou ao 
Conselho de Consumidores da EDP SP5 as planilhas de cálculo do reajuste, conforme dispõe a REN nº 6526, 
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 
poder da Distribuidora, como componente financeiro extraordinário negativo7. 
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-SP-
063/2021. 
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 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015652.pdf. 
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 
Reativos (UDER)9; 
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 
 
 
 
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. 
 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%

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
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
0,56%
-0,90%
1,53%
6,14%
2,47%
2,59%
12,39%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
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 
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, 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
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%
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) 7 83.262.791 6 74.524.366 -13,9% -2,18% 12,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) 0 5 6.448.293 - 1,13% 1,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) 0 8 4.966.585 - 1,71% 1,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 8 6.898.459 5 9.268.750 -31,8% -0,55% 1,1%
PROINFA 1 11.741.860 1 26.333.544 13,1% 0,29% 2,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 4 0.458.287 4 6.862.956 15,8% 0,13% 0,9%
ONS 2 02.905 1 90.607 -6,1% -0,00% 0,0%      
Custos de Transmissão 5 96.886.495 5 52.127.356 -7,5% -0,90% 10,3%      
Rede Básica 3 76.164.754 3 56.680.768 -5,2% -0,39% 6,7%
Rede Básica Fronteira 9 7.441.172 9 3.801.405 -3,7% -0,07% 1,8%
Rede Básica ONS (A2) 5 17.748 5 26.140 1,6% 0,00% 0,0%
MUST Itaipu 4 3.582.295 3 8.182.121 -12,4% -0,11% 0,7%
Transporte de Itaipu 5 9.054.467 4 5.995.020 -22,1% -0,26% 0,9%
Conexão 2 0.126.058 1 6.941.901 -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 6 7.133.792 1,26%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 9 1.242.213 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) 4 91.606 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 2 30.810.045 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%      

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. 
 
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%. 
25. 
Quanto aos componentes financeiros14 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. 
1,53%
1,11%
0,46%
0,23%
-0,13%
0,34%
-0,52%
0,01%
0,03%
Total
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
Bilateral
 Proinfa

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):  
28. 
Valores a serem revertidos à modicidade tarifária, associados à REN nº 41416, 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 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2010414.pdf.

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 
 
 
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. 
 
Custo de 
Distribuição
29,7%
Custo de 
Energia
40,2%
Custo de 
Transmissão
10,3%
Encargos 
Setoriais
19,8%

Gráfico 4. Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual – Com tributos 
 
 
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. 
 
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 
Custo de 
Distribuição
21,7%
Custo de 
Energia
29,3%
Custo de 
Transmissão
7,5%
Encargos 
Setoriais
14,4%
ICMS
23,7%
PIS/COFINS
3,4%
Tributos
27,0%
312,22
348,94
285,86
304,94
367,78
433,41
500,57
402,99
397,50
487,30
561,53
525,73
546,11
635,92
Revisão
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Revisão
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Revisão
2019
Reajuste
2020
Revisão
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

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
 
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: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da EDP SP Distribuidora de 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; 
 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(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
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 9 54.816 9 .226.714 1 0.181.530
Subsídio Geração Fonte Incentivada 1 .147 1 14.877 1 16.024
Subsídio Distribuição ( 8.634) 1 78.095 1 69.461
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 20.150) 7 40.336 7 20.186
Subsídio Rural ( 27.574) 3 41.722 3 14.148
Subsídio Irrigante/Aquicultor ( 362) 2 0.126 1 9.764  
Total 8 99.244 1 0.621.870 1 1.521.114  

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