VOTO  
 
PROCESSO: 48500.005025/2020-47. 
 
INTERESSADOS: ENEL CE - Companhia Energética do Ceará. 
 
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva. 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da ENEL CE - Companhia Energética do Ceará, a vigorar a 
partir de 22 de abril de 2021. 
 
I. RELATÓRIO 
 
A Companhia Energética do Ceará (ENEL CE) é concessionária 1 do serviço público de 
distribuição de energia elétrica, sediada na cidade de Fortaleza-CE e atende a cerca de 3,8 milhões de 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual da ordem 
de R$ 5 bilhões. 
2. 
Em 14 de abril de 2020, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual (RTA) da ENEL CE, conforme 
Resolução Homologatória nº 2.6762, por meio da qual as tarifas foram, em média, reajustadas em 3,94%. 
Todavia, como parte de ações para a atenuação dos efeitos da pandemia de Covid-19, aquelas tarifas 
tiveram sua vigência3 iniciada apenas em 1º de julho de 2020. 
3. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica 
(ANEEL) aprovou a Resolução Normativa nº 8854, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 18 de maio 
de 2020, o qual criou a conta destinada ao setor elétrico para enfrentamento do estado de calamidade 
pública (CONTA-COVID) reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou 
a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; e dispôs sobre outras providências. 
 
 
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 001/1998-ANEEL, disponível em 
https://www.aneel.gov.br/contratos-de-distribuicao. 
2 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20202676ti.pdf.  
3 Conforme previsto no artigo 12 da Resolução Homologatória nº 2.676, de 2020. 
4 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2020885.pdf.

4. 
De modo a obter informações adicionais para o processo tarifário, as áreas técnicas 
encaminharam em 31 de março e em 6 de abril de 2021 os Ofícios Circulares nº 08/2021-
SGT/SRD/SFF/ANEEL5 e nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL6, respectivamente. 
5. 
Em 12 de abril de 2021, recebi7 representantes do Conselho de Consumidores da Enel 
Distribuição Ceará (CONERGE), oportunidade na qual expliquei o empenho da Agência para a implantação 
de ações regulatórias que pudessem mitigar significativos aumentos tarifários. O CONERGE, por sua vez, 
apresentou sua análise do processo tarifário da ENEL CE e preocupação com o impacto do reajuste 
tarifário na economia do Estado. 
6. 
Na mesma semana, dia 15 de abril de 2021, participei8 de reunião com representantes da 
ENEL CE, naquele momento, a Distribuidora apresentou sua avaliação do reajuste tarifário e os valores 
propostos para a implementação das ações de contenção do aumento tarifário. 
7. 
Tendo em vista o teor da decisão liminar proferida nos autos do Mandado de Segurança 
distribuído sob o nº 1017482-26.2021.4.01.3400, mediante o Despacho 1.0619, de 16 de abril de 2021, 
foram suspensos os efeitos do Despacho SRM/SGT nº 2.50810, de 27 de agosto de 2020, em face da ENEL 
CE. 
8. 
Em 16 de abril de 2021, após a consolidação das informações indispensáveis para o cálculo 
do reajuste tarifário, a Superintendente de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou ao CONERGE as planilhas 
finais de cálculo do processo tarifário. 
 
 
5 Documento SicNet nº 48581.000515/2021-00. 
6 Documento SicNet nº 48581.000531/2021-00. 
7 Registro de reunião documento SicNet nº 48575.001606/2021-00. 
8 Registro de reunião documento SicNet nº 48575.001617/2021-00. 
9 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp20211061.pdf. 
10 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp20202508ti.pdf.

9. 
Por meio das Cartas Enel CE nº 049-RB/202111 e nº 050-RB-202112,a ENEL CE solicitou a 
antecipação da reversão dos valores oriundos de créditos decorrentes da exclusão do ICMS13 da base de 
cálculo do PIS/PASEP14 e da COFINS15 e requereu diferimento de parte da sua receita de Parcela B. 
10. 
Por intermédio da Nota Técnica nº 71/2021-SGT/ANEEL16, de 19 de abril de 2021, a SGT 
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Concessionária. 
11. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
12. 
Trata-se do Reajuste Tarifário Anual (RTA) da ENEL CE, a vigorar a partir de 22 de abril de 
2020. 
13. 
De acordo com o que exponho a seguir, encaminho o presente voto no sentido aprovar o 
RTA da ENEL CE, que conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 8,95%, 
sendo de 10,21%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão (AT) e de 8,54%, em média, 
para os consumidores conectados na Baixa Tensão (BT). 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor.
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
14. 
A diferença de efeito para os consumidores conectados em alta tensão e baixa tensão se 
deve, em boa parte, pela forte pressão de custos alocados na Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição 
(TUSD), que impactam mais os consumidores da alta tensão, bem como pelo aumento da Conta de 
Desenvolvimento Energético (CDE) e dos custos de rede básica.  
 
 
11 Documento SicNet nº 48513.010405/2021-00. 
12 Documento SicNet nº 48513.010529/2021-00. 
13 Circulação de Mercadorias e Serviços. 
14 Programa de Integração Social (PIS) e Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PASEP). 
15 Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social. 
16 Documento SicNet nº 48581.000617/2021-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
10,21%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,54%
Efeito Médio AT+BT
8,95%

15. 
O efeito médio de 8,95% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A17 e de 
Parcela B18, comumente denominado “econômico”, contribuindo para o efeito médio em 24,07%; (ii) da 
inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, de -10,53%; e (iii) da retirada dos 
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação 
de -4,59%, conforme apresentado no Gráfico 1. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
16. 
Na Tabela 2 apresento os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
 
17 A Parcela A incorpora os custos relacionados às atividades de transmissão e geração de energia elétrica, inclusive a geração 
própria, além dos encargos setoriais.  
18 A Parcela B incorpora os custos típicos da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes e compreende os 
custos diretamente gerenciáveis pela distribuidora. São custos próprios da atividade de distribuição que estão sujeitos ao 
controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela empresa, por exemplo, os custos operacionais, a remuneração do 
capital e a quota de reintegração. 
4,57%
3,15%
5,91%
10,44%
-10,53%
-4,59%
8,95%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
3.272.200.073
  
3.960.390.764
  
21,0%
13,63%
63,2%
Encargos Setoriais
439.973.610
     
670.797.984
     
52,5%
4,57%
10,7%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
6.931.772
          
9.034.444
          
30,3%
0,04%
0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
198.447.009
     
226.092.115
     
13,9%
0,55%
3,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
0
80.669.871
        
100,0%
1,60%
1,3%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
0
98.580.575
        
100,0%
1,95%
1,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
103.610.793
     
103.030.162
     
-0,6%
-0,01%
1,6%
PROINFA
80.420.305
        
100.222.793
     
24,6%
0,39%
1,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
50.371.345
        
52.932.409
        
5,1%
0,05%
0,8%
ONS
192.385
             
235.616
             
22,5%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
317.930.600
     
476.742.210
     
50,0%
3,15%
7,6%
Rede Básica
221.886.169
     
338.043.293
     
52,3%
2,30%
5,4%
Rede Básica Fronteira
66.288.953
        
94.323.476
        
42,3%
0,56%
1,5%
Conexão
29.755.479
        
44.375.442
        
49,1%
0,29%
0,7%
Custos de Aquisição de Energia
2.514.295.864
  
2.812.850.569
  
11,9%
5,91%
44,9%
PARCELA B
1.777.317.863
  
2.304.543.823
  
29,7%
10,44%
36,8%
IRT
5.049.517.936
  
6.264.934.587
  
24,07%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
531.957.204
-     
-10,53%
CVA em processamento - Energia
268.891.893
     
5,33%
CVA em processamento -Transporte
108.447.976
     
2,15%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.411.883
          
0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
4.080.158
          
0,08%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
8.128.515
          
0,16%
Sobrecontratação/exposição de energia
60.807.831
        
1,20%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.498.177
          
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
135.547.986
     
2,68%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(72.830)
              
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(146.280.523)
    
-2,90%
ICMS não compesando na compra de energia
15.384.188
        
0,30%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(78.666.911)
      
-1,56%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(47.592.164)
      
-0,94%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(7.423.317)
         
-0,15%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(181.129.790)
    
-3,59%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(15.243.495)
      
-0,30%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(92.089.798)
      
-1,82%
Reversão Conta Covid - Postergação
(36.761.609)
      
-0,73%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
30.715.144
        
0,61%
Devolução valores de Rede Basica Fronteira (Pendência Impeditiva)
(231.261)
            
0,00%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022-RB FR
(45.707.435)
      
-0,91%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022-RB FR
(14.628.349)
      
-0,29%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022- Conexão
(7.173.436)
         
-0,14%
Diferimento Parcela B
(53.000.000)
      
-1,05%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER
(54.088.313)
      
-1,07%
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária - REN 376/2009 e 414/201
(1.581.724)
         
-0,03%
Crédito PIS/COFINS
(386.200.000)
    
-7,65%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-4,59%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,95%
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 3.272.200.073 3.960.390.764 21,0% 13,63% 63,2%      
Encargos Setoriais 439.973.610 670.797.984 52,5% 4,57% 10,7%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 6 .931.772 9 .034.444 30,3% 0,04% 0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 1 98.447.009 2 26.092.115 13,9% 0,55% 3,6%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) 0 8 0.669.871 100,0% 1,60% 1,3%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) 0 9 8.580.575 100,0% 1,95% 1,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 03.610.793 1 03.030.162 -0,6% -0,01% 1,6%
PROINFA 8 0.420.305 1 00.222.793 24,6% 0,39% 1,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 5 0.371.345 5 2.932.409 5,1% 0,05% 0,8%
ONS 1 92.385 2 35.616 22,5% 0,00% 0,0%      
Custos de Transmissão 3 17.930.600 4 76.742.210 50,0% 3,15% 7,6%      
Rede Básica 2 21.886.169 3 38.043.293 52,3% 2,30% 5,4%
Rede Básica Fronteira 6 6.288.953 9 4.323.476 42,3% 0,56% 1,5%
Conexão 2 9.755.479 4 4.375.442 49,1% 0,29% 0,7%      
Custos de Aquisição de Energia 2 .514.295.864 2 .812.850.569 11,9% 5,91% 44,9%      
PARCELA B 1.777.317.863 2.304.543.823 29,7% 10,44% 36,8%      
IRT 5.049.517.936 6.264.934.587 24,07% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual - 531.957.204 -10,53%      
CVA em processamento - Energia    268.891.893 5,33%  
CVA em processamento -Transporte 1 08.447.976 2,15%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 2 .411.883 0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 4 .080.158 0,08%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 8 .128.515 0,16%
Sobrecontratação/exposição de energia 6 0.807.831 1,20%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1 .498.177 0,03%
Previsão de Risco Hidrológico 1 35.547.986 2,68%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR ( 72.830) 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 146.280.523) -2,90%
ICMS não compesando na compra de energia 1 5.384.188 0,30%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia ( 78.666.911) -1,56%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte ( 47.592.164) -0,94%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 7.423.317) -0,15%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 181.129.790) -3,59%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 15.243.495) -0,30%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 92.089.798) -1,82%
Reversão Conta Covid - Postergação ( 36.761.609) -0,73%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) 3 0.715.144 0,61%
Devolução valores de Rede Basica Fronteira (Pendência Impeditiva) ( 231.261) 0,00%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022-RB FR ( 45.707.435) -0,91%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022-RB FR ( 14.628.349) -0,29%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022- Conexão ( 7.173.436) -0,14%
Diferimento Parcela B ( 53.000.000) -1,05%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER ( 54.088.313) -1,07%
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária - REN 376/2009 e 414/2010 ( 1.581.724) -0,03%
Crédito PIS/COFINS ( 386.200.000) -7,65%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,59%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,95%      

17. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 63,2% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 13,63% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, destaco, a seguir, os itens mais representativos. 
18. 
O valor total dos Encargos Setoriais corresponde a um efeito tarifário médio de 4,57%. Insta 
frisar que a partir de 2021, por meio da CDE, foi iniciado o pagamento do empréstimo destinado a receber 
os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, denominado CDE – 
CONTA-COVID, conforme disposto no Decreto nº 10.350, de 2020. Com isso, os efeitos neste processo, 
decorrentes da parcela de CDE CONTA-COVID alocada na Tarifa de Energia (TE) e na TUSD, são, 
respectivamente, de 1,95% e 1,60%. 
19. 
Os custos de transmissão contribuíram para um efeito médio de 3,15%. Sobre esse item, 
destaco a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de 2020, as quais 
aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de 
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST). 
20. 
Já os custos de compra de energia representaram uma variação tarifária de 5,91%. As 
contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser observadas no Gráfico 2. 
 
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 
21. 
Percebe-se a significativa contribuição do custo decorrente do contrato bilateral (impacto 
de 4,20%). Sobre esse assunto, tive a oportunidade de conversar com a Federação das Indústrias do 
5,91%
0,00%
0,90%
0,37%
0,28%
-0,13%
0,28%
4,20%
0,02%
Total
CCEAR
Existente
QTD
CCEAR
Nova/Altern.
DSP
CCEAR
Nova/Altern.
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Bilateral
 Proinfa

Estado do Ceará (FIEC) e o CONERGE, quando as duas instituições questionaram os termos do referido 
contrato bilateral. Dessa forma, passo a descrever as condições dessa contratação e minhas constatações 
após as manifestações das demais partes interessadas. 
22. 
Em síntese, a CGTF é titular de outorga para exploração da central geradora termelétrica 
Fortaleza. Quando do desenho dos contratos associados à CGTF, havia o risco de racionamento de energia 
e a necessidade de fomento da geração térmica a gás por meio do Programa Prioritário de 
Termeletricidade (PPT19). Sob esse prisma, como usina termelétrica integrante do PPT, a CFGTF fez20 jus 
à garantia: (i) do suprimento de gás natural; e (ii) do repasse à distribuidora de acordo com o valor 
normativo21 definido pela ANEEL. 
23. 
Por tais motivos, a CGTF possui contrato bilateral de suprimento de gás natural junto à 
Petrobras e a garantia de repasse à ENEL CE, mediante contrato22, também, bilateral de compra e venda 
de energia. 
24. 
Ainda, a Resolução Normativa Aneel nº 43323, de 19 de outubro de 2001, que autorizou o 
funcionamento da térmica, submeteu a usina aos despachos do Operador Nacional do Sistema (ONS), os 
quais seguem a ordem de mérito econômico, ou seja, primeiro despachar a fonte mais barata disponível. 
25. 
Nesse contexto, sempre que a usina termelétrica não é despachada de acordo com a ordem 
de mérito econômico, o gerador fica exposto negativamente à liquidação da energia no Mercado de Curto 
 
 
19 O PPT foi instituído pelo Decreto nº 3.371, de 24 de fevereiro de 2000, com o objetivo de atrair investimentos para 
diversificar a matriz energética e garantir segurança para o sistema.  
20 De acordo com o art. 2º do Decreto nº 3.371, de 2000: 
Art. 2º As usinas termelétricas, integrantes do Programa Prioritário de Termeletricidade, farão jus às seguintes prerrogativas: 
I - garantia de suprimento de gás natural, pelo prazo de até vinte anos, de acordo com as regras a serem estabelecidas pelo Ministério de 
Minas e Energia; 
II - garantia da aplicação do valor normativo à distribuidora de energia elétrica, por um período de até vinte anos, de acordo com a 
regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica -ANEEL; 
III - garantia pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES de acesso ao Programa de Apoio Financeiro a 
Investimentos Prioritários no Setor Elétrico. 
21 Conforme Resolução Normativa nº 248, de 6 de maio de 2002: 
Art. 2º O custo da compra de energia elétrica, a ser considerado nos reajustes previstos nos Contratos de Concessão, será obtido de acordo 
com a seguinte fórmula: 
(...) 
VNC = valor normativo definido pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL para valoração das compras de curto prazo, nas 
condições vigentes na data do reajuste em processamento e na data do reajuste anterior, expresso em R$/MWh; 
22 Firmado em 31 de agosto de 2001 entre a COELCE (atual ENEL CE) e a CGTF. 
23 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/res2001433.pdf.

Prazo (MCP), visto que a entrega da energia é simbólica e, como para os demais geradores, pode ser 
entregue por aqueles de menor custo, conforme despacho econômico. Ocorre que, atualmente, o Preço 
de Liquidação das Diferenças (PLD) apresenta um valor inferior ao valor normativo pago pela ENEL CE, 
sendo a origem dos questionamentos dos representantes dos consumidores. 
26. 
Vale acentuar que o preço do contrato bilateral é corrigido pela variação do Índice Geral 
de Preços do Mercado (IGP-M), do gás natural e do dólar, sendo um valor significativo na parcela de 
compra de energia da ENEL CE. 
27. 
Cumpre observar, preliminarmente, que o tema já foi motivo de recente análise da 
Diretoria Colegiada, no âmbito do recurso24 interposto pela ENEL do Brasil S.A, detentora da concessão 
da CGTF e da ENEL CE, com vistas ao restabelecimento de suprimento de gás natural da Petrobras à CGTF 
e, subsidiariamente, à suspensão do contrato de compra e venda de energia celebrado entre a CGTF e a 
ENEL Ceará, dentre outros pleitos. 
28. 
Consta no voto do Diretor Sandoval de Araújo Feitosa Neto, relator da matéria, a negativa 
para a suspensão do contrato bilateral entre CTGF e ENEL CE, uma vez que “na condição de Produtor 
Independente de Energia Elétrica (PIE), a CGTF deve atender seus compromissos contratuais tanto a partir 
de geração própria, quanto por meio de contratos com terceiros”. 
29. 
Naquela oportunidade, o pleito da ENEL Brasil foi indeferido25 e endereçada ação para 
viabilizar acordo entre as partes. Entretanto, a ENEL Brasil indicou que a CGTF e a Petrobrás desistiram da 
proposta de acordo apresentada à Agência, e, portanto, não mais subsistia interesse das partes em ter o 
documento homologado pela ANEEL. Isso posto, o processo26 foi encerrado por perda de objeto. Por 
conseguinte, em 2020, o contrato de fornecimento de gás foi retomado entre Petrobrás e CGTF.  
30. 
De mesma sorte, o contrato bilateral entre a CGTF e a ENEL CE continua sendo exercido na 
sua plenitude. Da mesma forma que garante à CGTF ao preço contratado, atualizado pela regra prevista 
contratualmente, garante à ENEL CE e, por consequência, aos consumidores regulados, um limite de 
 
 
24 Processo nº 48500.003992/2018-50. 
25 Conforme Despacho nº 3.571, de 17 de dezembro de 2019. 
26 Conforme Despacho nº 602, de 21 de fevereiro de 2020.

preços, uma proteção à excessiva exposição ao MCP. Essa é a lógica dos contratos de longo prazo que não 
pode ser subvertida quando o PLD se encontra em patamar de preço inferior àquele contratado. Tal 
sistemática está pactuada em uma infinidade de contratos por meio do qual se financia a expansão do 
parque gerador e, em última instância, se assegura o suprimento energético, nos termos do modelo 
preconizado por meio da Lei nº 10.84827, 15 de março de 2004.  
31. 
O assunto também está sob análise do Tribunal de Contas da União, no âmbito dos Pedidos 
de Reexame contra o Acórdão 2.752/2017-TCU-Plenário28. Em recente manifestação da Secretaria de 
Infraestrutura de Energia Elétrica (SeinfraElétrica), constam conclusões29 que considero oportunas neste 
processo de reajuste tarifário, passo a relatar duas delas. A primeira é sobre as usinas termelétricas serem 
menos despachadas. Para a Secretaria, “considerando as condições vigentes à época do PPT, não há 
irregularidade no fato de a CGTF ou outras térmicas gerarem montantes inferiores aos constantes dos 
seus contratos nas situações de altas afluências.” Já a segunda aborda “que o contrato da CGTF foi 
confeccionado em consonância com as normas vigentes à época (...)”. Em consonância com a egrégia 
Corte de Contas, ressalto o valor do respeito aos contratos, bem primordial para um ambiente de negócios 
atrativo que garanta o ingresso de investimentos em um setor notadamente intenso em capital, outro 
pilar da Lei nº 10.848, de 2004.  
32. 
Apesar das decisões já exaradas pela Diretoria Colegiada e da mais recente análise realizada 
pela SeinfraElétrica, solicitei reunião técnica com a CGTF, oportunidade na qual as áreas técnicas 30 
 
 
27 Disponível em http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2004-2006/2004/Lei/L10.848.htm  
28 Processo do Tribunal de Contas da União que cuida de denúncia sobre possível falha na atuação da referida Agência, 
relacionada a Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica firmado entre a Central Geradora Termelétrica Fortaleza S.A. 
(CGTF) e a Companhia Energética do Ceará (Coelce). 
29 De acordo com o documento TC 022.853/2009-8, exarado pela Secretaria de Infraestrutura de Energia Elétrica: 
(...) 
126. Ademais, esclareceu-se que o setor elétrico brasileiro foi projetado para que, em períodos de hidrologia favorável, as térmicas sejam 
menos despachadas e vice-versa. Em razão disso, e considerando as condições vigentes à época do PPT, não há irregularidade no fato de a 
CGTF ou outras térmicas gerarem montantes inferiores aos constantes dos seus contratos nas situações de altas afluências. 
127. Ressaltou-se que forçar a CGTF a gerar, mesmo quando, na visão do ONS, existissem opções mais baratas para o sistema, não mudaria 
o custo a ser repassado à Coelce, em função da modalidade contratual vigente, equivalente a um contrato por quantidade. 
128. Destacou-se, ainda, que o contrato da CGTF foi confeccionado em consonância com as normas vigentes à época, e projetado para ser 
atrativo, de modo a incentivar o surgimento de térmicas e reduzir a dependência do setor elétrico brasileiro em relação às hidrelétricas, em 
um momento de racionamento. 
30 Superintendências de Regulação Econômica e Estudos do Mercado (SRM), de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) e 
de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG).

esclareceram a atual condição de operação da usina e não me reportaram indícios que justifiquem uma 
ação específica da Agência. 
33. 
Frente ao até aqui exposto, e dada as condições vigentes à época do PPT e do contrato 
bilateral firmado entre as partes, não identifico indícios para discordar do procedimento adotado pela 
área técnica para o contrato da CGTF, e, nesse sentido, acato o valor de reajuste calculado pela SGT para 
os custos de compra de energia. 
34. 
Assim, tudo somado, temos 4,57% (encargos setoriais) + 3,15% (transmissão) + 5,91% 
(energia) que resultam em aumento decorrente dos custos da Parcela A de 13,63%. 
35. 
No que se refere aos custos da Parcela B, esses representam 36,8% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 10,44% do total do efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores. 
36. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2020 e 
março de 2021 do IGP-M (de 31,10%), subtraída do Fator X (de 1,43%), o que totaliza 29,66%. 
37. 
Dessa forma, o efeito econômico de aumento na Parcela A e na Parcela B é de 24,07% 
(13,63% de Parcela A + 10,44% de Parcela B). 
38. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem31 e com tributos32), 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. 
 
 
31 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. 
32 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,73% para o ICMS e de 2,91% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 26,64% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 36,31% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de 
cálculo.

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. 
 
39. 
Quanto aos componentes financeiros33 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -10,53% no atual reajuste da ENEL CE, conforme indicado na Tabela 
3. 
 
 
33 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
36,8%
Custo de 
Energia
44,9%
Custo de 
Transmissão
7,6%
PROINFA
1,6%
CDE
6,5%
ESS/EER
1,6%
Outros
1,0%
Encargos     
Setorias
10,7%
Custo de 
Distribuição
27,0%
Custo de 
Energia
32,9%
Custo de 
Transmissão
5,6%
Encargos 
Setoriais
7,9%
ICMS
23,7%
PIS/COFINS
2,9%
Tributos
26,6%

Tabela 3 – Componentes Financeiros. 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
40. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a Compensação de 
Variação de Valores (CVA) em Processamento – Energia, com efeito de 5,33%, especialmente impactada 
pela diferença dos custos entre a cobertura tarifária e os efetivos pagamentos relacionados ao contrato 
bilateral, CCGF34 e Usinas Repactuadas. 
41. 
Outro item que impactou o reajuste com valor positivo foi a CVA em Processamento – 
Transporte, com efeito de 2,15%, decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de 
 
 
34  Contratos de Cotas de Garantia Física, associados à energia produzida pelas usinas cotistas, abarcadas pela Lei 
nº12.783/2013, de 11 de janeiro de 2013. 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
268.891.893
             
5,33%
CVA em processamento -Transporte
108.447.976
             
2,15%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.411.883
                 
0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
4.080.158
                 
0,08%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
8.128.515
                 
0,16%
Sobrecontratação/exposição de energia
60.807.831
               
1,20%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.498.177
                 
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
135.547.986
             
2,68%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(72.830)
                      
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(146.280.523)
           
-2,90%
ICMS não compesando na compra de energia
15.384.188
               
0,30%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(78.666.911)
              
-1,56%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(47.592.164)
              
-0,94%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(7.423.317)
                
-0,15%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(181.129.790)
           
-3,59%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(15.243.495)
              
-0,30%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(92.089.798)
              
-1,82%
Reversão Conta Covid - Postergação
(36.761.609)
              
-0,73%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
30.715.144
               
0,61%
Devolução valores de Rede Basica Fronteira (Pendência Impeditiva)
(231.261)
                   
0,00%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022-RB
(45.707.435)
              
-0,91%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022-RB FR
(14.628.349)
              
-0,29%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022- Conexão
(7.173.436)
                
-0,14%
Diferimento Parcela B
(53.000.000)
              
-1,05%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER
(54.088.313)
              
-1,07%
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária - REN 376/2009 e 414/2010
(1.581.724)
                
-0,03%
Crédito PIS/COFINS
(386.200.000)
           
-7,65%
Total
(531.957.204)
           
-10,53%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia 2 68.891.893 5,33%
CVA em processamento -Transporte 1 08.447.976 2,15%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 2.411.883 0,05%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 4.080.158 0,08%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 8.128.515 0,16%
Sobrecontratação/exposição de energia 60.807.831 1,20%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1.498.177 0,03%
Previsão de Risco Hidrológico 1 35.547.986 2,68%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR ( 72.830) 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico (146.280.523) -2,90%  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022-RB ( 45.707.435) -0,91%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022-RB FR ( 14.628.349) -0,29%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/20022- Conexão (7.173.436) -0,14%
Diferimento Parcela B ( 53.000.000) -1,05%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER ( 54.088.313) -1,07%
Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária - REN 376/2009 e 414/2010 (1.581.724) -0,03%
Crédito PIS/COFINS (386.200.000) -7,65%  
Total ( 531.957.204) -10,53%  

Transmissão (TUST) considerados para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST efetivamente 
pagas a partir de julho/2020, estabelecidas na Resolução Homologatória nº 2.726, de julho de 2020. 
42. 
Já o resultado da liquidação do excedente/déficit de energia contratada pela 
concessionária no mercado de curto prazo (Sobrecontratação/Exposição de energia), impactou o reajuste 
em 1,20%. 
43. 
Destaco que a Enel CE entrou com Mandado de Segurança 35  contra a aplicação do 
Despacho nº 2.508, de 2020, que estabeleceu os montantes de sobrecontratação involuntária para os 
anos de 2016 e 2017. As determinações desse Mandado resultaram em um aumento no reajuste tarifário 
de 1,12%36. 
44. 
No Anexo II da Nota Técnica 71/2021-SGT/ANEEL consta o relatório completo de apuração 
do Saldo CVA em Processamento e dos Resultados de Mercado de Curto Prazo considerados neste 
processo tarifário. Nesse relatório é demonstrado que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,71% de 
redução no reajuste. 
45. 
Seguindo nesse tema, considero relevante reforçar que o cenário atual é de intensa pressão 
tarifária, decorrente da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da Covid-19, com 
indicadores inflacionários atingindo patamares elevados, significativa desvalorização do real frente ao 
dólar, além de condições desfavoráveis para a geração hídrica verificadas em 2021 e uma realidade de 
redução de consumo. 
46. 
Nesse contexto, a ANEEL, em conjunto com o Poder Concedente e demais entidades 
setoriais, e com base no diálogo com as empresas e associações, desenvolveu mecanismos para mitigar 
parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com intuito de preservar a capacidade de 
pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que 
compõe o setor elétrico. 
47. 
Tais mecanismos foram incorporados a este processo tarifário, os quais passo a descrever 
 
 
35 Sob nº 1017482-26.2021.4.01.3400. 
36 Que representa um acréscimo de R$ 56,8 milhões na tarifa.

de forma resumida, não obstante, maiores detalhes constam na Nota Técnica 71/2021-SGT/ANEEL. 
48. 
Sobre a CONTA-COVID, os valores transferidos para a ENEL CE equivalem a totalidade dos 
valores recebidos pela Distribuidora, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens 
previstos nos §1º e §2º do art. 5º da Resolução Normativa nº 885, de 2020, totalizando um impacto de -
9,09%. 
49. 
Por seu turno, o reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente (RBSE) é o 
componente financeiro associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2020, 
relacionado a remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de 
2017, que, segundo parecer da Procuradoria37 da ANEEL, deve ser atualizada pela taxa referente ao custo 
de capital próprio até 1º de julho de 2020 e incorporada à Receitas Anuais Permitidas (RAP) das 
transmissoras a partir do ciclo 2020-2021. 
50. 
A alternativa a ser adotada é o reperfilamento desses pagamentos no prazo de 8 (oito) anos 
e de forma gradativa, assegurado o valor presente líquido da operação.  
51. 
A partir desse tratamento e associado às estimativas de receitas previstas para o ciclo 
2021/2022 e do mercado previsto nas bases de dados do ONS, foram calculadas tarifas e custos de 
transmissão que se mostram inferiores aos valores atualmente vigentes, e representarão um alívio 
tarifário a partir de julho de 2021, data a partir da qual serão efetivamente aplicadas. 
52. 
Nesse contexto e tendo em vista o cenário de elevada pressão tarifária em 2021, de forma 
excepcional, será antecipado o benefício dessa redução prevista dos custos de transmissão às 
distribuidoras com data de aniversário contratual no primeiro semestre. 
53. 
Do exposto, para este processo tarifário, foi calculado um componente financeiro negativo 
para a ENEL CE no valor de R$ 67.509.220,93 (sessenta e sete milhões quinhentos e nove mil duzentos e 
vinte reais e noventa e três centavos), equivalente ao montante de redução dos custos de transmissão a 
partir de julho de 2021, em relação ao patamar de custos de transmissão vigentes que, por força do 
Contrato de Concessão, compõem a cobertura econômica nos processos tarifários de distribuição. Esse 
 
 
37 Parecer da Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU, documento SicNet nº 48516.002928/2020-00.

componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 1,34%. 
54. 
Já o financeiro extraordinário de reversão de receitas de Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos (UDER) foi definido de acordo com disposto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do 
PRORET, no qual consta que os valores de 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 terceiro 3º Ciclo de Revisão Tarifária das Concessionárias de Distribuição de 
Energia Elétrica. 
55. 
No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a pressão 
tarifaria no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo de reajuste tarifário, considera-se a 
antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última revisão tarifária da 
concessionária e a competência mais recente disponível, conforme valores declarados pela 
distribuidora38.  
56. 
Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 
54.088.313,44 (cinquenta e quatro milhões oitenta e oito mil trezentos e treze reais e quarenta e quatro 
centavos). Contribuindo para uma redução tarifária de 1,07%.  
57. 
Cumpre destacar 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 e aqueles revertidos neste reajuste, garantindo à concessionária o 
pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante antecipado. 
58. 
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores da chamada Reversão de 
Receitas para a Modicidade Tarifária, que é referente aos recursos recebidos pela distribuidora 
associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, 
previsto no § 3º Art. 70-A da Resolução Normativa nº 41439, de 9 de setembro de 2010; (ii) aos créditos 
que não puderam ser devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no § 7º do Art. 88 da 
Resolução Normativa nº 414, de 2010 e (iii) às multas aplicadas a consumidores livres, em função da 
 
 
38 Em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, documento SicNet nº 48581.000531/2021-00. 
39 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/bren2010414.pdf.

rescisão, antes da data de fornecimento, do Contratos de Compra de Energia Regulada (CCER), conforme 
Art. 9 da Resolução Normativa  nº 37640, de 25 de agosto de 2009. 
59. 
Sobre esse componente, o volume informado e contabilizado pela Distribuidora até 
dezembro de 2020 representa R$1.581.724,05 (um milhão quinhentos e oitenta e um mil setecentos e 
vinte e quatro reais e cinco centavos), contribuindo para a redução do efeito em 0,03%. Reforço que os 
valores informados pela Concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação 
nos próximos processos tarifários. 
60. 
A antecipação da reversão dos valores oriundos de créditos decorrentes da exclusão do 
ICMS da base de cálculo do PIS/PASEP e da COFINS foi considerada como componente financeiro negativo 
extraordinário a ser compensado do montante total habilitado pela Receita Federal do Brasil, no valor de 
R$ 386.200.000,00 (trezentos e oitenta e seis milhões e duzentos mil reais), contribuindo para a redução 
do efeito em 7,65%. 
61. 
Adicionalmente, a fim de amenizar um pouco mais o efeito nas tarifas, a ENEL CE propôs 
também um diferimento de R$ 53.000.000,00 (cinquenta e três milhões) de parcela B, cujo impacto 
representa 1,05%. Tal valor será revertido à distribuidora no processo tarifário subsequente, devidamente 
atualizado pelo IPCA. 
62. 
Um outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 71/2021-SGT/ANEEL, é 
a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (46,5%) e as variações do IGP-
M (119,4%) e do IPCA (73,3%), no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
 
40 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/atren2009376.pdf.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
63. 
Na Tabela 4 apresento o valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica (CCEE) à distribuidora no período de competência de abril/2021 a março/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 abril/2020 a março/2021.  
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
IV. DIREITO 
64. 
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 
401,99 
363,81 
298,15 
308,21 
359,22 
391,22 
417,96 
475,27 
473,69 
492,45 
529,49 
546,45 
588,78 
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Revisão
2015
Reajuste
2016
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Revisão
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
1.316.615
        
6.555.010
        
7.871.625
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
399.255
           
1.929.778
        
2.329.032
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(89.621)
            
762.021
           
672.401
           
Subsídio Rural
206.642
           
5.728.138
        
5.934.780
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(189.270)
          
4.945.543
        
4.756.273
        
Total
1.643.621
        
19.920.490
     
21.564.111
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 1 .316.615 6 .555.010 7 .871.625
Subsídio Geração Fonte Incentivada 3 99.255 1 .929.778 2 .329.032
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 89.621) 7 62.021 6 72.401
Subsídio Rural 2 06.642 5 .728.138 5 .934.780
Subsídio Irrigante/Aquicultor ( 189.270) 4 .945.543 4 .756.273  
Total 1 .643.621 1 9.920.490 2 1.564.111  

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 001/1998-
ANEEL. 
V. DISPOSITIVO 
65. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005025/2020-47, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ENEL CE - Companhia 
Energética do Ceará, a vigorar a partir de 22 de abril de 2020, que conduz ao efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores de 8,95%, sendo 10,21% para os 
consumidores em alta tensão e 8,54% para os consumidores em baixa tensão; 
b) estabelecer que o diferimento de Parcela B seja revertido à distribuidora no processo 
tarifário subsequente, devidamente atualizado pelo IPCA. 
c) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da ENEL CE; 
d) estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e 
e) 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 CE, 
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
 
Brasília, 22 de abril de 2021. 
 
(Assinado digitalmente) 
ELISA BASTOS SILVA 
Diretora