VOTO  
 
PROCESSO: 48500.005027/2020-36 
 
INTERESSADOS: ENEL Distribuição Rio – ENEL RJ  
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da ENEL Distribuição Rio – ENEL RJ, a vigorar a partir de 15 
de março de 2021. 
I. RELATÓRIO 
 
A ENEL RJ é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica sediada 
no Rio de Janeiro/RJ e atende cerca de 2,7 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia 
elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 5,6 bilhões. 
2. 
Em 10 de março de 2020, foi aprovado o reajuste tarifário anual da ENEL RJ, conforme 
Resolução Homologatória – REH nº 2.666/2020, por meio da qual as tarifas foram, em média, reajustadas 
em 2,71%. 
3. 
Em 04 de março de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota 
Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021. 
4. 
Em 04 de março de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da ENEL RJ as 
planilhas 
de 
cálculo, 
conforme 
dispõe 
a 
Resolução 
Normativa 
- 
REN 
nº 
652,  
de 17 de março de 2015. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
 
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 005/1996-ANEEL.

2 
5. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ENEL RJ conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 6,02%, sendo de 10,38%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 4,63%, 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 
 
6. 
Destaca-se a diferença do efeito médio entre os consumidores de alta e baixa tensão, se 
deve ao impacto dos custos da Rede Básica. 
7. 
O efeito médio de 6,02% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 16,86% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a uma redução de -4,30%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -6,53%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
8. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
10,38%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
4,63%
Efeito Médio AT+BT
6,02%

3 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
9. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 69,7% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 15,15% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos. 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
3.737.623.718
      
4.592.377.741
      
22,9%
15,15%
69,7%
Encargos Setoriais
807.869.590
         
1.085.944.643
      
34,4%
4,93%
16,5%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
8.342.777
              
8.856.908
              
6,2%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
556.782.365
         
552.212.141
         
-0,8%
-0,08%
8,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
92.784.066
           
0,0%
1,64%
1,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
0
                              
179.629.384
         
3,18%
2,7%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
114.788.039
         
105.571.947
         
-8,0%
-0,16%
1,6%
PROINFA
74.544.777
           
92.409.932
           
24,0%
0,32%
1,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
53.411.632
           
54.480.266
           
2,0%
0,02%
0,8%
Custos de Transmissão
558.171.867
         
877.132.926
         
57,1%
5,65%
13,3%
Rede Básica
231.411.276
         
432.522.486
         
86,9%
3,56%
6,6%
Rede Básica Fronteira
55.319.098
           
74.219.012
           
34,2%
0,33%
1,1%
Rede Básica ONS (A2)
970.159
                 
1.268.358
              
30,7%
0,01%
0,0%
MUST Itaipu
31.905.000
           
46.991.567
           
47,3%
0,27%
0,7%
Transporte de Itaipu
48.993.762
           
63.596.137
           
29,8%
0,26%
1,0%
Conexão
32.249.318
           
48.434.096
           
50,2%
0,29%
0,7%
Uso do sistema de distribuição e CCD
157.323.254
         
210.101.271
         
33,5%
0,94%
3,2%
Custos de Aquisição de Energia
2.308.861.296
      
2.561.049.779
      
10,9%
4,47%
38,8%
Receitas Irrecuperáveis
62.720.966
           
68.250.392
           
9%
0,10%
1,0%
PARCELA B
1.904.425.049
      
2.000.748.832
      
5,1%
1,71%
30,3%
IRT
5.642.048.768
      
6.593.126.573
      
16,9%
16,86%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(242.887.371)
        
-4,30%
CVA em processamento - Energia
385.984.520
         
6,84%
CVA em processamento -Transporte
123.978.817
         
2,20%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(42.369.065)
          
-0,75%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
7.702.996
              
0,14%
Neutralidade de Parcela A- Energia
5.824.825
              
0,10%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
73.073.200
           
1,30%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
39.941.868
           
0,71%
Sobrecontratação/exposição de energia
2.369.665
              
0,04%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
21.045.418
           
0,37%
Previsão de Risco Hidrológico
1.467.239
              
0,03%
Ajuste Liminar Abrace
158.170.597
         
2,80%
Repasse de compensação DIC/FIC
(30.642)
                  
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(12.074)
                  
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(53.047)
                  
0,00%
Ressarcimento de P&D
(213.744.431)
        
-3,79%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(274.716.168)
        
-4,87%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(110.718.885)
        
-1,96%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
14.042.362
           
0,25%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(180.220.748)
        
-3,19%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(63.222.990)
          
-1,12%
Reversão Conta Covid - Parcela B
(97.780.943)
          
-1,73%
Reversão Conta Covid - Diferimento
93.619.885,30
-      
-1,66%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-6,53%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
6,02%
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação
(R$) (R$) no Reajuste na Receita
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 3 .737.623.718 4 .592.377.741 22,9% 15,15% 69,7%
Encargos Setoriais 807.869.590 1 .085.944.643 34,4% 4,93% 16,5%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8 .342.777 8 .856.908 6,2% 0,01% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 5 56.782.365 5 52.212.141 -0,8% -0,08% 8,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) - 9 2.784.066 0,0% 1,64% 1,4%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 0 1 79.629.384 3,18% 2,7%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 14.788.039 1 05.571.947 -8,0% -0,16% 1,6%
PROINFA 7 4.544.777 9 2.409.932 24,0% 0,32% 1,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 5 3.411.632 5 4.480.266 2,0% 0,02% 0,8%
Custos de Transmissão 5 58.171.867 8 77.132.926 57,1% 5,65% 13,3%
Rede Básica 2 31.411.276 4 32.522.486 86,9% 3,56% 6,6%
Rede Básica Fronteira 5 5.319.098 7 4.219.012 34,2% 0,33% 1,1%
Rede Básica ONS (A2) 9 70.159 1 .268.358 30,7% 0,01% 0,0%
MUST Itaipu 3 1.905.000 4 6.991.567 47,3% 0,27% 0,7%
Transporte de Itaipu 4 8.993.762 6 3.596.137 29,8% 0,26% 1,0%
Conexão 3 2.249.318 4 8.434.096 50,2% 0,29% 0,7%
Uso do sistema de distribuição e CCD 1 57.323.254 2 10.101.271 33,5% 0,94% 3,2%
Custos de Aquisição de Energia 2 .308.861.296 2 .561.049.779 10,9% 4,47% 38,8%
Receitas Irrecuperáveis 6 2.720.966 6 8.250.392 9% 0,10% 1,0%
PARCELA B 1 .904.425.049 2 .000.748.832 5,1% 1,71% 30,3%
IRT 5 .642.048.768 6 .593.126.573 16,9% 16,86% 100%

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual ( 242.887.371) -4,30%
CVA em processamento - Energia 385.984.520 6,84%
CVA em processamento -Transporte 1 23.978.817 2,20%
CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 42.369.065) -0,75%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 7 .702.996 0,14%
Neutralidade de Parcela A- Energia 5 .824.825 0,10%
Neutralidade de Parcela A - Transporte 7 3.073.200 1,30%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 3 9.941.868 0,71%
Sobrecontratação/exposição de energia 2 .369.665 0,04%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 2 1.045.418 0,37%
Previsão de Risco Hidrológico 1 .467.239 0,03%
Ajuste Liminar Abrace 1 58.170.597 2,80%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 30.642) 0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR ( 12.074) 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 53.047) 0,00%
Ressarcimento de P&D ( 213.744.431) -3,79%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte ( 274.716.168) -4,87%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 110.718.885) -1,96%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1 4.042.362 0,25%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 180.220.748) -3,19%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 63.222.990) -1,12%
Reversão Conta Covid - Parcela B ( 97.780.943) -1,73%
Reversão Conta Covid - Diferimento - 93.619.885,30 -1,66%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -6,53%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 6,02%

4 
10. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 4,93%. 
Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, 
conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira 
para alívio do caixa das distribuidoras em 2020.  
11. 
Esta componente tem a maior contribuição de aumento dentre os encargos, os efeitos 
referentes a CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covis TUSD são, respectivamente, de 3,18% e 1,64%. Por 
outro lado, a CDE – USO teve redução, conforme cálculo preliminar das cotas anuais para o ano de 2021, 
atualmente em Consulta Pública, impacto de -0,08% no efeito médio das tarifas. 
12. 
Destacamos a Sobrecontratação/Exposição de energia, onde consta a exposição e 
sobrecontratação involuntária referentes aos anos de 2016 e 2017, no valor de R$ 2.369.665 com impacto 
tarifário de 0,04%. Este valor está em discussão em âmbito recursal, contudo o fato do valor já constar 
deste processo tarifário não acarreta dano grave ou de reparação para a recorrente, uma vez que esse 
valor poderá ser revertido nos processos tarifários futuros, em caso de eventual decisão definitiva da 
Diretoria Colegiada favorável à Recorrente, não havendo portanto risco de irreversibilidade. 
13. 
Os custos de Transmissão contribuíram para um efeito médio de 5,65%.  Sobre esse item, 
destaca-se 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 das concessionárias de 
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão. 
14. 
Já os custos de Compra de Energia representaram uma variação tarifária de 4,47%. 
Contribuíram significativamente para essa variação (i) o aumento do custo unitário de contratos de 
Energia Nova e Alternativa – modalidade CCEAR por disponibilidade e (ii) a variação de preço da energia 
de Itaipu indexada em dólar. As contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser 
visualizadas no gráfico abaixo:

5 
 
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
15. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 30,3% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 1,71% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
16. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre março de 2020 
e fevereiro de 2021 do IPCA, de 4,98%, subtraída do Fator X, de 0,09%, o que 
totaliza 4,89%.  
 
 
17. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem2 e com tributos3), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia 
 
 
2 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. 
3  Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 23,9% para o ICMS e de 5,8% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total 
de 29,7% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 
42,2% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

6 
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 Receita Anual – Com Tributos 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
18. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -4,30% no atual reajuste da ENEL RJ, conforme indicado na Tabela 2. 
19. 
O financeiro que mais impactou o processo, com valor positivo foi a CVA em Processamento 
– Energia, com efeito de 6,84%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último 
 
 
4 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.

7 
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no 
período de apuração da CVA. 
20. 
A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
Erro! Fonte de 
referência não encontrada.  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
21. 
A Tabela 4 apresenta os valores e os respectivos percentuais dos itens financeiros indicados 
na Tabela 3, porém com destaque para os custos cobertos pela Bandeira Tarifária, ressaltando que os 
valores positivos indicam despesas e os negativos apontam receitas na Conta.

8 
Tabela 4 - Componentes Financeiros relacionados às Bandeiras Tarifárias 
 
22. 
Pela tabela, pode-se observar que a distribuidora teria de suportar o custo de R$ 316 
milhões, 
caso 
não 
tivessem 
sido 
adotadas: 
a) 
as 
bandeiras 
tarifárias 
(receita 
de  
R$ 66,5 milhões) e b) a incorporação na tarifa, no processo do ano anterior, da previsão dos riscos 
hidrológicos das usinas cotistas, repactuadas e Itaipu, conforme metodologia descrita no Submódulo 
4.4/4.4A do PRORET (receita de R$ 213,7 milhões). Com a adoção dessas duas medidas, conclui-se que as 
receitas de bandeiras e de previsão de risco hidrológico concedida no ano anterior não foram suficientes 
para cobrir esses custos, faltando cerca de R$ 36 milhões, os quais contribuíram com o efeito de 0,64% 
no presente reajuste tarifário. 
23. 
Um outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 30/2021-SGT/ANEEL, é 
a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (67,31%) e as variações do 
IGP-M (107,34%) e do IPCA (63,19%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
Descrição
Valor (mil R$)
Impacto
CVA Energia - Efeito CCEAR-D
(26.210,95)
                  
-0,46%
CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas repactuadas
109.492,10
                 
1,94%
CVA Energia - Risco Hidrológico das usinas cotistas
71.297,74
                   
1,26%
CVA Energia - Risco Hidrológico da UHE Itaipu
70.795,03
                   
1,25%
CVA ESS/EER (sem bandeiras)
(38.726,20)
                  
-0,69%
Resultado do Mercado de Curto Prazo* (sem bandeiras)
129.697,10
                 
2,30%
Custo total - Itens observados nas Bandeiras Tarifárias
316.344,82
                 
5,61%
Receita das Bandeiras Tarifárias (Energia, ESS e MCP)
(66.553,00)
                  
-1,18%
Reversão da Previsão do Risco Hidrológico
(213.744,43)
                
-3,79%
Custo não coberto antecipadamente
36.047,39
                   
0,64%

9 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
III. DIREITO 
24. 
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 005/1996-ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
25. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005027/2020-36, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ENEL Distribuição RJ, a 
vigorar a partir de 15 de março de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores de 6,02%, sendo 10,38% para os consumidores em alta tensão e 
4,63% para os consumidores em baixa tensão; 
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da ENEL RJ;

10 
c) Estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como DIT de uso exclusivo;  
d) Estabelecer o encargo de conexão referente às instalações de distribuição – CCD do 
acessante Energisa Nova Friburgo – Distribuidora de Energia S.A –ENF, 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 RJ, 
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
 
Brasília, 9 de março de 2021. 
 
(assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor