VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.005021/2020-69 
 
INTERESSADOS: Elektro Eletricidade e Serviços S.A. - Elektro 
 
 
RELATOR: Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Elektro Eletricidade e Serviços S.A. - Elektro, a vigorar a 
partir de 27 de agosto de 2021. 
 
 
 
 
 
I. RELATÓRIO 
 
 
A Elektro Eletricidade e Serviços S.A. - Elektro é concessionária1 do serviço público de 
distribuição de energia elétrica e atende cerca de 2,8 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo 
de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 7,2 bilhões. 
 
2. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica 
(ANEEL) aprovou a Resolução Normativa nº 8852, que regulamentou o Decreto nº 10.3503, de 18 de maio 
de 2020, o qual criou a Conta-Covid, destinada a captar recursos para as distribuidoras com vistas ao 
enfrentamento do estado de calamidade pública4, a fim de manter a sustentabilidade do setor elétrico e 
conter aumentos tarifários durante a pandemia. 
 
3. 
Em 25 de agosto de 2020, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual de 2020 da ELEKTRO, 
conforme Resolução Homologatória – REH no 2.762/2020, por meio da qual as tarifas foram, em média, 
reajustadas em 5,36%. 
 
4. 
O Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021 da ELEKTRO ocorre em momento de pressão 
tarifária, com indicadores inflacionários atingindo patamares elevados e condições desfavoráveis para a 
geração hídrica. 
 
5. 
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. 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 187/1998-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.

6. 
Nesse contexto, por meio da Carta CT/R/105, de 20 de agosto de 2021, a Elektro solicitou 
2 tratamentos mitigadores do aumento tarifário: 
 
a) antecipação da reversão da receita de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de 
Reativos (UDER); 
b) antecipação do uso de parte dos créditos a compensar de PIS/COFINS, cobrados sobre 
ICMS. 
 
7. 
Em 17 de agosto de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou ao 
Conselho de Consumidores da ELEKTRO as planilhas de cálculo do reajuste, conforme dispõe a Resolução 
Normativa nº 6525, de 17 de março de 2015. 
 
8. 
Por intermédio da Nota Técnica nº 197/2021-SGT/ANEEL6, de 23 de agosto de 2021, a SGT 
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021 da ELEKTRO. 
 
9. 
É o relatório. 
 
 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
10. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da ELEKTRO conduz ao efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 11,49%, sendo de 8,84%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 12,89%, 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 
 
11. 
O efeito médio de 11,49% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 8,61% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a um impacto de 1,73%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 1,15%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 
 
 
 
5 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015652.pdf. 
6 Documento SicNet nº 48581.001301/2021-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
8,84%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
12,89%
Efeito Médio AT+BT
11,49%

Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
12. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
 
 
 
 
1,94%
-3,11%
1,45%
8,33%
1,73%
1,15%
11,49%
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 
 
13. 
Como se observa na tabela acima, os custos da Parcela A representa 68,7% dos custos da 
Concessionária. O incremento desses custos foi responsável por 0,28% na composição do índice de 
reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos. 
 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
5.326.092.399
  
5.346.099.912
  
0,4%
0,28%
68,7%
Encargos Setoriais
1.275.021.465
  
1.413.911.316
  
10,9%
1,94%
18,2%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
7.850.197
          
10.443.289
        
33,0%
0,04%
0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
944.263.223
     
850.048.069
     
-10,0%
-1,32%
10,9%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
-
                      
106.457.053
     
0,0%
1,49%
1,4%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
0
                          
137.439.511
     
-
1,92%
1,8%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
126.249.539
     
90.722.304
        
-28,1%
-0,50%
1,2%
PROINFA
134.500.174
     
151.633.669
     
12,7%
0,24%
1,9%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
61.919.770
        
66.914.520
        
8,1%
0,07%
0,9%
ONS
238.562
             
252.901
             
6,0%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
1.255.916.705
  
1.032.867.591
  
-17,8%
-3,11%
13,3%
Rede Básica
511.970.559
     
481.097.580
     
-6,0%
-0,43%
6,2%
Rede Básica Fronteira
489.816.694
     
355.630.524
     
-27,4%
-1,87%
4,6%
Rede Básica ONS (A2)
9.819.041
          
8.421.991
          
-14,2%
-0,02%
0,1%
MUST Itaipu
59.692.261
        
52.295.941
        
-12,4%
-0,10%
0,7%
Transporte de Itaipu
81.133.580
        
50.808.638
        
-37,4%
-0,42%
0,7%
Conexão
76.020.778
        
51.676.095
        
-32,0%
-0,34%
0,7%
Uso do sistema de distribuição e CCD
27.463.792
        
32.936.821
        
19,9%
0,08%
0,4%
Custos de Aquisição de Energia
2.795.154.229
  
2.899.321.006
  
3,7%
1,45%
37,3%
PARCELA B
1.835.993.574
  
2.432.461.575
  
32,5%
8,33%
31,3%
IRT
7.162.085.973
  
7.778.561.487
  
8,61%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
134.350.899
     
1,73%
CVA em processamento - Energia
421.416.420
     
5,44%
CVA em processamento -Transporte
131.422.794
     
1,70%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
108.037.464
     
1,39%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(16.055.692)
      
-0,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(85.727.076)
      
-1,11%
Sobrecontratação/exposição de energia
(18.082.141)
      
-0,23%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.247.797
          
0,02%
Previsão de Risco Hidrológico
383.138.851
     
4,94%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
437.024
             
0,01%
Ajuste CUSD
3.844.407
          
0,05%
Repasse de compensação DIC/FIC
(179.901)
            
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(287.746.041)
    
-3,71%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009)
(33.650.805)
      
-0,43%
Modicidade Tarifária (Créditos PIS/COFINS sobre ICMS)
(273.000.000)
    
-3,52%
Modicidade Tarifária (UDER)
(153.336.014)
    
-1,98%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(54.499.672)
      
-0,70%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(34.804.554)
      
-0,45%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
129.799.068
     
1,67%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(141.725.102)
    
-1,83%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
9.604.697
          
0,12%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
16.431.020
        
0,21%
Neutralidade de Parcela A (Conta Covid)
27.778.353
        
0,36%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
1,15%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
11,49%
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita            
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 5.326.092.399 5.346.099.912 0,4% 0,28% 68,7%            
Encargos Setoriais 1.275.021.465 1.413.911.316 10,9% 1,94% 18,2%            
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 7 .850.197 1 0.443.289 33,0% 0,04% 0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 9 44.263.223 8 50.048.069 -10,0% -1,32% 10,9%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) - 1 06.457.053 0,0% 1,49% 1,4%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) 0 1 37.439.511 - 1,92% 1,8%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 1 26.249.539 9 0.722.304 -28,1% -0,50% 1,2%
PROINFA 1 34.500.174 1 51.633.669 12,7% 0,24% 1,9%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 6 1.919.770 6 6.914.520 8,1% 0,07% 0,9%
ONS 2 38.562 2 52.901 6,0% 0,00% 0,0%            
Custos de Transmissão 1 .255.916.705 1 .032.867.591 -17,8% -3,11% 13,3%            
Rede Básica 5 11.970.559 4 81.097.580 -6,0% -0,43% 6,2%
Rede Básica Fronteira 4 89.816.694 3 55.630.524 -27,4% -1,87% 4,6%
Rede Básica ONS (A2) 9 .819.041 8 .421.991 -14,2% -0,02% 0,1%
MUST Itaipu 5 9.692.261 5 2.295.941 -12,4% -0,10% 0,7%
Transporte de Itaipu 8 1.133.580 5 0.808.638 -37,4% -0,42% 0,7%
Conexão 7 6.020.778 5 1.676.095 -32,0% -0,34% 0,7%
Uso do sistema de distribuição e CCD 2 7.463.792 3 2.936.821 19,9% 0,08% 0,4%            
Custos de Aquisição de Energia 2 .795.154.229 2 .899.321.006 3,7% 1,45% 37,3%            
PARCELA B 1.835.993.574 2.432.461.575 32,5% 8,33% 31,3%            
IRT 7.162.085.973 7.778.561.487 8,61% 100%            
            
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 134.350.899 1,73%            
CVA em processamento - Energia    421.416.420 5,44%        
CVA em processamento -Transporte 1 31.422.794 1,70%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 08.037.464 1,39%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 16.055.692) -0,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 85.727.076) -1,11%
Sobrecontratação/exposição de energia ( 18.082.141) -0,23%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1 .247.797 0,02%
Previsão de Risco Hidrológico 3 83.138.851 4,94%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 4 37.024 0,01%
Ajuste CUSD 3 .844.407 0,05%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 179.901) 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 287.746.041) -3,71%
Modicidade Tarifária (RENs 414/2010 e 376/2009) ( 33.650.805) -0,43%            
Modicidade Tarifária (Créditos PIS/COFINS sobre ICMS)    ( 273.000.000)    -3,52%    
Modicidade Tarifária (UDER) ( 153.336.014) -1,98%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia ( 54.499.672) -0,70%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte ( 34.804.554) -0,45%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 29.799.068 1,67%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 141.725.102) -1,83%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A 9 .604.697 0,12%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação 1 6.431.020 0,21%
Neutralidade de Parcela A (Conta Covid) 2 7.778.353 0,36%            
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,15%            
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 11,49%            

14. 
Os encargos setoriais variaram em 10,9% em relação ao processo tarifário anterior, 
correspondendo a um efeito médio de 1,94%. Destaca-se que a partir deste processo está ocorrendo a 
inclusão de um novo componente do Encargo CDE, denominado CDE – Conta Covid, relacionado ao 
pagamento do empréstimo da Conta-Covid, conforme disposto no Decreto n.º 10.350/2020, destinado a 
receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020. Com isso, os 
efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na TE e na TUSD, são de 1,92% 
e 1,49%, respectivamente. 
 
15. 
Os custos de transmissão tiveram uma variação de -17,8%, correspondendo a um efeito de 
-3,11%. 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.  
 
16. 
Explica-se que a Lei nº 12.783/2013, dispôs sobre a prorrogação das concessões de 
transmissão, facultando ao Poder Concedente a definição das diretrizes para o reconhecimento tarifário 
da parcela dos investimentos vinculados aos bens reversíveis dessas concessionárias. Para regulamentar 
e operacionalizar esse pagamento, o Ministério de Minas e Energia emitiu a Portaria n.º 120/2016. Ato 
contínuo, a ANEEL publicou a REN n.º 762/2017, definindo os procedimentos e critérios a serem utilizados 
no cálculo do custo de capital a ser adicionado à Receita Anual Permitida - RAP de cada concessionária de 
transmissão abrangida pela Lei n.º 12.783. 
 
17. 
Já as variações dos custos de compra de energia conduziram ao efeito tarifário de 1,45%, 
como indicado no Gráfico 2. Destaca-se a atualização dos preços dos contratos de energia no ambiente 
regulado (CCEARs), que colaborou para incremento observado, enquanto os preços e o montante de 
energia proveniente de Itaipu contribuíram para reduzir o efeito geral. 
 
 
Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
18. 
A Parcela B representou 31,3% dos custos da Concessionária, com impacto de 8,33% do 
total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. Para a atualização da Parcela B, considerou-se 
1,45%
-0,12%
0,80%
0,44%
0,44%
-0,12%
0,48%
-0,48%
0,02%
Total
CCEAR
Existente
DSP
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
 Proinfa

a variação acumulada, entre agosto de 2020 e julho de 2021, do IGP-M, de 33,83%, subtraída do Fator X, 
de 1,34%. 
 
19. 
No cálculo do Fator X de 1,34%, foram considerados os componentes Pd e T definidos na 
última Revisão Tarifária da ELEKTRO, de 1,04% e -0,08%, respectivamente. Já o valor componente Q do 
Fator X aplicado na atualização da Parcela B foi de 0,38%. 
 
20. 
Quanto aos componentes financeiros7 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em 1,73% no atual reajuste da ELEKTRO. 
 
21. 
O item financeiro que mais impactou na elevação da tarifa foi a CVA em processamento – 
Energia, com efeito de 5,44%, em decorrência do risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas 
e pelo efeito disponibilidade de CCEAR-D (+3,52%) e ainda pelo impacto da diferença entre o preço de 
Itaipu e a cobertura concedida (+1,20%). 
 
22. 
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 dos recursos da Conta-Covid: consiste na reversão dos montantes 
equivalentes à totalidade dos valores recebidos da Conta-Covid, atualizados pela SELIC, correspondentes 
aos itens previstos nos §1º e §2º do art. 5º da Resolução Normativa n.º 885, de 2020, totalizando um 
impacto de -0,97%. Ressalta-se que o valor considerado neste reajuste equivale ao saldo remanescente 
não revertido no processo de 2020.  
 
b) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN n.º 414/2010): valores a serem 
revertidos à modicidade tarifária, associados à Resolução Normativa n.º 4148, de 9 de setembro 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 n.º 414/2010, contribuindo para redução do efeito em -0,43%. Vale ressaltar que os valores foram 
informados pela concessionária e passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos 
próximos processos tarifários. 
 
c) Reversão Antecipada de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de 
Reativos – UDER: conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de 
Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não assinaram 
o aditivo contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela B, a partir da 
segunda revisão tarifária posterior ao 3CRTP, no entanto com o intuito de mitigar a pressão tarifária no 
ano de 2021, excepcionalmente, neste processo tarifário, está sendo considerada a antecipação da 
reversão dos respectivos recursos faturados entre a última revisão tarifária da concessionária e 
competência mais recente disponível, conforme valores declarados pela distribuidora, em resposta ao 
Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 06 de abril de 2021. Dessa forma, foi considerado um 
 
7 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. 
 
 
8 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2010414.pdf.

componente financeiro negativo, que contribuiu com uma redução tarifária de -1,98%. Ressalta-se que 
na próxima revisão tarifária da concessionária, momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, 
será feito o encontro de contas e o acerto entre os valores de UDER contabilizados no ciclo tarifário, na 
forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à concessionária o 
pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante antecipado. 
 
d) Antecipação dos créditos de PIS/COFINS cobrados sobre ICMS 
 
23. 
A Elektro, na Carta encaminhada à ANEEL em 20 de agosto de 2021, relatou que ingressara 
na justiça em novembro de 2017, questionando a incidência do PIS/COFINS sobre o ICMS nas contas de 
energia. Em que pese a ação ainda não ter transitado em julgado, há decisão favorável do Supremo 
Tribunal Federal sobre a matéria.  
  
24. 
A Concessionária estima R$ 530 milhões em créditos a serem revertidos ao consumidor, 
assim que a decisão transitar em julgado e a Receita Federal habilitar o montante. Segundo a Elektro, 
essas etapas devem estar cumpridas em 6 meses e, assim, propôs a antecipação, neste ciclo tarifário, de 
R$ 273 milhões em crédito, acarretando o impacto redutor de 3,52% nas tarifas.  
 
25. 
A Distribuidora solicitou que, na eventualidade de a compensação dos créditos ser 
interrompida, suspensa, revista ou, de qualquer forma, obstada, o montante antecipado seja revertido ao 
caixa no processo tarifário subsequente, garantindo o equilíbrio financeiro do Contrato de Concessão. 
 
26. 
Importante ressaltar que a garantia do equilíbrio econômico-financeiro da Concessão é 
fundamento da política tarifária, materializada nos Arts. 9º, 10 e 11 da Lei nº 8.987/1995. Sem se afastar 
desse princípio, a ANEEL deve regulamentar, consoante a Consulta Pública 05/2021, a Norma de 
operacionalização da devolução aos consumidores dos créditos originários de decisão judicial favorável à 
exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/Pasep e da Cofins. 
 
 
27. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem9 e com tributos10), 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. 
 
 
9 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. 
 
10 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 22,7% para o ICMS e de 3,3% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 26,0% por dentro),  contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 35,2% (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 composição da Receita Anual – Com tributos 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
28. 
Merece destaque a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 
anos (83,0%), comparada com a variação do IGP-M (133,7%) e do IPCA (75,2%) no mesmo período, 
conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
Custo de 
Distribuição
31,3%
Custo de 
Energia
37,3%
Custo de 
Transmissão
13,3%
Encargos 
Setoriais
18,2%
Custo de 
Distribuição
23,5%
Custo de 
Energia
28,0%
Custo de 
Transmissão
10,0%
Encargos 
Setoriais
13,7%
ICMS
19,2%
PIS/COFINS
5,6%
Tributos
24,8%
340,29
352,17
287,13
311,88
423,27
506,16
510,41
447,89
442,38
487,94
601,79
531,87
555,05
622,58
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

Gráfico 5. Evolução da tarifa B1-Residencial  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
III Subvenção CDE - Descontos Tarifários  
 
29. 
A Tabela 3 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período 
de competência de agosto/2021 a julho/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 
agosto/2020 a julho/2021. 
 
Tabela 3. Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
 
 
 
IV DIREITO 
 
30. 
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 187/1998-ANEEL. 
 
V DISPOSITIVO 
 
31. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005021/2020-69, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
 
 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da ELEKTRO Distribuidora de 
Energia S.A., a vigorar a partir de 27 de agosto de 2021, que conduz ao efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores de 11,49%, sendo 8,84% para os consumidores em alta 
tensão e 12,89% 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 ELEKTRO; 
 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
3.769.526
        
24.842.915
     
28.612.441
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
(520.469)
          
2.476.282
        
1.955.813
        
Subsídio Distribuição
107.933
           
84.775
             
192.708
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(66.367)
            
1.438.693
        
1.372.325
        
Subsídio Rural
621.178
           
5.188.075
        
5.809.253
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
509.223
           
2.210.254
        
2.719.477
        
Total
4.421.023
        
36.240.994
     
40.662.016

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 ELEKTRO, de 
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
 
 
 
Brasília, 24 de agosto de 2021. 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor