REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3130/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2022, as Tarifas de Energia – TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD referentes à Enel Distribuição Goiás - Enel GO.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-10-21
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004918/2021-56
INTERESSADOS: Enel Distribuição Goiás – ENEL GO
RELATOR: Diretor Giácomo Francisco Bassi Almeida.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Enel Distribuição Goiás – ENEL GO, a vigorar a partir de
22 de outubro de 2022.
I. R E L A T Ó R I O
1. A Enel Distribuição Goiás – ENEL GO é concessionária1 do serviço público de distribuição de
energia elétrica sediada na cidade de Goiânia - GO e atende aproximadamente 3,26 milhões de unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa, atualmente, faturamento anual na ordem
de R$ 7,15 bilhões.
2. Em 21 de outubro de 2021, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual da ENEL GO, conforme
Resolução Homologatória – REH nº 2.963/20212, quando as tarifas foram, em média, reajustadas em
16,45%.
3. Em 15 de março de 2022, a Diretoria Colegiada decidiu, na 8ª Reunião Pública Ordinária da
Diretoria de 2022, sobre o resultado da Consulta Pública nº 2/2022, aprovando a Resolução Normativa nº
1.008/2022, que dispõe sobre a Conta Escassez Hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo
tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.
4. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás indicada na Lei nº
14.182/2021, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução do Conselho Nacional de Política
Energética (CNPE) nº 15/2021, de 31 de agosto de 2021, e a manifestação recebida do Ministério de Minas
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 63/2000-ANEEL.
2 Disponível em

e Energia acerca do aporte inicial associado ao processo de capitalização da Eletrobrás3, esta Diretoria
Colegiada decidiu anuir com a proposta preliminar de regulamentação do componente tarifário
denominado CDE Modicidade Eletrobrás disposta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL.
5. Em 28 de junho de 2022, foi publicada a Lei nº 14.3854, alterando a Lei nº 9.427, de 26 de
dezembro de 1996, que trata da devolução aos consumidores de energia elétrica dos valores de tributos
recolhidos a maior pelas prestadoras do serviço público de distribuição de energia.
6. Em 4 de julho de 2022, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 26/2022, o processo foi
distribuído para minha relatoria.
7. Em 19 de setembro de 2022, por meio da Carta ENEL GO 277-2022-RB, a ENEL GO
encaminhou Resposta ao Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL, de 04 de novembro de 2021, contendo
a informação sobre os valores totais faturados por meio do encargo tarifário Conta Covid, aplicável ao
faturamento dos consumidores que migraram ao ACL.
8. A Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM, pelo
140/2022-SRM/ANEEL5,
Memorando nº de 22 de setembro de 2022, informou os valores de repasse para
os contratos bilaterais de compra de energia do portfólio da concessionária.
9. Já a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por intermédio do
Memorando nº 263/2022-SFF/ANEEL6, de 23 de setembro de 2022, informou sobre a validação dos
Pagamentos de itens da Parcela A e Garantias Financeiras da ENEL GO.
10. Em 13 de outubro de 2022, conforme previsto no Submódulo 10.1 do Proret, a proposta
final do cálculo da revisão tarifária foi encaminhada, via e-mail, ao conselho de consumidores e à ENEL
GO7.
3
Documento Sicnet nº 48513.014192/2022-00.
4 Disponível em http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2022/lei/L14385.htm.
5 Documento SIC nº 48580.001527/2022-00.
6 Documento SIC nº 48536.003565/2022-00.
7 Documento SIC nº 48581.002468/2022-00.

11. No mesmo dia, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica nº
189/2022-SGT/ANEEL8,
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual – RTA da ENEL GO, de 2022.
12. Em 14 de outubro de 2022, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a ENEL GO encontra-se adimplente9 com suas
obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no
art. 10 da Lei n° 8.631, de 4 de março de 1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15 de março de
2004.
13. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
14. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da ENEL GO, a vigorar a partir de 23 de outubro
de 2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 7,22%, sendo 10,84%, em média,
para os consumidores em Alta Tensão – AT e 5,81%, em média, para os consumidores em Baixa Tensão –
BT.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 10,84%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 5,81%
Efeito Médio AT+BT 7,22%
15. O efeito médio de 7,22% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos das Parcelas A e B,
contribuindo para o efeito médio em 13,49%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a um efeito de -1,59%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros do último
processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -4,68%, conforme apresentado no Gráfico 1.
8 Documento Sicnet nº 48581.002481/2022-00.
9 Documento Sicnet nº 48581.002459/2022-00.

16. Informa-se que o efeito médio a ser percebido por consumidor depende do grupo e
modalidade tarifária a qual pertence. No caso específico, o maior efeito para os consumidores do grupo
A deve-se aos aumentos de custos arrecadados via TUSD, tais como a CDE Uso.
Gráfico
1 – Efeito para o Consumidor por Componente
17. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 5.067.411.188 | 5.902.071.793 | 16,5% | 11,67% | 72,7% |
| Encargos Setoriais | 1.271.235.709 | 1.751.009.878 | 37,7% | 6,71% | 21,6% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 9.203.803 | 9.778.263 | 6,2% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 770.589.497 | 1.138.084.056 | 47,7% | 5,14% | 14,0% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 98.636.047 | 97.392.142 | -1,3% | -0,02% | 1,20% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 112.441.588 | 111.573.359 | -0,8% | -0,01% | 1,37% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | (189.459.603,06) | 0,0% | -2,65% | -2,3% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 84.577.454 | 319.155.548 | 277,4% | 3,28% | 3,9% |
| PROINFA | 130.857.160 | 199.663.883 | 52,6% | 0,96% | 2,5% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 64.930.161 | 64.822.229 | -0,2% | 0,00% | 0,8% |
| Custos de Transmissão | 661.812.147 | 789.104.345 | 19,2% | 1,78% | 9,7% |
| Rede Básica | 343.097.536 | 422.817.965 | 23,2% | 1,11% | 5,2% |
| Rede Básica Fronteira | 172.143.202 | 204.548.872 | 18,8% | 0,45% | 2,5% |
| Rede Básica ONS (A2) | 3.079.045 | 3.395.846 | 10,3% | 0,00% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 47.769.061 | 48.623.435 | 1,8% | 0,01% | 0,6% |
| Transporte de Itaipu | 57.558.337 | 70.588.558 | 22,6% | 0,18% | 0,9% |
| Conexão | 16.868.524 | 19.304.406 | 14,4% | 0,03% | 0,2% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 21.296.442 | 19.825.263 | -6,9% | -0,02% | 0,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 3.095.135.171 | 3.307.355.832 | 6,9% | 2,97% | 40,7% |
| Receitas Irrecuperáveis | 39.228.161 | 54.601.738 | 39% | 0,21% | 0,7% |
| PARCELA B | 2.087.027.197 | 2.217.305.837 | 6,2% | 1,82% | 27,3% |
| IRT | 7.154.438.385 | 8.119.377.630 | 13,5% | 13,49% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (113.620.558) | -1,59% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | (114.991.646) | -1,61% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 47.690.842 | 0,67% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 402.988.524 | 5,63% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 9.528.290 | 0,13% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 7.118.414 | 0,10% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 8.962.621 | 0,13% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (13.928.196) | -0,19% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 204.064 | 0,00% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 60.992.558 | 0,85% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 3.630.277 | 0,05% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | (359.829) | -0,01% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (33.238) | 0,00% |  |  |  |
| Previsão do Risco Hidrológico | 273.268.480 | 3,82% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (336.795.635) | -4,71% |  |  |  |
| Financeiro de desconcatenação de TUSD G | 170.986 | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | 288.094.212 | 4,03% |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (4.791.342) | -0,07% |  |  |  |
| Financeiro de diferimento de pagamentos de Itaipu - Dec. 11.027/2022 | (34.419.093) | -0,48% |  |  |  |
| Frustração de repasse de diferimento de pagamentos de Itaipu - Dec. 10.665/2022 | 15.831.796 | 0,22% |  |  |  |
| Penalidade de Universailização - parcela 5 de 5 | (3.495.687) | -0,05% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia | (29.852.813) | -0,42% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (53.137.640) | -0,74% |  |  |  |
| Arrecadação de CDE Covid dos consumidores migrantes - Ofício Circular 20/2021 | (2.037.537) | -0,03% |  |  |  |
| Crédito de PIS/COFINS | (638.258.965) | -8,92% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,68%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,22%
18. Os custos da Parcela A representam 72,7% dos custos da concessionária, sendo responsável
pelo aumento de 11,67% na composição do índice de reajuste tarifário. Destaca-se, a seguir, os itens mais
representativos.

19. Os encargos setoriais impactaram o efeito tarifário em 6,71%, destacando-se a CDE Uso
(5,14%), o Encargo de Serviço do Sistema e Energia de Reserva e Serviços – ESS/EER (3,28%), e o Proinfa
(0,96%). Em contrapartida, a CDE Modicidade Eletrobrás, contribuiu pela redução de 2,65%, cuja proposta
preliminar de regulamentação, disposta na Nota Técnica 92/2022-SGT/ANEEL, de 20 de junho de 2022,
foi anuída por esta Diretoria Colegiada.
20. Os custos de transporte variaram 19,2%, em relação ao processo anterior, e contribuíram
para um efeito médio de 1,78%, decorrente das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST)
e das novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão para o ciclo 2022-2023,
aprovadas em julho, conforme Resoluções Homologatórias nº 3.066 e nº 3.067, ambas de 12 de julho de
2022.
21. Já os custos de aquisição de energia representaram um efeito tarifário de 2,97%. Esse
impacto decorre principalmente: i) do aumento de 23,1% da tarifa dos CCGFs, associado à redução dos
respectivos montantes, em função do processo de descotização iniciado com a capitalização da
Eletrobras, com contribuição de 1,65%; e ii) do aumento dos montantes e custo médio associados aos
CCEAR de energia nova e alternativa, modalidade disponibilidade, com contribuição de 1,52%. Por outro
lado, com contribuição negativa, destaca-se a redução de custo da energia proveniente de Itaipu, com
impacto de -1,50%.
22. As diferentes modalidades de contratação e seus efeitos para este processo tarifário
podem ser observados no Gráfico 2:

2,97%
1,65%
1,52%
0,59%
0,38% 0,30%
0,00% 0,03%
-1,50%

Total CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Itaipu Proinfa
Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
23. A Parcela B representou 27,3% dos custos da concessionária, impactando 1,82% o efeito
médio a ser percebido pelos consumidores. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação
acumulada, do IPCA de 7,17%, subtraída do Fator X de 0,44%.
24. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia elétrica que se destina aos
custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais,
demonstrando a participação de cada segmento na composição da receita da Distribuidora (sem10 e com
tributos11).
10 Destaca-se a participação dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores de energia elétrica e repassados pela
concessionária.
11 Consideram-se a participação de cada segmento na composição da receita da distribuidora com tributos, tendo sido
utilizadas as alíquotas médias nominais, informadas pela própria empresa, de 23,2% para o ICMS e 3,3% para o PIS e COFINS
(total de 26,5% por dentro), o que equivale a uma majoração de 36,1% por fora sobre o valor da conta de energia elétrica, sem
os referidos tributos na sua base de cálculo.

Encargos
Custo de
Setoriais
Receitas
Transporte 21,6%
9,7% Irrecuperáveis
0,7%
Custo de
Energia Custo de
40,7% Distribuição
27,3%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
Receitas
Irrecuperáveis
Transmissão
0,5%
7,1%
Encargos
15,9%
ICMS
Tributos
Energia
23,2%
29,9% 26,5%
Distribuição
PIS/COFINS
20,1%
3,3%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
25. Os componentes financeiros 12 a serem recuperados no próximo período tarifário
contribuíram com o efeito em -1,59% no atual reajuste da ENEL GO, conforme apresenta a Tabela 3.
12 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.

Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | (114.991.646) | -1,61% |
| CVA em processamento - Transporte | 47.690.842 | 0,67% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 402.988.524 | 5,63% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 9.528.290 | 0,13% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 7.118.414 | 0,10% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 8.962.621 | 0,13% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (13.928.196) | -0,19% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 204.064 | 0,00% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 60.992.558 | 0,85% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 3.630.277 | 0,05% |
| Ajuste CUSD | (359.829) | -0,01% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (33.238) | 0,00% |
| Previsão do Risco Hidrológico | 273.268.480 | 3,82% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (336.795.635) | -4,71% |
| Financeiro de desconcatenação de TUSD G | 170.986 | 0,00% |
| Reversão do financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | 288.094.212 | 4,03% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (4.791.342) | -0,07% |
| Financeiro de diferimento de pagamentos de Itaipu - Dec. 11.027/2022 | (34.419.093) | -0,48% |
| Frustração de repasse de diferimento de pagamentos de Itaipu - Dec. 10.665/2022 | 15.831.796 | 0,22% |
| Penalidade de Universailização - parcela 5 de 5 | (3.495.687) | -0,05% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia | (29.852.813) | -0,42% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (53.137.640) | -0,74% |
| Arrecadação de CDE Covid dos consumidores migrantes - Ofício Circular 20/2021 | (2.037.537) | -0,03% |
| Crédito de PIS/COFINS | (638.258.965) | -8,92% |
| Total | (113.620.558) | -1,59% |

26. Destaca-se a CVA – Encargos Setoriais, com 5,63%, especialmente a CVA de CDE,
decorrente da defasagem entre a cobertura mensal concedida no RTA de 2021 e o novo patamar de custos
mensais incorridos pela concessionária a partir de janeiro de 2022; e ii) a reversão do financeiro de
4,03%13.
Bandeira Escassez Hídrica, cujo efeito neste processo é de
Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários
13
No processo tarifário de 2021, foi considerado o financeiro negativo denominado "Bandeira Escassez Hídrica", no valor de
259,7 milhões, cujo propósito era o de não repassar, às tarifas definidas naquele processo, o déficit até então acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras. No presente processo, o financeiro em questão deve ser revertido, visto que, na apuração
da CVA, está sendo realizado o encontro de contas entre: 1) o total de arrecadação associada à Bandeira Escassez Hídrica e; 2)
os déficits acumulados até o processo tarifário de 2021 somados aos custos incorridos pela distribuidora posteriormente ao
processo tarifário de 2021.

27. Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo
patamares elevados, foram desenvolvidos mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário, que se
observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por
consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais
mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados abaixo.
a) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
28. Em 28 de junho de 2022, foi publicada a Lei nº 14.385/2022, que alterou a Lei nº 9.427, de
26 de dezembro de 1996, passando a disciplinar a devolução de valores de tributos recolhidos a maior
pelas prestadoras de serviço público de distribuição de energia elétrica.
29. Nesse sentido, foi incluído neste processo a devolução da integralidade dos valores já
compensados pela concessionária, incluindo o aproveitamento projetado para compensação nos doze
meses subsequentes, totalizando –R$ 638.258.965, com efeito de -8,92%. Esse montante já considera a
dedução do IR/CSLL14 recolhido à Receita Federal.
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
30. Nos termos do Decreto n° 10.939/2022, da Resolução n° 2/2021 da CREG e da Medida
Provisória n° 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear medidas de
combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi aprovada a partir da
Resolução Normativa n° 1.008/2022, de 15 de março de 2022.
14 Imposto de Renda/Contribuição Social Sobre Lucro Líquido.

31. O Despacho n° 1.177/2022, de 3 de maio de 2022 indicou a data de 9 de maio para fixar os
valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e permissionárias
de distribuição de energia elétrica referentes aos montantes de recursos solicitados nos Termos de
Aceitação às disposições do Decreto n° 10.939/2022. À ENEL GO foram repassados R$ 79.728.889,91, que
devidamente atualizados, originaram um componente financeiro negativo de -R$ 82.990.453,46 e
contribuiu para atenuar o efeito do atual processo tarifário em 1,16%.
c) Bônus de Itaipu
32. Por meio do Despacho 1.192/2022 SGT/ANEEL, de 04 de maio de 2022, e com base no que
consta no processo 48500.007732/2007-09, foi informado que o saldo da Conta de Comercialização da
Energia Elétrica de Itaipu em 2021 foi positivo em R$ 947.768.999,02 e que não haverá o rateio e o crédito
do bônus de Itaipu nas faturas de energia elétrica dos consumidores em 2022, em função da utilização
desse saldo para a modicidade tarifária, de acordo com o Artigo. 16 do Decreto 11.027/2022.
33. A SGT procedeu ao rateio do Saldo da Conta de Comercialização de Itaipu entre as
concessionárias, observando a necessidade de redução tarifária individual das distribuidoras. Segundo os
critérios de rateio, os recursos alocados para a ENEL GO alcançam a monta de R$ 34.419.092,99, cuja
aplicação resultou em uma atenuação tarifária de -0,48%. Ressalta-se que o detalhamento dos cálculos,
os critérios de alocação do repasse do saldo da Conta de Comercialização de Itaipu para a modicidade
tarifária, bem como o processamento dos diferimentos dos pagamentos à ENBPar constam do processo
nº 48500.001671/2021-16
d) REN 952/2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid
34. Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-ANEEL,
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por distribuidoras
de energia elétrica. Como consequência, foi apurado foi apurado componente financeiro negativo no
valor de -R$ 4.791.342,02, resultando em redução de efeito de 0,07%.
e) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL

35. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL15, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à EDP
SP informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores migrantes para o ACL,
para consideração no processo tarifário de 2022, conforme descrito na Nota Técnica nº 237/2020SGT/ANEEL16, de 27 de novembro de 2020.
36. O valor correspondente informado17 pela ENEL GO e devidamente atualizado pela Selic foi
de -R$ 2.037.537, originando um componente financeiro com impacto de -0,03%.
Efeito das Bandeiras Tarifárias
37. Ademais, é importante destacar que a receita proveniente dos repasses da Conta Bandeiras
decorrentes da aplicação dos adicionais das bandeiras tarifárias amarela, vermelha e, principalmente,
escassez hídrica no período contribuiu para que a tarifa não sofresse aumento adicional de 18,84%.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
38. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de outubro/2022 a setembro/2023, 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 outubro/2021 a setembro/2022.
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 1.507.255 | 13.917.810 | 15.425.065 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 161.829 | 2.155.771 | 2.317.601 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 9.821 | 585.260 | 595.081 |
| Subsídio Rural | (459.496) | 3.748.200 | 3.288.704 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (1.207.538) | 5.970.059 | 4.762.520 |
| Total | 11.870 | 26.377.100 | 26.388.970 |

15 Documento Sicnet nº 48581.001765/2021-00.
16 Documento Sicnet nº 48581.001953/2020-00.
17 Documento SIC nº 48513.025009/2022-00.

III. D I R E I T O
39. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos: (a) o inciso IV do artigo
15 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; (b) o inciso X do artigo 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335,
de 6 de outubro de 1997, (c) o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 2004, com a redação dada
pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004 e a (d) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão
nº 202/1998.
IV. D I S P O S I T I V O
40. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004918/2021-56, voto pela
emissão da Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da ENEL GO,
a vigorar a partir de 22 de outubro de 2022, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 7,22%, sendo 10,84% para os consumidores em
Alta Tensão – AT e 5,81% para os consumidores em Baixa Tensão - BT, e demais
encaminhamentos;
(ii) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da ENEL GO;
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e
(iv) HOMOLOGAR o valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica – CCEE à ENEL GO, de modo a custear os descontos retirados da
estrutura tarifária.
Brasília, 18 de outubro de 2022.
(Assinado digitalmente)
GIÁCOMO FRANCISCO BASSI ALMEIDA
Diretor Substituto