REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3026/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Companhia Energética do Ceará - Enel CE.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-04-20
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004917/2021-10
INTERESSADOS: Enel Distribuição Ceará (Enel CE)
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT)
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual da Enel Distribuição Ceará, a vigorar a partir de 22 de abril de 2022.
I. R E L A T Ó R I O
A Enel Distribuição Ceará (Enel CE) é concessionária1 do serviço público de distribuição de
energia elétrica e atende aproximadamente 3,8 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de
energia elétrica representa faturamento anual na ordem de R$ 6,47 bilhões.
2. Por meio da Resolução Homologatória nº 2.859, de 22 de abril de 2021, foi aprovado o
Reajuste Tarifário Anual da Enel CE, com efeito médio de 8,95% (oito vírgula noventa e cinco por cento) a
ser percebido pelos consumidores.
3. Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 44/2021, realizada em 8 de novembro de 2021,
fui designada relatora do Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Enel CE.
4. Em 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória n° 1.078 dispôs sobre medidas destinadas
ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 001/1998-ANEEL.

5. Por sua vez, o Decreto n° 10.939, de 13 de janeiro de 2022, regulamentou a Medida
Provisória n° 1.078/2021.
6. Na 8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2022, realizada em 15 de março de 2022,
a ANEEL aprovou a Resolução Normativa nº 1.008/2022, que dispõe sobre a Conta Escassez Hídrica, as
operações financeiras, a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)
para esses fins e os procedimentos correspondentes.
7. Por meio da Carta ENEL CE 041-2022, de 7 de abril de 2022, a concessionária solicitou a
utilização de recursos remanescentes da Conta Escassez Hídrica de forma a minimizar os impactos
tarifários de seus consumidores em 2022.
8. Em 14 de abril de 2022, o Conselho de Consumidores da Enel CE (Conerge) encaminhou
cópia da Carta 25/2022 encaminhada a Enel CE, em que propôs à distribuidora a utilização de créditos de
PIS/COFINS, diferimento de Parcela B, antecipação de créditos de Ultrapassagem de Demanda e
Excedente Reativo e utilização de valores disponíveis de escassez hídrica para atenuação do impacto do
efeito tarifário.
9. Por meio da Nota Técnica nº 53/2022-SGT/ANEEL, de 18 de abril de 2022, a
Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual de 2022 da
concessionária.
10. É o relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
11. O Reajuste Tarifário Anual da Enel CE conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 24,85%, sendo 24,16%, em média, para os consumidores em Alta Tensão (AT) e 25,09%,
em média, para os consumidores em Baixa Tensão (BT).

Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
12. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de custos
que compõem a tarifa.
13. O efeito médio de 24,85% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 12,88%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a um efeito de 0,55%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos
no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 11,42%, conforme apresentado no
Gráfico 1.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
14. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

15. Os custos da Parcela A representam 62,5% dos custos da Concessionária. O aumento desses
custos foi responsável por 7,30% na composição do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir,
os itens mais representativos:
a) Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a efeito
tarifário médio de 4,02%. Destacam-se a CDE Uso, com impacto no efeito médio
de 1,99%, o encargo EER/ESS, impacto é de 1,09%, e o Proinfa, com impacto de
0,84%;
b) Custos de Transmissão – esses custos variaram -14,3% em relação ao processo
anterior e contribuíram para um efeito médio de -1,04%. Sobre esse item, destacase a redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022,
aprovadas por meio das Resoluções homologatórias nos 2.895 e 2.896,
respectivamente, ambas de 13 de julho de 2021, alteradas pela REH nº 2.959, de
5 de outubro de 2021; e
c) Custos de aquisição de energia – variaram 9,6% e representaram um efeito
tarifário de 4,32%. Contribuíram para esse efeito os custos decorrentes dos
CCEARs e o contrato bilateral, atualizado pelo Índice Geral de Preços do Mercado
(IGP-M). As contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser
observadas no gráfico abaixo

4,32%
1,55%
0,88%
0,61% 0,57%
0,47%
0,24%
0,02%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei 12.783/2013Bilateral Proinfa
Nova/Alt… Nova/Alt… Belo Monte Angra I e II
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
16. A Parcela B representou 37,5% dos custos da concessionária, impactando 5,58% do total
do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
17. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2021 e
março de 2022 do IGP-M (de 14,77%), subtraída do Fator X (de -0,39%), o que totaliza 15,16%.
18. 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
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição,
além do pagamento dos encargos setoriais.
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 Erro! Fonte de referência não encontrada. para o ICMS e de
Erro! Fonte de referência não encontrada. para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de Erro! Fonte de referência não
encontrada. por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa
a majoração de Erro! Fonte de referência não encontrada. (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses
tributos na base de cálculo.

Energia
43,7% Transmissão
PROINFA
5,6% 2,2%
CDE
Encargos
7,5%
Setorias
13,2%
ESS/EER
2,4%
Outros
Distribuição 1,1%
37,5%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Transmissão Encargos Setoriais
3,8% 8,9%
Energia
ICMS
29,6% 28,8%
Tributos
32,2%
PIS/COFINS 3,4%
Distribuição
25,4%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
19. Os componentes financeiros 4 a serem recuperados no próximo período tarifário
contribuíram com o efeito em 0,55% no atual reajuste da Enel CE.
20. Os financeiros que mais impactaram o processo com valor positivo foram a CVA em
Processamento – Energia, com efeito de 2,81%, em decorrência da diferença entre a cobertura concedida
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.

no último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela
concessionária no período de apuração da CVA, em especial, dos custos relacionados ao risco hidrológico
de CCGF e Usinas Repactuadas, e a CVA em Processamento – Encargos Setoriais, com efeito de 5,21%, em
decorrência principalmente da diferença entre a cobertura concedida da CDE no último processo tarifário
e os custos efetivamente incorridos e dos encargos EER/ESS impactado pelo despacho de usinas fora da
ordem de mérito.
21. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 192.968.779 | 2,81% |
| CVA em processamento -Transporte | 17.318.811 | 0,25% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 357.970.083 | 5,21% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (8.294.819) | -0,12% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (24.193.294) | -0,35% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (47.891.368) | -0,70% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.939.428 | 0,03% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 138.698.632 | 2,02% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (145.152.338) | -2,11% |
| Remanescente escassez hídrica | (136.287.149) | -1,99% |
| ICMS não compesando na compra de energia | 17.070.276 | 0,25% |
| Reversão Diferimento - Parcela B | 58.988.688 | 0,86% |
| Reversão do reperfilamento de custos de Transporte | 71.858.092 | 1,05% |
| TUSDg UFV Sol 1, 2 e 3 - NT 265/2021-SGT/ANEEL | 1.350.565 | 0,02% |
| Neutralidade Conta Covid (incluso CDE Covid) | 6.701.119 | 0,10% |
| CVA CDE Covid | 11.822.757 | 0,17% |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (4.494.834) | -0,07% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula | (1.107.989) | -0,02% |
| Bandeira Escassez Hídrica - Energia | 63.241.081 | 0,92% |
| Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | (212.794.547) | -3,10% |
| Conta Escassez Hídrica - importação julho a agosto/2021 | (27.764.772) | -0,40% |
| Conta Escassez Hídrica - diferimento de energia | (57.951.409) | -0,84% |
| Conta Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária | (47.842.842) | -0,70% |

0,19%
Neutralidade PIS/COFINS 13239321,16

Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins (201.450.116) -2,93%
Total 37.942.156 0,55%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

22. O financeiro reversão do reperfilamento do custo de transporte, que foi incluído no
processo tarifário de 2021, considerando uma estimativa de redução de custos de transporte que passaria
a valer a partir de julho de 2021, foi atualizado e impactou em 1,05% o efeito tarifário. Essa reversão é
necessária para evitar duplicidade de impacto, pois a diferença das tarifas de transporte é calculada pela
CVA.
23. Ressalta-se também que está sendo considerada a reversão do diferimento da Parcela B no
reajuste tarifário de 2021, conforme consta na Resolução Homologatória nº 2.859/2021, atualizada pelo
IPCA, cujo impacto é de 0,86%.
24. Conforme consta na Carta ENEL 028-2022, validada pelo Memorando nº 92/2022SFF/ANEEL, de 31 de março de 2022, está sendo considerado financeiro referente à recomposição dos
custos incorridos devido a não compensação de 100% dos créditos do Imposto de Circulação de
Mercadorias e Serviços – ICMS, no período de março de 2021 a fevereiro 2022, atualizados pela SELIC.
25. O financeiro TUSDg UFV Sol I, II e III se refere ao cumprimento de decisão judicial nos autos
do processo nº 1030251-37.2019.4.01.3400, em atendimento ao Ofício nº 297/2021-DR/ANEEL,
considerando as diferenças de tarifas e o mercado de referência para essas centrais geradoras pelo
período de novembro/2021 a março/2022.
26. Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, foram desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder
Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações,
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 econômicofinanceira da cadeia que compõe o setor elétrico.
27. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo:
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica

28. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a
Resolução nº 3/2021, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com aplicação
de setembro/21 a abril/22.
29. Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de
bandeiras durante a vigência da Bandeira Escassez.
30. Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica teve por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que esse déficit não fosse transferido para as tarifas, mas
recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos tarifários e
concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
31. Ocorre que parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela
distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez hídrica.
32. Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e CVA) e
neutralizar os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, tem sido conferido tratamento
excepcional aos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de expurgar os custos cobertos pela
bandeira escassez hídrica.
33. Desse modo, no processo tarifário vigente, será considerado um componente financeiro
negativo para expurgar o efeito dos custos não cobertos pelas Bandeiras e que foram considerados
durante o ciclo da Bandeira Escassez; no processo tarifário subsequente, tal componente será revertido,
devidamente atualizado pela Taxa Selic.
34. Como consequência, estão sendo considerados componentes financeiros negativos, em
energia e ESS, de -R$ 149.553.466, que amenizaram o efeito médio em -2,18%.
Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL

35. Também está sendo considerado no processo tarifário valor relativo ao encargo Tarifário
da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL no valor total de R$ 1.107.989, já
atualizado pela Selic.
Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
36. A contratação da operação financeira, conforme regulamento pela Resolução Normativa
nº 1.008/2022, abrangerá os seguintes itens: (i) Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos
de Bandeiras Tarifárias para a competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução
Voluntária do Consumo de Energia Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da
Creg; (iii) Importação de energia referente às competências de julho e agosto de 2021 e (iv) Diferimentos
de que trata o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos aplicados no processo
tarifário anterior à liberação dos recursos da operação financeira).
37. Em 25 de março de 2022, a concessionária protocolou a Carta ENEL CE 028-2022,
solicitando a inclusão de valores relacionados (i) ao Programa de Incentivo à Redução Voluntária do
Consumo de Energia Elétrica, no valor de R$ 47.842.842; (ii) à importação de energia no período de julho
e agosto de 2021 no valor de R$ 27.764.772; e (iii) diferimento de energia, no valor de R$ 57.951.409,
cujos impactos somados representam -1,95% no efeito médio.
38. Além disso, em virtude de deliberação da diretoria Colegiada na 3ª Reunião Pública
Extraordinária de 2022, proponho a consideração de componente financeiro negativo no valor de
R$ 136.287.149. Esse valor refere-se à realocação de valores já aprovados pela Resolução Normativa nº
1.008/2022 e não utilizados no processo de Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Light Serviços de
Eletricidade S.A e de permissionárias de distribuição.
Créditos do PIS/Pasep e da COFINS decorrentes de decisão judicial
39. A metodologia de devolução aos consumidores de créditos originários de decisão judicial
favorável à exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/Pasep e da Cofins, nos quais figuraram como

autores concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica, encontra-se em análise no
âmbito da Consulta Pública nº 05/2021.
40. Por meio do Despacho nº 361, de 9 de fevereiro de 2021, a diretoria colegiada decidiu que
em situações excepcionais, nos quais haja possibilidade de aumento tarifário expressivo, poderia ser
aprovado o uso de parte dos créditos de PIS/COFINS, mesmo antes da conclusão da referida Consulta
Pública. Na época, decidiu-se que a utilização desses créditos seria limitada a 20% do valor total envolvido
na ação judicial. O limite foi estabelecido apenas para não inviabilizar financeiramente o serviço, posto
que a utilização desses recursos pela distribuidora segue dinâmica própria do rito tributário.
41. Cabe destacar que o voto condutor da decisão já esclarecia que "a Aneel terá a total gestão
de tais valores, podendo assim determinar a antecipação da devolução, hipótese em que terá como limite
apenas não inviabilizar financeiramente o serviço. Diante de cenários em que sejam verificados, a qualquer
momento, que a distribuidora já efetivou compensações em montantes superiores ao inicialmente
estimados e diante de situações especiais, nas quais haja necessidade de atenuar saltos tarifários severos
(efeito serrote), a Aneel poderá fazer uso dos recursos, independentemente da concordância do
permissionário ou concessionária".
42. No caso concreto da Enel CE, o Tribunal Regional Federal reconheceu o direito da exclusão
do ICMS das bases de cálculo do PIS e da COFINS, sendo o valor já habilitado pela Receita Federal de R$ 1,5
bilhão. Desse total, no processo tarifário de 2021 da Enel CE, a concessionária solicitou a consideração do
valor de R$ 386,2 milhões, correspondente a cerca de 26% do valor atualizado da ação.
43. Dessa forma, conforme a motivação da decisão firmada no Despacho nº 361/2021, e tendo
em vista o elevado efeito tarifário médio do processo ora em análise, proponho a consideração do
montante de -R$ 201.450.116,03, correspondente aos valores dos créditos recuperados e efetivamente
meses5.
já aproveitados pela distribuidora até março de 2022 e dos previstos para os próximos 6 (seis)
5
É de conhecimento da Agência que a distribuidora já aproveitou, até fevereiro de 2022, R$503,6 milhões, dos quais R$ 386,2
milhões foram considerados no processo tarifário de 2021. Considerando a estimativa de compensação mensal de R$ 12
milhões mensais, avalia-se que o valor de R$ 72 milhões é passível de compensação nos 6 meses subsequentes ao reajuste
tarifário. Portanto, propõe-se a consideração do valor total de R$ 201,4 milhões (503,6-386,2+12 (referente a março/2022) +
72).

44. Esse encaminhamento resulta em redução de 2,93% no índice de reajuste da Enel CE e está
de acordo com decisões prévias deste colegiado, tomadas em outros processos tarifários em cujos
impactos ao consumidor também eram expressivos.
Evolução da Tarifa B1
45. O Gráfico 5 demonstra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos
10 anos (103,1%), comparada com as variações do IGP-M (143,9%) e do IPCA (83,3%) no mesmo período.
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
46. A tarifa percebida pelo consumidor BT na área de concessão da Enel CE, considerando a
bandeira de escassez hídrica, hoje é de R$ 730,78/MWh. O fim da bandeira escassez hídrica representou
uma redução de 19,4% nas tarifas percebidas pelo consumidor. Dessa forma, o reajuste tarifário ora em
discussão resultará em impacto tarifário praticamente nulo para o consumidor residencial B1.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários

47. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de abril/2022 a março/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
abril/2021 a março/2022.
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

Tipo Ajuste Previsão Repasse CDE
Subsídio Carga Fonte Incentivada 603,003 8,934,540 9,537,542
Subsídio Geração Fonte Incentivada (125,661) 2,312,543 2,186,883
Subsídio Distribuição - - -

| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 44,455 | 494,665 | 539,119 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Rural | (266,566) | 3,401,365 | 3,134,799 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 258,633 | 6,319,638 | 6,578,271 |
| Total | 513,863 | 21,462,751 | 21,976,615 |

48. Destaca-se que em virtude de fiscalização realizada pela Agência Reguladora do Estado do
Ceará (ARCE), foi identificada necessidade de ajustes do faturamento das centrais geradoras eólicas Dunas
de Paracuru e Taiba. A fiscalização registrou que a Enel CE concedeu descontos indevidos que devem ser
devolvidos à CDE. Conforme calculado pela SGT, considerando os montantes e as tarifas dos respectivos
processos tarifários, em que foram concedidos os descontos, obtém-se o valor de R$ 7.529.453,13 de
descontos concedidos indevidamente, que atualizados pela SELIC, resulta em R$ 13.801.461,94 a ser
devolvido para a CDE.
III. D I R E I T O
49. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos: a) Lei nº 9.427, de 1996;
(b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009; e (d) Contrato de Concessão do Serviço Público de
Distribuição de Energia Elétrica nº 001/1998-ANEEL.

IV. D I S P O S I T I V O
50. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004917/2021-10, voto por EMITIR
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual das tarifas da Enel CE, a vigorar
a partir de 22 de abril de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 24,85%, sendo 24,16% para os consumidores em alta tensão e
25,09% para os consumidores em baixa tensão;
(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 CE;
(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 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.
(v) HOMOLOGAR o valor da devolução, de R$ 13.801.461,94 (treze milhões e
oitocentos e um mil quatrocentos e sessenta e um reais e noventa e quatro
centavos) a ser efetuada pela distribuidora ao fundo da CDE.
Brasília, 19 de abril de 2022.
(Assinado digitalmente)
ELISA BASTOS SILVA
Diretora