REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3053/2022
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 Enel Distribuição São Paulo - Enel SP.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-07-04
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004948/2021-62
INTERESSADOS: ENEL Distribuição São Paulo – ENEL SP
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da ENEL Distribuição São Paulo - ENEL SP, a vigorar a partir
de 4 de julho de 2022.
I. RELATÓRIO
A ENEL Distribuição São Paulo – ENEL SP é concessionária 1 do serviço público de
distribuição de energia elétrica, sediada na cidade de São Paulo- SP, e atende aproximadamente 7,6
milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente
faturamento anual na ordem de R$ 18,5 bilhões.
2. Em 29 de junho de 2021, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual da ENEL SP, conforme
Resolução Homologatória – REH nº 2.890/2021, quando as tarifas foram, em média, reajustadas em
9,44%.
3. Em 8 de novembro de 2021, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 44/2021, o presente
processo foi distribuído para minha relatoria.
4. Em 15 de março de 2022, na 8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, foi aprovada 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.
5. Em 7 de junho de 2022, foi aprovado o Projeto de Lei nº 1.280/2022, que trata da devolução
aos consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais que versam sobre a
retirada do ICMS da base do PIS/COFINS, cuja sanção ocorreu em 27 de junho de 2022, tendo sido
publicada a Lei nº 14.385 na data de hoje.
6. Em 9 de junho de 2022, a concessionária, por meio da Carta ENEL SP 119-2022-RB,
apresentou a proposta de Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022.
7. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás indicada na Lei nº
14.182, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021, de 31 de agosto de 2021, e
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 162/1998-ANEEL.

a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia acerca do aporte inicial associado ao processo
de capitalização da Eletrobrás2, esta Diretoria decidiu anuir com a proposta preliminar de regulamentação
do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás, disposta na Nota Técnica nº 92/2022SGT/ANEEL.
8. Em 24 de junho de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT encaminhou ao
Conselho de Consumidores as planilhas de cálculo relativas ao reajuste tarifário anual, conforme dispõe a
Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015.
9. Na mesma data, a SGT, por meio da Nota Técnica nº 98/2022-SGT/ANEEL, consolidou o
cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2022 da ENEL SP.
II. FUNDAMENTAÇÃO
10. Trata-se da proposta de Reajuste Tarifário Anual – RTA da ENEL Distribuição São Paulo –
ENEL SP, a vigorar a partir de 4 de julho de 2022, cujo processo conduz ao efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 12,04%, sendo 18,03%, em média, para os consumidores conectados
em Alta Tensão – AT e 10,15%, em média, para os consumidores conectados em Baixa Tensão – BT.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 18,03%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 10,15%
Efeito Médio AT+BT 12,04%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
11. O efeito médio de 12,04% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 13,45%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a um efeito de -3,17%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 1,76%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
2 Documento SIC nº 48513.014192/2022-00

12,04%
5,63%
3,76%
2,03% 2,04%
1,76%
-3,17%

Encargos Transmissão Energia Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
12. O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da modalidade
tarifária a qual pertence.
13. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação Participação

DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 12.909.177.052 14.704.382.652 | 13,9% | 9,69% | 70,0% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 3.621.208.194 4.663.221.015 | 28,8% | 5,63% | 22,2% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 28.277.514 | 31.551.150 | 11,6% | 0,02% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 2.178.888.128 3.161.949.624 | 45,1% | 5,31% | 15,0% |  |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 176.928.697 | 188.205.128 | 6,4% | 0,06% | 0,9% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 370.801.635 | 368.415.441 | -0,6% | -0,01% | 1,8% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | (525.170.000) | - | -2,84% | -2,5% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 344.348.523 | 711.074.782 | 106,5% | 1,98% | 3,4% |
| PROINFA | 368.712.858 | 559.421.056 | 51,7% | 1,03% | 2,7% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 152.544.201 | 167.065.729 | 9,5% | 0,08% | 0,8% |
| ONS | 706.638 | 708.106 | 0,2% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 1.784.293.921 2.159.823.039 | 21,0% | 2,03% | 10,3% |  |
| Rede Básica | 1.149.865.496 1.472.696.706 | 28,1% | 1,74% | 7,0% |  |
| Rede Básica Fronteira | 219.899.054 | 221.651.736 | 0,8% | 0,01% | 1,1% |
| Rede Básica ONS (A2) | 797.113 | 878.405 | 10,2% | 0,00% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 142.606.971 | 144.299.417 | 1,2% | 0,01% | 0,7% |
| Transporte de Itaipu | 175.293.860 | 207.085.248 | 18,1% | 0,17% | 1,0% |
| Conexão | 84.485.126 | 101.243.063 | 19,8% | 0,09% | 0,5% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 11.346.301 | 11.968.464 | 5,5% | 0,00% | 0,1% |
| Custos de Aquisição de Energia | 7.503.674.936 7.881.338.598 | 5,0% | 2,04% | 37,5% |  |
| PARCELA B | 5.610.495.107 6.306.751.984 | 12,4% | 3,76% | 30,0% |  |
| IRT | 18.519.672.159 21.011.134.636 | 13,45% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | - 592.356.015 | -3,17% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 622.702.739 | 3,34% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 150.489.654 | 0,81% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 857.677.230 | 4,60% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 55.470.563 | 0,30% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 7.595.693 | 0,04% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (4.077.891) | -0,02% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 2.262.154 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 654.500.929 | 3,51% |  |  |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 115.933 | 0,00% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 444.339 | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (853.486.931) | -4,57% |  |  |  |
| Decreto 10.665/2021 - Bônus Itaipu | (235.199.786) | -1,26% |  |  |  |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | 8.279.533 | 0,04% |  |  |  |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (552.382) | 0,00% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula | (7.454.137) | -0,04% |  |  |  |
| Reversão Diferimento Parcela B 2021 | 304.335.061 | 1,63% |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica importação - energia | (74.425.836) | -0,40% |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária | (148.141.841) | -0,79% |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica - Diferimento de energia | (303.533.112) | -1,63% |  |  |  |
| Neutralidade mitigação Itaipu | (4.899.669) | -0,03% |  |  |  |
| Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS | (1.624.458.258) | -8,70% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,76%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,04%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

14. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 70,0% dos custos da
concessionária, sendo responsável pelo aumento de 9,69 pontos percentuais na composição do índice de
reajuste tarifário. Destacam-se, a seguir, os itens mais representativos.
15. O valor dos encargos setoriais correspondeu a um efeito tarifário de 5,63%, destacandose a CDE Uso (5,31%), o EER/ESS (1,98%), que já considera os custos do Procedimento Competitivo
Simplificado – PSC, o Proinfa (1,03%) e a CDE Modicidade Eletrobrás (-2,22%), cuja proposta preliminar
de regulamentação, disposta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL, de 20 de junho de 2022, foi anuída
por esta Diretoria.
16. Os custos de transmissão variaram 21,0% em relação ao processo anterior e contribuíram
para um efeito médio de 2,03%, uma vez que já se considerou a melhor previsão das despesas
relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST)
para o ciclo 2021-2022, que devem ser aprovadas no início do mês de julho pela Diretoria da ANEEL.
17. Já os custos de aquisição de energia variaram 5,0% e representaram um efeito tarifário de
2,04%. Contribuíram para esse efeito os custos dos CCEARs (2,02%), a previsão das tarifas das cotas - Lei
12.783/2013 (0,99%), não obstante a redução dos custos com Itaipu (-2,10%), decorrente
da redução da tarifa de repasse da potência contratada de Itaipu, estabelecida na REH nº 3.007/2021, e
da cotação do dólar em relação ao último processo tarifário. As contribuições das diferentes modalidades
de contratação podem ser observadas no gráfico abaixo
2,04%
1,50%
0,99%
0,69%
0,52%
0,38%
0,00% 0,07%
-2,11%

Total CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Proinfa
Existente Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
QTD DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
18. A Parcela B representou 30,0% dos custos da concessionária, com impacto de 3,76% do
total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
19. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre julho de 2021
e junho de 2022 do IGP-M, de 10,75%, subtraída do Fator X, de -1,66%, o que totaliza 12,41%.

20. 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 (sem3 e com
tributos4).
Transmissão
10,3%
Energia
PROINFA
37,5%
2,7%
CDE
Encargos
15,2%
Setorias
22,2%
ESS/EER
3,4%
Outros
Distribuição 0,9%
30,0%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Encargos
Transmissão
Setoriais
7,8% 16,9%
ICMS
20,5%
Energia
28,6%
Tributos
23,8%
PIS/COFINS
3,3%
Distribuição
22,9%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
5

21. Os componentes financeiros a serem recuperados no próximo período tarifário
contribuíram com o efeito em -3,17% no atual reajuste da ENEL SP, conforme apresenta a Tabela 3.
3 Destaca-se a participação dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores de energia elétrica e repassados pela
concessionária.
4 Consideram-se apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas

20,1% 4,3% 24,3%
médias nominais de para o ICMS e de para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de por dentro),
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 32,1% (por
fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.
5 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 | 622.702.739 | 3,34% |
| CVA em processamento -Transporte | 150.489.654 | 0,81% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 857.677.230 | 4,60% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 55.470.563 | 0,30% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 7.595.693 | 0,04% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (4.077.891) | -0,02% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 2.262.154 | 0,01% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 654.500.929 | 3,51% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 115.933 | 0,00% |
| Ajuste CUSD | 444.339 | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (853.486.931) | -4,57% |
| Decreto 10.665/2021 - Bônus Itaipu | (235.199.786) | -1,26% |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | 8.279.533 | 0,04% |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (552.382) | 0,00% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular | (7.454.137) | -0,04% |
| Reversão Diferimento Parcela B 2021 | 304.335.061 | 1,63% |
| Conta Escassez Hídrica importação - energia | (74.425.836) | -0,40% |
| Conta Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária | (148.141.841) | -0,79% |
| Conta Escassez Hídrica - Diferimento de energia | (303.533.112) | -1,63% |
| Neutralidade mitigação Itaipu | (4.899.669) | -0,03% |
| Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS | (1.624.458.258) | -8,70% |
| Total | (592.356.015) | -3,17% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
22. Destacam-se a CVA em Processamento – Energia, com efeito de 3,34%, em decorrência da
diferença entre cobertura concedida no último processo tarifário e custos de energia efetivamente
incorridos pela concessionária, principalmente relacionados ao risco hidrológico de CCGF e Usinas
Repactuadas, a CVA em Processamento – Encargos Setoriais, com efeito de 4,60%, decorrente do
despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao longo de 2021, e a reversão do diferimento da
Parcela B no reajuste tarifário de 2021, atualizada pela SELIC, cujo impacto é de 1,63%.
II.1. Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários
23. 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.
24. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados abaixo.
a) Projeto de Lei 1.280/2022 - Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial

25. Em 7 de junho de 2022, foi aprovado no Congresso Nacional o Projeto de Lei nº 1.280/2022,
que trata da devolução aos consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais
que versam sobre a retirada do ICMS da base do PIS/COFINS. O Projeto de Lei, sancionado em 27 de junho
de 2022, e publicada a Lei nº 14.385 na data de hoje, prevê a devolução da integralidade dos valores
requeridos a Receita Federal (RFB) até o próximo processo tarifário.
26. Embora pendente de sanção presidencial, dado que se trata de crédito líquido e certo, foi
incluído neste processo tarifário um componente financeiro dos valores já aproveitados, bem como
valores a serem aproveitados pela ENEL SP perante a RFB até junho/2023, que totalizam o valor atualizado
de -R$ 1.624.458.258, reduzindo o efeito ao consumidor em 8,70%.
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
27. Nos termos do Decreto nº 10.939/2022, da Resolução nº 2/2021 da CREG e da Medida
Provisória nº 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 nº 1.008/2022, de 15 de março de 2022.
28. O Despacho nº 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 nº 10.939/2022. À ENEL SP foram repassados -R$
521.434.461,79, com impacto de -2,82% no efeito médio.
c) Decreto 11.027/2022 - Bônus de Itaipu
29. Por meio do Despacho nº 1.192/2022 SGT/ANEEL, de 4 de maio de 2022, e com base no
que consta no Processo nº 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 nº
11.027/2022.
30. Pela Carta Enel SP 119-2022-RB, de 9 de junho de 2022, e em atendimento ao art. 16 do
citado Decreto, a distribuidora formalizou o interesse em diferir os pagamentos provenientes do repasse
da potência contratada de Itaipu.
31. 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 SP alcançam a monta de R$ 235.199.786, cuja
aplicação resultou em uma atenuação tarifária de -1,26%. 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 no Processo

nº 48500.001671/2021-16.
d) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL
32. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL6, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à
distribuidora informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores migrantes
para o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota Técnica nº 237/2020SGT/ANEEL7,
de 27 de novembro de 2020. O valor correspondente informado pela distribuidora, por meio
da Carta ENEL SP 121-2022-RB, foi de R$ 7.454,137, já atualizado pela SELIC.
e) CDE Modicidade Eletrobrás
33. A Medida Provisória nº 1.031/2021 dispôs sobre a desestatização da Eletrobras. Após
tramitação no Congresso Nacional, tal MP foi convertida na Lei nº 14.182, de 12 julho de 2021.
34. O inciso I da Lei 14.182/2021 dispôs que a Eletrobras aportará na CDE, para fins de
modicidade tarifária, o valor correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor adicionado à concessão
pelos novos contratos, nos termos abaixo:
[...]
Art. 4º São condições para as novas outorgas de concessão de geração de energia elétrica de que
trata o art. 2º desta Lei:
I - o pagamento pela Eletrobras ou por suas subsidiárias, na forma definida pelo Conselho
Nacional de Política Energética (CNPE), à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), de que trata a
Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor adicionado
à concessão pelos novos contratos;
[...]
§ 2º O disposto no art. 7º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, não se aplica aos novos
contratos de concessão de geração de energia elétrica de que trata este artigo, e a quota de que trata
o inciso I do caput deste artigo será creditada integralmente em favor das concessionárias e
permissionárias de distribuição de energia elétrica, para fins de modicidade tarifária no Ambiente de
Contratação Regulada (ACR), distribuída de forma proporcional aos montantes descontratados em
decorrência da alteração do regime de exploração para produção independente de que trata o inciso
III do caput deste artigo.
[...]
35. Em 31 de agosto de 2021, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a
Resolução CNPE nº 151, que estabelece o valor adicionado pelos novos contratos de concessão de geração
de energia elétrica nos termos da Lei nº 14.182/2021. Posteriormente, o texto e parâmetros da Resolução
CNPE nº 15 foi atualizado pela Resolução CNPE no 30, de 21 de dezembro de 2021.
36. Para 2022, a Resolução CNPE nº 15/2021 estabeleceu o valor de R$ 5 bilhões a ser aportado
na CDE trinta dias após assinatura dos novos contratos de concessão, conforme Anexo V da citada
Resolução.
6 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.
7 Documento SIC nº 48581001953/2020-00.

37. Nesse contexto, para fins de consideração da modicidade tarifária nos processos tarifários,
propõe-se a criação de um componente específico, denominado CDE MODICIDADE ELETROBRAS, cujo
valor corresponde à parcela da Distribuidora do montante destinado à modicidade, utilizando o fator de
garantia física como parâmetro de rateio.
38. Frise-se, que no processo tarifário subsequente, o valor poderá ser ajustado e as diferenças
repassadas às tarifas, conforme regulamentação a ser proposta pela Agência.
II.2. Efeito das Bandeiras Tarifárias
39. Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das
bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no período contribuiu para
que a tarifa não sofresse aumento adicional de 17,31%.
II.3. SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
40. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de julho/2022 a junho/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
julho/2021 a junho/2022.
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 1.619.089 | 32.715.502 | 34.334.592 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | (13.245) | 118.135 | 104.890 |
| Subsídio Distribuição | 4.110 | 558.933 | 563.043 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (43.022) | 582.470 | 539.448 |
| Subsídio Rural | (2.603) | 34.803 | 32.200 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 24 | 323 | 347 |
| Total | 1.564.353 | 34.010.167 | 35.574.520 |

III. DIREITO
41. 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 162/1998-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO

42. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004948/2021-62, 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 SP, a
vigorar a partir de 4 de julho de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido
pelos consumidores de 12,04%, sendo 18,03% para os consumidores em Alta
Tensão – AT e 10,15% 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 SP;
(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 SP, de modo a custear os descontos retirados da estrutura
tarifária.
Brasília, 28 de junho de 2022.
(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor