AAP - AVISO DE AUDIÊNCIA PÚBLICA 017
Tipo de documento: voto
Ementa: Comunica aos interessados que foi aberta a Audiência Pública, no dia 25 de janeiro de 2023 e realização da reunião presencial na cidade de Niterói, (RJ), com o objetivo de obter subsídios para o aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Periódica da Enel Distribuição Rio – Enel RJ, a vigorar a partir de 15 de março de 2023, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC, para o período de 2024 a 2028.
Assunto: Aviso
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-12-14
Autor: SMA/ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.006884/2022-15 e 48500.007896/2022-67
INTERESSADA: Enel Distribuição Rio – Enel Rio
RELATOR: Diretor Ricardo Lavorato Tili
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD e Superintendência de
Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Proposta de abertura de Consulta Pública com vistas a colher subsídios e informações
adicionais para o aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Periódica da Enel Distribuição
Rio – Enel Rio, a vigorar a partir de 15 de março de 2023, e definição dos correspondentes limites dos
indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e
de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC para o período de 2024 a 2028.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão nº 5/1996, que regula a exploração dos serviços públicos de
distribuição de energia elétrica na área de concessão da Enel Rio, define a data de 15/03/2023 para a
realização de sua revisão tarifária periódica.
2. Na 25ª Reunião Pública Ordinária da Diretora da Aneel, ocorrida em 12 de julho de 2022,
em cumprimento ao § 6º do art. 3º-B da Lei nº 9.427/1996, acrescentado pela Lei nº 14.385/2022, foi
aprovada a Revisão Tarifária Extraordinária da Enel Rio, objeto da Resolução Homologatória nº
3.064/2022, resultando no efeito médio de -4,22%.
01009/2022/PFANEEL/PGF/AGU1,
3. Todavia, segundo parecer de força executória (Ofício nº
de 29 de julho de 2022) a aplicação dessas novas tarifas foi suspensa por ordem judicial, após o manejo
de Mandado de Segurança pela Distribuidora, cuja liminar permanece vigente até a presente data.
1 Documento nº 48516.002241/2022-00.

4. Nos termos dos Módulos 2, 3 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, com
base em informações encaminhadas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição –
SRD, pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM e pela
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, e após interação com a Enel Rio e o
Conselho de Consumidores da Distribuidora, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT emitiu a Nota
Técnica nº 217/2022-SGT/ANEEL, por meio da qual encaminhou proposta para abertura de Consulta
Pública referente à Revisão Tarifária Periódica de 2023 da Enel Rio.
5. Paralelamente, nos termos do que estabelece o Módulo 8 dos Procedimentos de
Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST e a Nota Técnica nº 71/2020SRD/ANEEL, a SRD emitiu a Nota Técnica nº 76/2022-SRD/ANEEL, em que apresentou os procedimentos
e a metodologia utilizada para a proposta de estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade
coletivos Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) e Frequência Equivalente
de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC) dos conjuntos de unidades consumidoras da ENEL RJ, para
os anos de 2024 a 2028.
6. É o que basta relatar.
II – FUNDAMENTAÇÃO
II.1 – Da proposta de revisão tarifária
7. Como dito, a presente proposta de revisão tarifária segue os procedimentos e
metodologias de cálculo previstos nos Módulos 2, 3 e 7 do PRORET, que tratam do cálculo da revisão
tarifária, do reajuste tarifário e da estrutura tarifária. A síntese das metodologias aplicáveis a esta revisão
consta do Anexo I da Nota Técnica nº 217/2022-SGT/ANEEL.
A. Metodologia Aplicada

8. Na Revisão Tarifária Periódica – RTP, as tarifas são reposicionadas levando-se em
consideração os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e as
alterações na estrutura de custos.
9. No momento da RTP, também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos reajustes
tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de produtividade obtidos
pela concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de incentivos que foram estabelecidos
pela ANEEL nos processos tarifários.
10. Além disso, são definidas as perdas técnicas e não técnicas regulatórias a serem aplicadas
nos processos tarifários. Para a definição das perdas não técnicas, a ANEEL compara o desempenho das
concessionárias, determinando uma trajetória para cada uma delas no ciclo.
B. Período de Referência
11. O período de referência para o cálculo da presente revisão é de março/2022 a
fevereiro/2023.
C. Receita Verificada
12. No cálculo da Receita de Verificada, foram considerados os dados de mercado informados
pela concessionária no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica – SAMP e as tarifas de base econômica homologadas no processo de reajuste tarifário
homologado em 2022. Ressalta-se que os dados referentes aos meses de novembro/2022 a
fevereiro/2023 ainda não estão disponíveis e correspondem às informações de outubro/2022.
13. O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo tarifário e
nível de tensão.

Tabela 1. Receita Verificada

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 7.366.259 | 5.777.543.693 |
| A2 (88 a 138 kV) | 10.481 | 5.303.265 |
| A3 (69 kV) | 64.040 | 36.612.912 |
| A3a (30 kV a 44 kV) | 1.694 | 1.516.489 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 1.089.357 | 838.681.557 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 6.200.688 | 4.895.429.470 |
| Suprimento | 456.470 | 196.561.997 |
| Demais Livres | 2.972.506 | 905.232.431 |
| Distribuição | 15.611 | 7.133.548 |

Geração - 40.387.931

Total 10.810.846 6.926.859.599
D. Parcela A
14. O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as condições
vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de energia elétrica
(CE), os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão (CT), os custos com
Encargos Setoriais (ES) e as Receitas Irrecuperáveis (RI), conforme detalhado no Anexo I da presente Nota
Técnica.
1. Encargos Setoriais (ES)
15. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas, são definidos em legislação própria e tem seus valores estabelecidos pela ANEEL.
16. Os encargos setoriais considerados nesta revisão tarifária estão demonstrados na tabela
abaixo:

Tabela 2. Encargos Setoriais
Processo Anterior Processo Atual
Encargos Setoriais Dispositivo Legal
(R$) (R$)

| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 9.407.537 | 8.923.390 | Conforme módulo 5.5 do PRORET |
| --- | --- | --- | --- |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 746.625.670 | 830.403.234 | Previsão SGT |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid | 294.769.437 | 311.623.800 | Previsão SGT |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | (15.757.620) | Previsão SGT |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Escassez | - | 63.144.371 | Previsão SGT |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 147.596.276 | 212.417.581 | Previsão SGT |
| PROINFA | 137.588.958 | 115.393.594 | Previsão SGT |
| P&D e Eficiência Energética | 57.561.060 | 65.591.266 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Total de Encargos Tarifários | 1.393.548.938 | 1.591.739.616 |  |

17. Nesse ponto, é importante mencionar que o inciso I do art. 4º da Lei 14.182/2021, que
dispõe sobre a desestatização da empresa Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras), estabeleceu 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.
[...]
18. 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.
19. 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.
20. Nesse contexto, para fins de consideração da modicidade tarifária nos processos tarifários,
está sendo proposta 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.
2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT)
21. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu
e Uso de Sistemas de Distribuição.
22. Os valores dos custos relacionados ao transporte de energia a serem considerados nesta
revisão tarifária estão detalhados na tabela a seguir:
Tabela 3. Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)
Descrição Valor (R$)
Rede Básica 429.031.624
Rede Básica Fronteira 71.544.553
Rede Básica ONS (A2) 761.474
MUST Itaipu 39.797.578
Transporte de Itaipu 58.447.037
Conexão 45.223.671
Uso do sistema de distribuição 232.759.722
Total 877.565.658
3. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE)
a. Energia requerida e perdas regulatórias
23. Nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Além da energia

necessária ao atendimento de seus consumidores, há que se considerar as perdas de energia, inerentes à
natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica, além daquelas
referentes aos furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento e das unidades
consumidoras sem equipamento de medição.
24. O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela
Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, no percentual de 8,25% sobre a energia injetada.
25. Quanto às perdas não técnicas, a abordagem adotada pela ANEEL para a definição dos
limites é o da comparação de desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão com certo
grau de semelhança socioeconômica.
26. É relevante mencionar que está sendo aplicado neste processo as regras constantes do
Submódulo 2.6A PRORET, que trata das Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis, aprovado pela
Resolução Normativa nº 958/2021, de 07/12/2021, de modo a enquadrar a Enel Rio como Área com
Severas Restrições Operativas – ASRO, descritas nos itens 40 a 45 e na tabela 4 do referido PRORET.
27. A Regra vigente indica espaço regulatório para a ponderação no ponto de partida e na meta
para empresas em ASRO. Todavia, como o regulamento fixou um intervalo sem definir como localizar a
restrição dos correios nessa faixa, a SGT elaborou metodologia para aplicação do intervalo de ponderação
em concessionárias em ASRO, assim como adotado na última revisão da concessionária Light.
28. A metodologia parte da ponderação de 12,5% para o ponto de partida e de 70% para a
meta, considerando a restrição de entregas dos correios de 10%, e aumenta respectivamente cerca de
3,41% e 0,91% para cada 1% adicional de restrição de entrega. O valor máximo da ponderação da média,
de 50% para o ponto de partida e 80% para a meta, é atingido com a restrição de entregas de 21%. O
gráfico abaixo demonstra as curvas descritas, conforme a metodologia definida.

Gráfico 01 – Metodologia interna para ponderação em ASRO
29. Como a restrição de entregas de mercadorias pelos correios na área de concessão da Enel
Rio resultou em 12,66%, conforme Nota Técnica nº 21/2022-SRM/ANEEL2, de 11/02/2022, a ponderação
da perda média resultou em 21,57% para o ponto de partida e meta de 72,42%.
30. A tabela a seguir sintetiza o cálculo das perdas não técnica para a concessionária, obtida
conforme Submódulo 2.6A do PRORET.
Tabela 4. Trajetória de Perdas Não Técnicas Regulatória
2 Documento nº 48580.000163/2022-00.

Descrição PNT
a. Meta Ciclo Anterior Faturada 18,57%
b. Diferença entre Medido e Faturado 5,06%
c. Meta Ciclo Anterior Medida [b + c] 23,63%
d. Média Histórico Medida 34,22%
e. Ponto de Partida [ = Média Histórica ] 25,91%
f. Ponto de Partida Faturado [e - b] 20,85%
Cálculo do Ponto de Chegada
Descrição Benchmark 1 Benchmark 2

| g. Empresa Benchmark | Energisa AC | EDP ES |
| --- | --- | --- |
| h. Perda Benchmark (PNT/BT) | 18,32% | 15,45% |
| i. Perda Enel RJ (PNT/BT) | 34,22% | 34,22% |
| j. Probabilidade de Comparação | 63,01% | 50,77% |
| k. Meta | 24,20% | 24,69% |

l. Meta Benchmarks 24,78%
m. Meta utilizada Medida 24,78%
n. Ponto de Partida (PNT/BT) 25,91%
o. Meta Ciclo Atual Faturada 19,72%

| Ponto Partida | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Trajetória PNT/BT | 25,91% | 25,69% | 25,46% | 25,23% | 25,01% | 24,78% |
| Velocidade de Redução (a.a) | -0,23% | -0,23% | -0,23% | -0,23% | -0,23% |  |
| Limite de Redução (a.a) | -0,70% | -0,70% | -0,70% | -0,70% | -0,70% |  |
| PNT/BT Medido Regulatório | 25,91% | 25,69% | 25,46% | 25,23% | 25,01% | 24,78% |
| Diferença entre Medido e Faturado | 5,06% | 5,06% | 5,06% | 5,06% | 5,06% | 5,06% |
| PNT/BT Faturado Regulatório | 20,85% | 20,63% | 20,40% | 20,17% | 19,95% | 19,72% |
| PT/ Einjetada Regulatório | 8,25% | 8,25% | 8,25% | 8,25% | 8,25% | 8,25% |

31. No caso da Enel Rio, está-se propondo, como ponto de partida, o valor de 20,85% sobre o
mercado de baixa tensão faturado, ficando em 20,63% nesta Revisão e a meta de 19,72% ao final do ciclo,
em 2027, após o ajuste do mercado medido e faturado (5,06%).
32. Para o cálculo das perdas das perdas das DIT de uso compartilhado e na Rede Básica foram
utilizados os dados contabilizados pela CCEE nos últimos 12 meses. A tabela a seguir apresenta o cálculo
da energia requerida considerada no processo de revisão tarifária.
Tabela 5. Energia Requerida
Descrição Energia (MWh)
Perdas na Rede Básica 234.746
Perdas na Distribuição 2.382.888
Perdas Técnicas 1.103.865
Perdas Não Técnicas 1.279.023
Energia Vendida 7.793.958
Energia Requerida 10.411.592
b. Valoração da compra de energia

33. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº
5.163/2004.
34. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica, considerando
o período de referência em questão e as informações de montante e preço conforme tabela abaixo:
Tabela 6. Informações de montante e preço para valoração da compra de energia

| Tipo de Contrato | Dado Utilizado | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- |
| Cota Angra I/Angra II | Receita Fixa e Tarifa de repasse | Previsão SGT |
| Itaipu | Tarifa de Repasse de Potência | Previsão SGT |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | Receitas Anuais de Geração | REH 3.068/2022 |
| Cota PROINFA | Montante e preço da cota | Previsão SGT |
| CCEARs | Montante | CCEE |
| CCEARs (exceto térmicas) | Preços | Resultado dos leilões atualizado |
| CCEARs térmicas | Preços | Previsão SGT |

35. A tabela a seguir demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus
respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos
montantes de energia adquirida.
Tabela 7. Custo com Compra de Energia

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 7.424.486 | 6.439.480 | 271,28 | 1.746.901.790 |
| Existente - CCEAR-QTD | 10.542 | 9.144 | 447,18 | 4.088.923 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 4.445.429 | 3.855.655 | 307,00 | 1.183.701.855 |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.396.301 | 1.211.054 | 266,69 | 322.977.372 |
| Madeira e Belo Monte | 1.572.213 | 1.363.627 | 173,17 | 236.133.640 |
| Energia Base | 4.551.789 | 3.972.112 | 239,02 | 949.429.617 |
| Cota Angra I/Angra II | 387.947 | 336.478 | 398,93 | 134.231.272 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 1.977.090 | 1.714.789 | 157,30 | 269.738.704 |
| Itaipu (tirando as perdas) | 2.004.278 | 1.738.371 | 313,78 | 545.459.641 |
| PROINFA | 182.474 | 182.474 | - | - |
| Total | 11.976.274 | 10.411.592 | 258,97 | 2.696.331.406 |

4. Receitas Irrecuperáveis (RI)
36. A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa que

tem baixa expectativa de arrecadação em função da inadimplência por parte dos consumidores. A Tabela
abaixo apresenta o resultado do cálculo do valor a ser considerado nesta revisão tarifária.
Tabela 8. Receitas Irrecuperáveis
Descrição Valor
Receita Base (R$) 10.421.059.911
% RI 1,18%
Receita Irrecuperáveis - RI (R$) 123.180.465
E. PARCELA B
1. Custos Operacionais (CO)
37. A determinação do nível eficiente para os custos operacionais é obtida pela comparação
entre as distribuidoras levando-se em consideração as características de cada concessionária (extensão
de redes, número de consumidores e mercado, entre outras). A tabela a seguir resume o cálculo de
definição dos custos operacionais regulatórios para a distribuidora.
Tabela 9. Custos operacionais regulatórios no reposicionamento

Descrição Limite Inferior Centro Limite Superior
1. Eficiência 54,09% 59,50% 61,96%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 745.336.966 799.517.614 853.698.261
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição Valor
698.877.785
3. OPEX nas tarifas - R$
4. Meta estudo de eficiência - R$ 745.336.966
5. Variação Anual (%) 1,30%
745.336.966
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição Reais
7. OPEX Real - R$ 1.347.409.741
8. Meta OPEX 745.336.966
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX 55,32%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento 745.336.966
11. Número de anos no ciclo 5
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.] 708.169.621
38. No caso da Enel Rio, verificou que a cobertura de custos operacionais presentes nas tarifas
está abaixo do intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo que haverá trajetória de
aumento destes custos ao longo do ciclo.
39. Ressalta-se que, visando de garantir à distribuidora uma cobertura regulatória compatível,

foi aplicado o adicional de 2% do Valor Novo de Reposição – VNR sobre as DITs compulsoriamente
incorporadas neste processo, semelhantemente ao adotado para outras distribuidoras, a fim de estimar
os custos operacionais regulatórios para os respectivos reforços.
2. Base de Remuneração Regulatória (BRR), Remuneração do Capital (RC) e Quota de Reintegração
Regulatória (QRR)
40. A Base de Remuneração consiste no montante de investimentos realizados pelas
concessionárias na prestação dos serviços de distribuição de energia.
41. A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos realizados
pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória Líquida e do
Custo de Capital. O custo de capital representa o custo de oportunidade dos recursos do investidor,
compatível com um risco similar ao que enfrenta a atividade de distribuição de energia.
42. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) corresponde à depreciação e amortização dos
investimentos realizados e tem por finalidade recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo
da sua vida útil, depende da Base de Remuneração Regulatória Bruta e da taxa média de depreciação.
43. A tabela a seguir resume o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como o
resultado do cálculo da remuneração do capital e da quota de reintegração.

Tabela 10. Remuneração do Capital e Quota de Reintegração
Descrição
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) 18.864.338.699
(2) Índice de Aproveitamento Integral 67.431.011
(3) Obrigações Especiais Bruta 1.083.482.880
(4) Bens Totalmente Depreciados 2.047.021.698
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 15.666.403.110
(6) Depreciação Acumulada 9.555.809.146
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 9.308.529.553
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado 28.455.961
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) = (1)-(6)-(8) 9.280.073.593
(10) Almoxarifado em Operação 7.731.892
(12) Obrigações Especiais Líquida 525.870.393
(13) Terrenos e Servidões 245.442.389
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (9)+(10)+(11)-(12)+(13) 9.007.377.481
(15) Base de Remuneração Ativos Concessionária 9.007.377.481
(16) WACC antes de impostos 10,83%
(17) Remuneração Ativos Concessionária 975.273.580
(18) Base Obrigações Especiais 1.083.482.880
(19) Taxa de Remuneração das Obrigações Especiais 1,04%
(20) Remuneração de Obrigações Especiais 11.294.001
(24) Remuneração do Capital = (17)+(20)+(23) 986.567.581
(25) Taxa de Depreciação 4,27%
(29) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (25) 668.955.413
44. Em atendimento ao estabelecido no Submódulo 2.3 do Módulo 2 dos Procedimentos de
Regulação Tarifária – PRORET, os valores informados pela SFF foram atualizados pelo IPCA entre a database do laudo de avaliação (31 de setembro de 2022), e a data da revisão tarifária, 15 de março de 2023.
3. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI).
45. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, referese aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software,
veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.
46. A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI:

Tabela 11. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI
Descrição Valores (R$)
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR) 1.064.038.718
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA) 478.817.423
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV) 127.684.646
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI) 457.536.649
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL) 50.476.712
(6) Anuidade - Veículos (CAV) 25.153.190
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI) 111.097.554
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7) 186.727.456
4. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à
Melhoria da Qualidade
47. O índice de ajuste de mercado considera os ganhos potenciais de produtividade no ano
anterior à revisão tarifária (período de referência), e o período em que as tarifas definidas na revisão
estarão vigentes. O Fator de Ajuste de Mercado, calculado para aplicação na atual revisão tarifária, é de -
0,27%.
48. Já o Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade busca incentivar a melhoria contínua
dos indicadores, além de observar o desempenho entre as concessionárias, ajusta o valor da Parcela B na
revisão tarifária de acordo com o comportamento dos indicadores de qualidade técnico e comercial da
distribuidora. O Fator de Ajuste de Qualidade, calculado para aplicação na atual revisão tarifária, foi
definido em -0,38%.
49. As tabelas a seguir resumem o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária da Enel Rio.
Tabela 12. Cálculo da Parcela B ajustada
Descrição Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) 708.169.621
Custos Operacionais (CO) 708.169.621
Custo Anual dos Ativos (CAA) 1.842.250.450
Remuneração do Capital (RC) 986.567.581
Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 668.955.413
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI) 186.727.456
Parcela B (VPB) 2.554.526.454
Índice de Produtividade da Parcela B -0,27%
Mecanismo de Incentivo à Qualidade -0,38%
Parcela B com ajustes 2.571.090.718

5. Outras Receitas (OR)
50. As concessionárias de distribuição de energia elétrica possuem, além das receitas
decorrentes da aplicação das tarifas, outras fontes de receita de atividades relacionadas com a concessão
de serviço público, que são denominadas de "Outras Receitas". Estas podem ser classificadas em duas
categorias, conforme sua natureza: em "receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica",
que são as relativas aos serviços cobráveis e "receitas de atividades acessórias", que são atividades de
natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e risco das
concessionárias.
51. A tabela a seguir sintetiza o cálculo de "Outras Receitas", calculada nos termos do
Submódulo 2.7A do PRORET.
Tabela 13. Outras Receitas
Descrição das atividades Compartilhamento Receita Regulatória

Serviços Cobráveis 60% 5.550.640
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura 60% 22.017.311
Compartilhamento de infraestrutura 60% 40.220.818
Total 67.788.769
6. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos
52. A Resolução Normativa nº 1.000/2021 estabelece a obrigatoriedade na cobrança de
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de conexão,
sendo esta chamada "Ultrapassagem de Demanda". Além disso, também determina que seja aplicada
cobrança sobre os montantes de energia reativa e demanda de potência reativa que infringirem o limite
que resulte em fator de potência igual a 0,92, sendo chamado "Excedente de Reativos".
53. No caso da Enel Rio, estão sendo considerados os seguintes valores de Ultrapassagem de
Demanda e Excedente de Reativos para os meses entre março/2022 e fevereiro/2023, que são tratados
conforme o Submódulo 2.1A do PRORET e subtraídos da Parcela B.
Tabela 14. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos

Descrição total
Ultrapassagem de Demanda 19.257.386
Excedente Reativo 11.023.774
Total 30.281.160
F. Componentes Tarifários Financeiros
54. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base econômica e se referem a
valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses subsequentes aos
processos tarifários, em função de obrigação legais e regulamentares impostas às distribuidoras.
55. A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros nesta
revisão da Enel Rio.
Tabela 15. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | (219.020.698) | -3,16% |
| CVA em processamento - Transporte | 57.958.237 | 0,84% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (95.729.554) | -1,38% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 103.052.937 | 1,49% |
| Neutralidade de Parcela A - Energia | (17.642.452) | -0,25% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 8.447.729 | 0,12% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 66.632.198 | 0,96% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (57.734.403) | -0,83% |
| Neutralidade Crédito de PIS/COFINS | (10.430.051) | -0,15% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 223.461.654 | 3,23% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 2.334.510 | 0,03% |
| Previsão do Risco Hidrológico | 324.322.521 | 4,68% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (182.702.528) | -2,64% |
| Financeiro CDE Eletrobras | (156.452.166) | -2,26% |
| Ajuste CUSD | 23.464.470 | 0,34% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (159.102) | 0,00% |
| Reversão de Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | 393.341.867 | 5,68% |
| Conselho de Consumidores | 11.539 | 0,00% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes | (2.431.529) | -0,04% |
| Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) | (1.648.385) | -0,02% |
| Recomposição Financeira de custos com ICMS não compensado | 20.694.907 | 0,30% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (62.817.308) | -0,91% |
| Crédito de PIS/COFINS | (345.738.408) | -4,99% |
| Total | 71.215.984 | 1,03% |

G. Análise da Revisão Tarifária Periódica
1. Resultados

56. A proposta de Revisão Tarifária da Enel Rio conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 13,02%, sendo de 4,44%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 16,01%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 16. Efeito médio ao consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 4,44%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 16,01%
Efeito Médio AT+BT 13,02%
57. O efeito médio nas tarifas de 13,02% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos
de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 12,05%, ao se ter como base de comparação os
custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas; (ii) da inclusão dos componentes financeiros
apurados no atual processo tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes, com efeito de 1,03%;
e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram
até a data da revisão, que contribuíram para a um efeito de -0,06% no atual processo tarifário.
58. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de custos
que compõem as tarifas e às novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões tarifárias. Quanto
aos custos, os dois itens com maior variação são a Parcela B e o custo de compra de energia, sendo que o
último tem impacto apenas sobre os consumidores cativos, os quais são formados, em sua grande
maioria, pelos consumidores do grupo de baixa tensão (BT). No que tange à nova estrutura tarifária,
destaca-se que houve um expressivo aumento nos custos médios dos ativos utilizados para atender os
consumidores do grupo BT, provocando um maior efeito para esses consumidores. Assim, o efeito
conjugado do aumento dos custos associados à energia e da realocação dos custos de Parcela B resulta
nos diferentes efeitos entre os grupos A e B.
59. A tabela a seguir apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com a
variação entre os valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito
médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da concessionária.
Tabela 17. Resumo da revisão

Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação

| Verificada (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 4.773.628.947 5.288.817.146 10,79% | 7,44% | 68,14% |  |
| Encargos Setoriais | 1.393.548.938 1.591.739.616 14,22% | 2,86% | 20,51% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 9.407.537 | 8.923.390 -5,15% | -0,01% | 0,11% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 746.625.670 | 830.403.234 11,22% | 1,21% | 10,70% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 134.314.200 | 142.324.724 5,96% | 0,12% | 1,83% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 160.455.237 | 169.299.075 5,51% | 0,13% | 2,18% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | (15.757.620) 0,00% | -0,23% | -0,20% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Escassez (Tusd) | - | 10.242.017 0,00% | 0,15% | 0,13% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Escassez (TE) | - | 52.902.354 0,00% | 0,76% | 0,68% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 147.596.276 | 212.417.581 43,92% | 0,94% | 2,74% |
| PROINFA | 137.588.958 | 115.393.594 -16,13% | -0,32% | 1,49% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 57.561.060 | 65.591.266 13,95% | 0,12% | 0,85% |
| Custos de Transmissão | 775.878.567 | 877.565.658 13,11% | 1,47% | 11,31% |
| Rede Básica | 365.527.297 | 429.031.624 17,37% | 0,92% | 5,53% |
| Rede Básica Fronteira | 76.636.931 | 71.544.553 -6,64% | -0,07% | 0,92% |
| Rede Básica ONS (A2) | 1.452.932 | 761.474 -47,59% | -0,01% | 0,01% |
| MUST Itaipu | 38.511.102 | 39.797.578 3,34% | 0,02% | 0,51% |
| Transporte de Itaipu | 46.363.600 | 58.447.037 26,06% | 0,17% | 0,75% |
| Conexão | 41.338.838 | 45.223.671 9,40% | 0,06% | 0,58% |
| Uso do sistema de distribuição | 206.047.867 | 232.759.722 12,96% | 0,39% | 3,00% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.479.090.905 2.696.331.406 8,76% | 3,14% | 34,74% |  |
| Receitas Irrecuperáveis | 125.110.537 | 123.180.465 -1,54% | -0,03% | 1,59% |
| PARCELA B | 2.153.230.652 2.473.020.789 14,85% | 4,62% | 31,86% |  |
| Custos Operacionais | 698.877.785 | 716.894.601 2,58% | 0,26% | 9,24% |
| Anuidades | 148.865.700 | 187.938.249 26,25% | 0,56% | 2,42% |
| Remuneração | 896.008.331 | 992.964.761 10,82% | 1,40% | 12,79% |
| Depreciação | 506.468.883 | 673.293.107 32,94% | 2,41% | 8,67% |
| UD+ER+OR | (96.990.047) | (98.069.929) 1,11% | -0,02% | -1,26% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 6.926.859.599 7.761.837.934 | 12,05% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 71.215.984 | 1,03% |  |  |
| CVA em processamento - Energia | (219.020.698) | -3,16% |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 57.958.237 | 0,84% |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (95.729.554) | -1,38% |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 103.052.937 | 1,49% |  |  |
| Neutralidade Total | (10.726.980) | -0,15% |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 223.461.654 | 3,23% |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 2.334.510 | 0,03% |  |  |
| Previsão do Risco Hidrológico | 324.322.521 | 4,68% |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (182.702.528) | -2,64% |  |  |
| Financeiro CDE Eletrobras | (156.452.166) | -2,26% |  |  |
| Ajuste CUSD | 23.464.470 | 0,34% |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (159.102) | 0,00% |  |  |
| Reversão de Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | 393.341.867 | 5,68% |  |  |
| Conselho de Consumidores | 11.539 | 0,00% |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes | (2.431.529) | -0,04% |  |  |
| Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) | (1.648.385) | -0,02% |  |  |
| Recomposição Financeira de custos com ICMS não compensado | 20.694.907 | 0,30% |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (62.817.308) | -0,91% |  |  |
| Crédito de PIS/COFINS | (345.738.408) | -4,99% |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -0,06%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 13,02%
2. Análise Parcela A
60. A Parcela A representou 68,14% dos custos da concessionária, com impacto tarifário de
7,44%.
61. O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 2,86%. Destaca-se,
principalmente, a previsão da nova cota de CDE Escassez (efeito foi de 0,91%). Merece relevo ainda a nova

cota de CDE Modicidade Eletrobrás, com uma participação de -0,23%.
62. Os custos de transmissão impactaram a revisão em 1,47%, decorrente, especialmente, das
novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) aprovadas pela Resolução Homologatória nº
3.066, de 12 de julho de 2022.
63. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a Enel Rio levaram um efeito
médio de 3,14%. O item que mais contribuiu para esse aumento foi o relacionado às usinas em regime de
cotas da Lei nº 12.783/2013, em vista da variação do montante e do custo relacionados, implicando 1,70%
no efeito médio.
64. A tabela a seguir apresenta a variação na compra de energia entre a o último processo
tarifário e a atual revisão:
Tabela 18. Detalhamento da compra de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Processo | Processo | Processo | Processo |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Tipo de contrato | Variação | Variação |  |  |  |  |
| Anterior | Atual | Anterior | Atual |  |  |  |
| Existente - CCEAR-DSP | 147.607 | - | -100,00% | 289,52 | - | -100,00% |
| Existente - CCEAR-QTD | 269.820 | 10.542 | -96,09% | 190,19 | 447,18 | 135,13% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 3.773.195 | 4.445.429 | 17,8% | 308,53 | 307,00 | -0,5% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.353.771 | 1.396.301 | 3,1% | 252,10 | 266,69 | 5,8% |
| Madeira e Belo Monte | 1.567.917 | 1.572.213 | 0,3% | 164,12 | 173,17 | 5,5% |
| Cota Angra I e Angra II | 393.439 | 387.947 | -1,4% | 349,15 | 398,93 | 14,3% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 2.550.161 | 1.977.090 | -22,5% | 122,04 | 157,30 | 28,9% |
| Itaipu | 2.100.781 | 2.004.278 | -4,6% | 297,47 | 313,78 | 5,5% |
| Bilateral | 279.360 | - | -100,0% | 307,86 | - | -100,0% |
| Proinfa | 194.806 | 182.474 | -6,3% | - | - | - |
| Sobra (-) / Exposição (+) | (2.236.789) | (1.564.682) | -30,0% | 240,18 | 263,59 | 9,7% |
| TOTAL | 10.394.067 | 10.411.592 | 0,2% | 238,51 | 258,97 | 8,6% |

65. O gráfico abaixo, por sua vez, demonstra o impacto por modalidade de custo de energia:

3,14%
1,70%
0,52% 0,34%

0,19% 0,27% 0,18% 0,23% 0,04%
-0,09% -0,24%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Itaipu Bilateral Proinfa
Existente Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013
Gráfico 2: Comparação da variação do custo de energia
66. Já as receitas irrecuperáveis variaram -1,54%, em relação aos valores hoje contidos nas
tarifas, com impacto de -0,03% nesta revisão.
3. Análise Parcela B
67. A variação da Parcela B calculada neste processo foi 14,85%, em relação ao processo
anterior, impactando a presente revisão em 4,62%. Os custos de distribuição da concessionária serão
detalhados a seguir.
68. Quanto aos custos operacionais, estes apresentaram uma variação de 2,58%, impactando
o efeito médio em 0,26%. A aplicação da metodologia indicou que os atuais custos contidos nas tarifas
estão abaixo da faixa de eficiência, sendo necessário, portanto, estabelecer uma trajetória regulatória de
ajuste desses custos ao longo do ciclo. Adicionalmente, o conjunto do índice de produtividade, agregado
ao mecanismo de incentivo à qualidade, contribuíram também para aumento desse item nesse processo.

2,58%
102,58%
100,0%

Custo Operacional Efeito Custo Custo Operacional
Processo Anterior Operacional Revisão
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre o custo operacional
69. A remuneração do capital variou 10,82% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas,
o que representou impacto tarifário de 1,40%. A situação adveio, principalmente, do incremento da Base
de Remuneração Líquida identificado, em vista dos investimentos realizados pela Enel Rio desde sua
última revisão tarifária. O Gráfico abaixo demonstra esse efeito.
12,19%
- 1,37%
110,82%
100,0%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre a remuneração do capital
70. A quota de reintegração regulatória variou 32,94%, em comparação aos valores contidos
atualmente nas tarifas, correspondendo a um impacto de 2,41% neste processo. Este aumento se dá,

principalmente, em função da variação da base bruta reconhecida. O Gráfico abaixo demonstra esse
efeito.
32,70%
0,23%
132,94%
100,0%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
71. A cobertura para anuidades variou 26,25%, com impacto de 0,56%. Esse resultado decorre
da revisão dos parâmetros regulatórios adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da
atualização da base de remuneração regulatória, conforme a regulamentação vigente, da qual o cálculo
das anuidades depende.
30,17%
-3,92%
126,25%
100,0%

Anuidades Efeito Efeito Base de Anuidades
Processo Anterior WACC Anuidades Revisão
Gráfico 6. Efeito da revisão sobre as anuidades
72. Os valores arrecadados de Ultrapassagem de Demanda (UD), Excedente de Reativos (ER) e

Outras Receitas (OR) são subtraídos da Parcela B. Desse modo, essas receitas tiveram uma participação
de -0,02% nesta fase da revisão.
4. Análise de Componentes Financeiros
73. Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes,
contribuíram com o efeito de 1,03% nesta fase da atual revisão da Enel Rio.
74. Destacam-se os valores da CVA, estimados pela concessionária, que totalizam um impacto
de -3,71%. Ressalta-se que esses financeiros ainda serão fiscalizados e recalculados pela ANEEL até a
versão final deste processo.
75. Merece ênfase ainda a reversão dos custos relacionados à Bandeira Escassez Hídrica.
Segundo consta da Nota Técnica nº 26/2022-SGT/ANEEL, de 14 de março de 2022, foi incorporado no
processo tarifário de 2022 da Enel Rio o valor negativo de 348 milhões, cujo propósito era de cobrir o
déficit acumulado pelas distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não fosse
transferido para as tarifas naquele momento, mas recuperado durante o ciclo da bandeira escassez,
blindando, portanto, os processos tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
76. Desse modo, tal componente está sendo revertido no presente processo tarifário,
devidamente atualizado pela Taxa Selic, cujo efeito neste processo é de 5,68%.
77. Já com efeito redutor, destaca-se os seguintes itens de mitigação dos efeitos tarifários:
a) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
78. 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 do serviço público de distribuição de energia elétrica.
79. A Lei estabelece, no caput do art. 3º-B, a determinação para que a Aneel promova a
reversão integral aos consumidores de energia elétrica dos créditos relacionados às ações judiciais
transitadas em julgado que versam sobre a exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/COFINS.
80. Ainda, no seu parágrafo 1º consta que a destinação será do valor total do crédito utilizado

em compensação perante a Secretaria da Receita Federal do Brasil, acrescido de juros, e da integralidade
dos créditos requeridos à Receita Federal do Brasil, a serem compensados até o processo tarifário
subsequente, conforme projeção a ser realizada por esta Agência.
81. Desse modo, tal componente financeiro deve contemplar: (i) o valor total do crédito
efetivamente compensado pela distribuidora até a data-base do processo tarifário; e (ii) os valores dos
créditos a serem compensados até o processo tarifário subsequente, descontando-se, eventuais tributos
incidentes e valores já repassados diretamente aos consumidores em virtude de decisões administrativas
ou judiciais.
82. Registra-se que procedimento semelhante já foi adotado em processos tarifários
anteriores, resguardadas, naturalmente, as especificidades processuais observadas em cada caso. Assim,
a reversão dos créditos de PIS/COFINS representa um impacto de -4,99%. Ademais, para o fechamento
do processo, os dados informados pela distribuidora e a projeção feita pela ANEEL devem ser reavaliados.
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
83. O Despacho nº 1.177/2022, de 3 de maio de 2022, fixou 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 Rio foi repassado o valor atualizado de R$ 62,8 milhões, com impacto de
-0,91% no efeito médio. Neste processo, está sendo considerado apenas o montante relacionado ao
bônus de redução voluntária, visto que, no processo passado, foi antecipado o repasse atinente a
importação de energia e diferimentos.
c) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL
84. Foi solicitado à distribuidora 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 237/2020-SGT/ANEEL3, de 27 de novembro de 2020. Desse modo, o valor
correspondente informado pela Enel Rio foi de R$ 2,4 milhões, correspondendo ao efeito tarifário de -
3 Documento nº 48581.001953/2020-00.

0,04%.
d) CDE Modicidade Eletrobrás
85. Outro item de mitigação de efeito tarifário se refere ao componente financeiro relativo ao
repasse CDE Eletrobrás, nos termos da Resolução CNPE nº 15/2021, cuja participação neste processo é de
-2,26% no efeito. Destaca-se que foi incorporado ao componente financeiro os valores recebidos no ano
passado e que não compuseram o cálculo do processo tarifário de 2022.
5. Participação dos componentes na receita anual
86. O gráfico abaixo demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da
nova Receita Anual da concessionária.
Custo de
Receitas
Transmissão
Irrecuperáveis
11,3% 1,6%
PROINFA
1,5%
Custo de
Energia
34,7% CDE
Encargos
15,3%
20,5%
Custo de
Distribuição ESS/EER
31,9% 2,7%
Outros
1,0%
Gráfico 7. Composição da receita sem tributos
87. O gráfico a seguir ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora com tributos.

Custo de Receitas
Irrecuperáveis
Transmissão
8,6% 1,2%
Encargos
Setoriais
15,6%
Custo de ICMS
Tributos
Energia 20,0%
24,1%
26,4%
Custo de
Distribuição
PIS/COFINS
24,2%
4,0%
Gráfico 8. Composição da receita com tributos
II.1 – Da proposta de limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC
88. O Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional (PRODIST) define, no item 154 da seção 8.2, que os atributos que caracterizam os conjuntos de
consumidores são extraídos das Bases de Dados Geográficas das Distribuidoras (BDGD) e de outras bases
de dados disponíveis na ANEEL.
89. O item 210 da seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST estabelece que:
210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades
consumidoras deve ser aplicado o seguinte procedimento:
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades
consumidoras, de acordo com o desempenho dos conjuntos semelhantes; e
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, com a definição dos
limites para os indicadores DEC e FEC.
90. Ainda, o item 211 da seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST estabelece que:
211. Os valores dos limites anuais de DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras
são estabelecidos em resolução específica e disponibilizados para discussão em consulta pública,
de acordo com a periodicidade da revisão tarifária, no caso das concessionárias de distribuição,
ou em periodicidade definida pela ANEEL, no caso das permissionárias de distribuição.

91. A metodologia atual de definição dos limites de DEC e FEC das distribuidoras foi aprovada
por meio da Resolução Normativa nº 641, de 16 de dezembro de 2014, após a realização da Audiência
Pública nº 29/2014.
92. No processo de estabelecimento de limites de DEC e FEC da ENEL RJ para os anos de 201920234, foi expedida uma determinação à SRD pela Diretoria Colegiada da ANEEL. Na ocasião, a Diretoria
estabeleceu limites de DEC e FEC apenas para os anos de 2019 e 2020, e determinou que a SRD elaborasse
proposta de tratamento regulatório adequado para a caracterização de áreas de risco e definição dos
limites de DEC e FEC correspondentes, a ser estabelecido na instrução processual para a definição de
limites da ENEL RJ para os anos de 2021 a 2023.
93. Em 2020, cumprindo a determinação, a SRD instruiu processo específico para o
estabelecimento dos limites de DEC e FEC da ENEL RJ para os anos de 2021 a 20235. Desse modo, na
Consulta Pública nº 59/2020 foi discutida uma metodologia para o tratamento dos limites de conjuntos
que contêm áreas de risco de porte relevante. O resultado da discussão foi a publicação da Nota Técnica
nº 0071/2020-SRD/ANEEL, de 8 de dezembro de 2020, contendo o detalhamento das etapas do processo
de avaliação das áreas de risco em questão, o qual resultou na aprovação dos limites da ENEL Rio por
meio da Resolução Autorizativa nº 9.585, de 15 de dezembro de 2020.
94. Posteriormente, no ano 2021, o mesmo processo de avaliação de áreas de risco foi
realizado para a distribuidora LIGHT, em sua revisão tarifária periódica, e será novamente executado para
a ENEL Rio.
95. Para tanto, a SRD encaminhou, em 18 de outubro de 2022, o Ofício Nº 266/2022SRD/ANEEL6,
o qual solicitou o envio das informações relativas às Áreas de Severa Restrição à Operação
– ASRO existentes na área de concessão da Distribuidora.
96. A ENEL Rio encaminhou então a carta Enel RJ 156-2022-RB7, de 11 de novembro de 2022,
4 Processo nº 48500.006251/2017-40.
5 Processo nº 48500.001802/2020-84.
6 Processo nº 48554.002441/2022-00.
7 Processo nº 48513.030160/2022-00.

prestando as informações solicitadas acerca de suas áreas de risco.
97. Para o estabelecimento dos limites, foram utilizados os atributos resultantes do estudo
disponibilizado na Audiência Pública nº 29/2014, apresentado pela Nota Técnica nº 102/2014-SRD/ANEEL.
A referida Nota Técnica também apresentou os procedimentos adotados para conjuntos heterogêneos,
conjuntos com participação elevada do suprimento nos indicadores e conjuntos com trajetórias de
redução intensas.
98. Após a publicação da Resolução Normativa nº 925/2021, a análise do suprimento deixou
de ser realizada, uma vez que os indicadores DEC e FEC passarão a considerar apenas as interrupções de
origem interna ao sistema de distribuição a partir de 2022. O Anexo II deste documento apresenta
resumidamente a metodologia de definição de limites aplicada. Já a planilha eletrônica com os dados de
entrada (atributos e indicadores) dos conjuntos utilizados na aplicação da metodologia comparativa
consta em anexo digital a este documento.
99. Adicionalmente, foi realizada uma análise específica para as áreas de risco da ENEL RJ,
conforme metodologia adotada na Nota Técnica nº 0071/2020-SRD/ANEEL, publicada na Consulta Pública
nº 59/2020.
A. Da Aplicação da Metodologia de Análise Comparativa de Desempenho
100. A Tabela 19 apresenta o resultado geral da análise comparativa realizada para os conjuntos
de unidades consumidoras da ENEL RJ.
Tabela 19: Resultado da análise comparativa para os conjuntos da ENEL RJ.
Distribuidora ENEL RJ
82
Quantidade de Conjuntos
15,77%
Média de Heterogeneidade para o DEC
16,95%
Média de Heterogeneidade para o FEC

73 (89,02%)
Quantidade de Conjuntos Homogêneos para o DEC
69 (84,15%)
Quantidade de Conjuntos Homogêneos para o FEC
101. Conforme descrito no Anexo II da Nota Técnica nº 0076/2022-SRD/ANEEL, conjuntos
heterogêneos podem ter como referência percentis distintos daqueles definidos para os conjuntos
homogêneos. Como se observa da Tabela II, a Distribuidora possui 9 conjuntos heterogêneos para o DEC
e 13 para o FEC. Desses conjuntos, 2 tiveram o percentil elevado para o DEC e 1 teve o percentil elevado
para o FEC, em razão de possuírem características menos favoráveis que os conjuntos de seus respectivos
agrupamentos. Por outro lado, a Distribuidora teve 2 conjuntos com o percentil reduzido em 10% para o
DEC e 3 para o FEC, em razão de possuírem características mais favoráveis que os conjuntos de seu
agrupamento. Os demais conjuntos heterogêneos não tiveram alteração nos percentis de referência.
Tabela 20: Alterações de percentis realizadas para os conjuntos heterogêneos.
Percentil Considerado para o Conjunto Quantidade de Conjuntos

Heterogêneo DEC FEC
Redução de 10% 2 3
Sem alterações 5 9
Acréscimo de 10% 2 1
Acréscimo de 20% 0 0
Acréscimo de 30% 0 0
TOTAL 9 13
102. No caso de conjuntos com trajetória de redução anual superior a 8 horas no DEC ou 5
interrupções no FEC, a metodologia prevê a atenuação da trajetória. Na Tabela III, observa-se que apenas
um conjunto da Distribuidora se enquadrou nesse critério para o DEC.
Tabela 21: Conjuntos com atenuação de trajetória devido à sua intensidade.
DEC FEC
Quantidade de conjuntos com atenuação da trajetória de redução de limites 1 0
B. Da Análise das Áreas de Risco
103. A ENEL RJ encaminhou as informações para análise de suas áreas de risco solicitadas pela
SRD, nos moldes da análise realizada em 2020. Resumidamente, a análise está dividida em duas partes:
(i) o estabelecimento de áreas de risco (denominadas como ASRO – Áreas de Severa Restrição à Operação)

potenciais, por meio de dados de domicílios subnormais, violência, índices de perdas e inadimplência; e
(ii) classificação das ASRO potenciais como efetivas ou não, a partir da comparação do desempenho dos
indicadores de continuidade das ASRO potenciais com o das áreas convencionais do mesmo conjunto. A
seguir descreve-se o procedimento:
a) Parte-se dos dados de áreas com aglomerados subnormais, mapeadas pelo IBGE, com
atualização realizada no ano de 2019. Além dessas áreas, consideram-se também áreas
com medições de perdas de energia. Caso as perdas sejam superiores a 20% do mercado
de baixa tensão, a área é também selecionada.
b) As áreas obtidas de aglomerados subnormais e por medição de perdas superiores a 20%
do mercado BT são então avaliadas quanto a dois aspectos: violência no município (taxa
de homicídios por 100 mil habitantes superior a 10) e inadimplência (número de
unidades consumidoras com inadimplência superior a 90 dias maior que 1.000 ou maior
que 50% do total de unidades consumidoras do conjunto). Atendidos esses critérios,
verifica-se ainda se a área em análise possui pelo menos 1.000 unidades consumidoras
ou 50% das unidades do conjunto. Caso afirmativo, tem-se o estabelecimento de uma
ASRO potencial. A Figura 1 ilustra o processo de análise.
Área com medição Nº de UCs

Aglomerado de perdas não Taxa de Homicídios c/inadimplência sup.
subnormal técnicas > 20% do > 10/100 mil hab. 90 dias ≥ 1.000 ou
mercado BT ≥ 50% do conjunto
OU E
E
ASRO Potencial
Figura 1: Critérios da metodologia aplicada para a definição de uma ASRO potencial.
104. A ENEL RJ apresentou o layer georreferenciado com as áreas que possuem perdas
superiores aos limiares estabelecidos. Quanto à taxa de homicídios, apenas os conjuntos BINGEN,
ITAMARATI, PALATINATO, RIO BONITO, RIO DA CIDADE e TANGUA possuem taxa inferior ao valor de
10/100 mil habitantes.

105. Com relação à quantidade de unidades consumidoras com inadimplência superior a 90
dias, foi realizada uma análise a partir da BDGD da Distribuidora referente a 31/12/2021 e do arquivo de
inadimplência encaminhado pela ENEL RJ.
106. Para tanto, calculou-se espacialmente as unidades consumidoras da BDGD que constam
das áreas de risco mapeadas (subnormais ou com perdas elevadas), verificando-se também o conjunto de
unidades consumidoras de cada uma. Posteriormente, cruzou-se essa tabela de unidades consumidoras
em áreas de risco com a tabela de dados de inadimplência, chegando-se ao número de unidades
consumidoras com inadimplência superior a 90 dias em áreas de risco de cada conjunto.
107. A análise espacial das áreas de risco potenciais foi realizada da seguinte forma:
Inicialmente, foram unidas todas as ASRO potenciais de um mesmo conjunto, resultando em apenas duas
áreas objeto de análise em cada conjunto: a área formada pela soma das ASRO e a área convencional do
conjunto.
108. Com a união das ASRO de cada conjunto, têm-se subdivisões como as mostradas na Figura
2, que apresenta em destaque o conjunto PARADA ANGELICA (Código 13066). Na imagem, cada área de
risco é associada a um conjunto, representado na figura por seu código ANEEL. A análise é realizada,
portanto, para a soma das ASRO do conjunto. Esse procedimento foi realizado por meio do software
ArcGIS 10.3.1 da companhia Esri®.
109. Primeiramente, uniu-se as áreas de medição de perdas elevadas encaminhadas pela ENEL
RJ com as áreas de domicílios subnormais do IBGE, por meio da função "Merge". Em seguida, utilizando
esse resultado e o arquivo de conjuntos da ENEL RJ proveniente da BDGD, realizou-se a intersecção entre
eles. Para essa operação, foi usada a função "Clip".

Figura 2: Exemplo de união das áreas de risco por conjunto
110. De posse do arquivo com as ASRO por conjunto, prosseguiu-se a análise utilizando também
os arquivos de unidades consumidoras de média e baixa tensão encaminhados para a BDGD. Realizou-se
um cálculo com a intersecção entre os arquivos de unidades consumidoras e o arquivo de ASRO por
conjunto, por meio da função "Spatial Join" do software. Assim, pôde-se calcular a quantidade de
unidades consumidoras de cada ASRO, bem como seus indicadores DEC e FEC, a partir dos dados de DIC
e FIC informados para cada unidade consumidora. A Figura 3 mostra os passos da análise geográfica.

Figura 3: Etapas do processo de análise geográfica para obtenção dos indicadores das áreas de risco.
111. O mesmo cálculo com as unidades consumidoras foi realizado para o arquivo contendo a
área total dos conjuntos, disponível na BDGD. Assim, pôde-se calcular os indicadores DEC e FEC do
conjunto. Uma vez obtidos os indicadores do conjunto inteiro e da ASRO potencial, basta um cálculo
simples para a obtenção dos indicadores da área convencional do conjunto (área complementar = área
do conjunto – área da ASRO).
112. A Tabela 22 apresenta a avaliação dos 68 conjuntos da ENEL RJ que possuem alguma porção
de área de risco. Observa-se que 49 não passaram nos critérios de quantidade mínima de unidades
consumidoras ou de unidades inadimplentes (para inadimplência a quantidade de unidades consumidoras
que atende ao critério deve ser igual ou superior a 1.000 ou a 50% do total de unidades consumidoras do
conjunto). Assim, 19 conjuntos possuem ASRO potenciais e serão avaliados quanto aos indicadores de
continuidade, verificando sua classificação como ASRO efetiva.
Tabela 22: Avaliação dos conjuntos quanto às ASRO potenciais.

NUC NUC Taxa

Cód. NUC do ASRO
Conjunto em c/inadimplência Homicídios

| Conjunto | Conjunto | Potencial |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ASRO | > 90 dias | > 10 |  |  |  |  |
| 13015 | ALCANTARA | 69.972 35.968 | 4.549 | SIM | SIM |  |
| 13016 | ANGRA DOS REIS | 43.733 14.813 | 3.082 | SIM | SIM |  |
| 13017 | ARARUAMA | 27.179 | 681 | 65 | SIM | NÃO |
| 13019 | ARRAIAL DO CABO | 14.854 | 3.582 | 628 | SIM | NÃO |
| 13020 | ARSENAL | 47.963 21.286 | 4.265 | SIM | SIM |  |
| 13021 | AUGUSTO VIEIRA | 37.678 | 5.796 | 1.046 | SIM | SIM |
| 13022 | BACAXA | 52.617 | 396 | 38 | SIM | NÃO |
| 13025 | BINGEN | 28.878 | 4.730 | 374 | NÃO | NÃO |
| 13027 | BUZIOS | 28.650 | 387 | 53 | SIM | NÃO |
| 13028 | CABO FRIO | 50.210 | 1.832 | 860 | SIM | NÃO |
| 13031 | CAMPOS ELISEOS | 55.584 21.889 | 4.877 | SIM | SIM |  |
| 13032 | CONCEICAO DE MACABU | 11.885 | 92 | 11 | SIM | NÃO |
| 13033 | CRUZAMENTO | 17.651 | 157 | 18 | SIM | NÃO |
| 13034 | DISTRIBUIDORA DE CAMPOS | 90.021 | 2.206 | 784 | SIM | NÃO |
| 13035 ENTRONCAMENTO ARARUAMA 38.241 | 5.800 | 869 | SIM | NÃO |  |  |
| 13037 | GALO BRANCO | 48.123 | 7.492 | 1.289 | SIM | SIM |
| 13038 | GOITACAZES | 20.522 | 1 | 0 | SIM | NÃO |
| 13040 | GUARUS | 29.527 | 4.381 | 1.334 | SIM | SIM |
| 13041 | GUAXINDIBA | 51.485 34.403 | 6.553 | SIM | SIM |  |
| 13042 | ICARAI | 47.285 | 1.614 | 728 | SIM | NÃO |
| 13043 | IGUABA | 25.144 | 878 | 153 | SIM | NÃO |
| 13044 | IMBOASSICA | 22.082 | 607 | 117 | SIM | NÃO |
| 13045 | INGA | 22.730 | 1.426 | 474 | SIM | NÃO |
| 13046 | INOA | 41.676 | 2.578 | 531 | SIM | NÃO |
| 13047 | ITAIPAVA | 21.796 | 1.055 | 58 | SIM | NÃO |
| 13049 | ITAMARATI | 39.075 | 6.095 | 459 | NÃO | NÃO |
| 13050 | ITAMBI | 23.219 | 7.327 | 1.113 | SIM | SIM |
| 13051 | ITAORNA | 12.752 | 5.504 | 565 | SIM | NÃO |
| 13053 | ITATIAIA | 15.937 | 1.372 | 70 | SIM | NÃO |
| 13056 | MACAE | 60.491 | 7.352 | 2.379 | SIM | SIM |
| 13057 | MAMBUCABA | 36.707 | 4.861 | 315 | SIM | NÃO |
| 13058 | MARICA | 55.668 | 2.214 | 182 | SIM | NÃO |
| 13059 | MOMBACA | 38.505 | 2.095 | 557 | SIM | NÃO |
| 13060 | MURIQUI | 34.756 | 1.784 | 218 | SIM | NÃO |
| 13064 | PALATINATO | 41.315 | 3.945 | 440 | NÃO | NÃO |
| 13066 | PARADA ANGELICA | 77.244 19.067 | 7.183 | SIM | SIM |  |
| 13068 | PIRATININGA | 48.964 | 3.421 | 637 | SIM | NÃO |
| 13069 | PONTINHA | 25.765 | 160 | 12 | SIM | NÃO |
| 13070 | PORTAO DO ROSA | 49.531 30.683 | 8.681 | SIM | SIM |  |
| 13071 | PORTO DO CARRO | 72.524 25.828 | 6.456 | SIM | SIM |  |

NUC NUC Taxa

Cód. NUC do ASRO
Conjunto em c/inadimplência Homicídios

| Conjunto | Conjunto | Potencial |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ASRO | > 90 dias | > 10 |  |  |  |  |
| 13074 | RIO BONITO | 18.778 | 62 | 13 | NÃO | NÃO |
| 13075 | RIO DA CIDADE | 20.456 | 1.810 | 153 | NÃO | NÃO |
| 13076 | RIO DAS OSTRAS | 61.887 | 4.539 | 649 | SIM | NÃO |
| 13077 | ROCHA LEAO | 12.199 | 642 | 28 | SIM | NÃO |
| 13078 | SANTA CLARA | 11.335 | 33 | 5 | SIM | NÃO |
| 13079 | SANTA CRUZ DA SERRA | 25.371 | 9.769 | 1.714 | SIM | SIM |
| 13081 | SAO FIDELIS | 14.698 | 23 | 0 | SIM | NÃO |
| 13082 | SAO LOURENCO | 39.153 | 4.189 | 2.214 | SIM | SIM |
| 13083 | SAO PEDRO DA ALDEIA | 33.539 | 1.527 | 288 | SIM | NÃO |
| 13086 | SETE PONTES | 48.519 18.314 | 5.735 | SIM | SIM |  |
| 13087 | SILVA JARDIM | 11.130 | 156 | 30 | SIM | NÃO |
| 13088 | TAMOIOS | 51.014 | 5.074 | 567 | SIM | NÃO |
| 13089 | TANGUA | 12.120 | 1.486 | 165 | NÃO | NÃO |
| 13090 | TERESOPOLIS | 30.375 | 3.229 | 231 | SIM | NÃO |
| 13091 | TROMBETAS | 67.295 15.829 | 884 | SIM | NÃO |  |
| 13092 | URURAI | 11.404 | 100 | 14 | SIM | NÃO |
| 13093 | VENDA DAS PEDRAS | 49.481 | 7.612 | 883 | SIM | NÃO |
| 13094 | VILA NOVA | 29.755 | 256 | 18 | SIM | NÃO |
| 13095 | VILA VERDE | 14.018 | 1.411 | 172 | SIM | NÃO |
| 13096 | ZONA SUL | 52.334 16.727 | 6.432 | SIM | SIM |  |
| 13097 | CEDAEMA | 3.621 | 1.248 | 157 | SIM | NÃO |
| 16387 | JACUACANGA | 20.049 | 7.611 | 903 | SIM | NÃO |
| 16388 | CABIUNAS | 16.260 | 3.274 | 763 | SIM | NÃO |
| 16389 | NOSSA SENHORA DA AJUDA | 31.631 | 9.920 | 3.157 | SIM | SIM |
| 16390 | ILHA GRANDE | 2.618 | 591 | 173 | SIM | NÃO |
| 16391 | NEVES | 32.644 | 6.630 | 1.839 | SIM | SIM |
| 16392 | CACHOEIRA DE MACACU | 15.869 | 988 | 209 | SIM | NÃO |
| 16394 | RETIRO SAUDOSO | 66.057 | 367 | 25 | SIM | NÃO |

113. A seguir são apresentados os critérios para a classificação de uma ASRO potencial como
ASRO efetiva:
a) o CHI da ASRO potencial deve ser igual ou superior a 25% do CHI total do conjunto.
114. Além do critério "a", a ASRO deve atender um dos critérios a seguir:
a) A ASRO potencial deve possuir DEC igual ou superior a 1,1 vezes o DEC da área normal

e Duração Média das interrupções – DM (igual à relação CHI/CI ou DEC/FEC) superior à
DM da área normal; ou
b) A ASRO potencial deve possuir DEC igual ou superior a 1,2 vezes o DEC da área normal,
independentemente do valor da DM; ou
c) A ASRO potencial deve possuir CHI igual ou superior a 90% do CHI total do conjunto,
independentemente dos valores de DEC e DM.
115. A Figura 4 apresenta os critérios para classificação de uma ASRO potencial em ASRO efetiva.
Uma vez que a área seja considerada como ASRO efetiva, passa-se a flexibilizar os limites propostos para
o conjunto que a contém.
DEC ASRO
DM ASRO Potencial
Potencial ≥ 1,1*DEC
> DM Normal
Normal
CHI ASRO
E
Potencial ≥
0,25*CHI DEC ASRO
Conjunto
E OU Potencial ≥
1,2*DEC Normal
NUC ASRO
Potencial ≥
1.000 ou
CHI ASRO
0,5*NUC
Potencial ≥
Conjunto ASRO Efetiva
0,9*CHI Conjunto
Figura 4: Critério para classificação em ASRO efetiva.
116. Posteriormente, flexibiliza-se os limites para os conjuntos que possuem ASRO efetivas. Essa
flexibilização é realizada diferenciando-se os percentis para o limite objetivo (V8), de acordo com o
percentual do CHI do conjunto devido à área de risco. Assim, criaram-se 3 faixas de severidade para
conjuntos, de acordo com o nível de complexidade da ASRO, como mostra a Tabela 23. Também se
estabeleceu que o limite objetivo (V8) pode ser superior ao limite atualmente estabelecido para o
conjunto (V0), eliminando-se a "trava do V0" para o caso dos conjuntos com ASRO efetivas. Nesses casos,

o V8 passaria a ser o limite do conjunto para todo o período entre revisões tarifárias.
Tabela 23: Percentis propostos para os conjuntos com ASRO efetiva em função da complexidade.
CHI ASRO/CHI total do Conjunto Percentil usado na metodologia
<25% 20 (não é ASRO efetiva)
≥25% e <50% 40
≥50% e <75% 50
≥75% 60
117. A Tabela 23 apresenta o resultado da análise dos critérios para ASRO efetiva, sendo
avaliados o CHI da ASRO em relação ao CHI total do conjunto e os indicadores DEC e DM da ASRO em
relação aos indicadores da área convencional do conjunto. No total, 12 conjuntos da ENEL RJ (15% do
total) terão seus limites flexibilizados em razão das áreas de risco.
Tabela 23: Análise dos critérios para ASRO efetiva.

Cod. CHI_ASRO / DEC_ASRO / DM_ASRO / ASRO
Conjunto Percentil
Conj. CHI_CONJ DEC_NORMAL DM_NORMAL EFETIVA?

| 13015 ALCANTARA | 59% | 1,37 | 1,11 | SIM | 50 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 13016 ANGRA DOS REIS | 32% | 0,93 | 1,19 | NÃO | 20 |
| 13020 ARSENAL | 50% | 1,26 | 1,17 | SIM | 50 |
| 13021 AUGUSTO VIEIRA | 13% | 0,82 | 0,79 | NÃO | 20 |
| 13031 CAMPOS ELISEOS | 37% | 0,92 | 1,00 | NÃO | 20 |
| 13037 GALO BRANCO | 25% | 1,80 | 1,34 | SIM | 40 |
| 13040 GUARUS | 15% | 1,04 | 0,70 | NÃO | 20 |
| 13041 GUAXINDIBA | 76% | 1,57 | 1,40 | SIM | 60 |
| 13050 ITAMBI | 38% | 1,34 | 1,58 | SIM | 40 |
| 13056 MACAE | 10% | 0,80 | 0,68 | NÃO | 20 |
| 13066 PARADA ANGELICA | 33% | 1,48 | 1,22 | SIM | 40 |
| 13070 PORTAO DO ROSA | 77% | 2,02 | 1,35 | SIM | 60 |
| 13071 PORTO DO CARRO | 42% | 1,29 | 0,86 | SIM | 40 |
| 13079 SANTA CRUZ DA SERRA | 41% | 1,10 | 0,95 | NÃO | 20 |
| 13082 SAO LOURENCO | 26% | 2,89 | 1,71 | SIM | 40 |
| 13086 SETE PONTES | 55% | 1,98 | 1,85 | SIM | 50 |
| 13096 ZONA SUL | 44% | 1,64 | 1,26 | SIM | 40 |
| 16389 NOSSA SENHORA DA AJUDA | 35% | 1,18 | 0,87 | NÃO | 20 |
| 16391 NEVES | 29% | 1,61 | 1,38 | SIM | 40 |

118. Na Tabela 24 são apresentados os resultados da aplicação dos percentis mostrados na
Tabela 23 aos conjuntos com ASRO efetivas, bem como da retirada da "trava do V0" para esses conjuntos.
Em comparação, são mostrados também os limites que seriam estabelecidos pela aplicação da
metodologia tradicional da ANEEL, sem flexibilização. Observa-se que todos os conjuntos perceberam

alguma alteração de limites no período de análise.
Tabela 24: Comparação entre limites dos conjuntos com ASRO efetivas da ENEL RJ – com e sem a flexibilização.
Limites sem Flexibilização Limites com Flexibilização
Conjunto de

DEC (horas) FEC (interrupções) DEC (horas) FEC (interrupções)
Código Unidades
2024 2025 2026 2027 2028 2024 2025 2026 2027 2028 2024 2025 2026 2027 2028 2024 2025 2026 2027 2028
Consumidoras

| 13015 | ALCANTARA | 8 7 7 7 6 6 5 5 5 4 8 8 8 8 7 6 6 5 5 5 |
| --- | --- | --- |
| 13020 | ARSENAL | 10 9 9 8 8 7 6 6 6 5 10 10 9 9 9 7 7 6 6 6 |
| 13037 | GALO BRANCO | 6 6 6 6 5 4 4 4 4 3 6 6 6 6 6 4 4 4 4 3 |
| 13041 | GUAXINDIBA | 10 9 9 8 8 7 6 6 5 5 10 10 10 10 9 7 7 6 6 6 |
| 13050 | ITAMBI | 9 8 8 7 7 7 6 6 5 5 9 9 8 8 8 7 6 6 6 5 |
| 16391 | NEVES | 6 6 6 6 5 6 5 5 5 4 7 7 7 7 7 6 6 5 5 5 |

13066 PARADA ANGELICA 9 8 8 8 7 6 5 5 5 4 9 9 9 9 8 6 6 5 5 5
13070 PORTAO DO ROSA 8 8 8 8 7 4 4 4 4 4 10 10 10 10 10 6 6 6 6 6
13071 PORTO DO CARRO 10 10 9 8 7 6 5 5 5 4 11 10 10 9 9 6 6 5 5 5

13082 SAO LOURENCO 5 5 5 5 5 4 4 4 4 3 6 6 6 6 6 4 4 4 4 3
13086 SETE PONTES 7 7 6 6 6 5 5 4 4 4 7 7 7 7 7 5 5 5 5 4
13096 ZONA SUL 9 8 8 8 7 7 6 6 6 5 9 9 9 9 8 7 7 6 6 6
C. Dos Limites de DEC e FEC
119. Os resultados da aplicação da análise comparativa são valores iniciais, advindos de um
modelo matemático. Por essa razão, são disponibilizados em consulta pública para análise e contribuição
da sociedade.
120. Na Figura 5 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos para a
ENEL RJ. Apresenta-se o resultado da metodologia tradicional e o resultado com as flexibilizações
realizadas para os conjuntos com ASRO efetivas. Em relação aos limites globais propostos para os anos de
2024 a 2028, a redução anual é de 3,14% no DEC e de 4,45% no FEC.

Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - ENEL RJ
30,00
25,00
20,00
15,00
27,80
11,60
11,20 10,80

10,46 10,25 10,16
9,94 9,64

10,00 22,29 9,21 9,14 8,78
18,30 8,49 8,31
9,91 7,76
9,19 9,07

| 8,51 | 8,61 | 8,30 | 8,07 |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 13,25 | 12,51 | 7,91 | 7,38 | 6,30 | 7,47 |  |  |
| 14,04 | 7,28 | 7,13 | 6,72 | 5,86 | 5,56 |  |  |
| 5,00 | 10,16 | 13,36 | 11,24 | 6,30 | 6,27 | 5,42 | 4,90 |

9,88 5,68 5,51
8,11 8,33 5,34
6,51 4,72
5,17
0,00

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite
DEC Limite Prop. Tradicional FEC Limite Prop. Tradicional DEC Limite Proposto com ASRO FEC Limite Proposto com ASRO
Figura 5: Histórico de apuração e limites propostos para os indicadores globais da ENEL RJ.
121. Nas figuras 6 e 7 são apresentados os histogramas dos limites de 2023 (vigentes) e 2028
(propostos) dos conjuntos da Empresa. Verifica-se nos histogramas que a proposta apresentada
proporcionará a redução da disparidade entre os limites da Distribuidora, trazendo maior uniformidade à
área de concessão.
122. Para uma melhor análise do desempenho dos conjuntos, foi relacionado no Anexo I o
indicadores8
histórico de três anos (entre os anos de 2018 e 2020), da apuração dos DEC e FEC dos
conjuntos da distribuidora, juntamente com os limites estabelecidos para o ano de 2022 e os propostos
para o ano de 2027.
8 Valores referentes às parcelas internas dos indicadores, para possibilitar a comparação com os limites propostos nesta nota
técnica, devido a entrada em vigor a Resolução Normativa nº 925/2021.

Histograma dos Limites de DEC dos Conjuntos
40
35
30
Conjuntos
25
de 20
Quantidade DEC Limite 2023
DEC Limite 2028
15
10
5
0
Faixa de Limites
Figura 6: Histograma do limite do DEC dos conjuntos da ENEL RJ para 2023 e 2028.
Histograma dos Limites de FEC dos Conjuntos
50
45
40
35
Conjuntos
30
de 25
Quantidade
FEC Limite 2023
20 FEC Limite 2028
15
10
5
0
Faixa de Limites
Figura 7: Histograma do limite do FEC dos conjuntos da ENEL RJ para 2023 e 2028.

123. As figuras 8 e 9 apresentam uma comparação entre os limites propostos para a ENEL RJ e
os limites de outras distribuidoras de grande porte da Região Sudeste. Observa-se que os limites de DEC
e FEC da Distribuidora estão aderentes à realidade da região.
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sudeste - NUC > 1 milhão
14,00
12,00
10,00
ENEL RJ
(horas) CEMIG-D
8,00
CPFL- PIRATININGA
Limite CPFL-PAULISTA
EDP SP
DEC 6,00
ELEKTRO
ELETROPAULO
LIGHT
4,00
2,00
0,00
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Figura 8: Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Sudeste.

Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sudeste - NUC > 1 milhão
12,00
10,00
8,00
ENEL RJ
(interrupções)
CEMIG-D
CPFL- PIRATININGA
CPFL-PAULISTA
6,00
Limite EDP SP
ELEKTRO
FEC
ELETROPAULO
4,00
LIGHT
2,00
0,00
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Figura 9: Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Sudeste.
124. Na Tabela 25 são apresentados os limites propostos para os conjuntos da ENEL RJ, para o
período de 2024 a 2028.
Tabela 25: Proposta de limites de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras da ENEL RJ.

Conjunto de Unidades DEC (horas) FEC (interrupções) Nº de
Código
Consumidoras 2024 2025 2026 2027 2028 2024 2025 2026 2027 2028 UC's

| 13015 | Alcantara | 8 | 8 | 8 | 8 | 7 | 6 | 6 | 5 | 5 | 5 | 67054 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 13016 | Angra dos Reis | 10 | 9 | 9 | 8 | 8 | 7 | 6 | 6 | 6 | 5 | 43841 |
| 13017 | Araruama | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 26377 |
| 16395 | Areal | 11 | 10 | 10 | 10 | 9 | 8 | 7 | 7 | 7 | 6 | 21549 |
| 13019 | Arraial do Cabo | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 6 | 5 | 5 | 5 | 4 | 15055 |
| 13020 | Arsenal | 10 | 10 | 9 | 9 | 9 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 50372 |
| 13021 | Augusto Vieira | 11 | 10 | 10 | 9 | 9 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 40381 |
| 13022 | Bacaxa | 9 | 9 | 8 | 8 | 8 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 55544 |
| 13024 | Barracao dos Mendes | 22 | 21 | 21 | 20 | 20 | 11 | 11 | 10 | 10 | 9 | 6006 |
| 13025 | Bingen | 8 | 8 | 7 | 7 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 5 | 29413 |
| 16393 | Bom Jardim | 13 | 13 | 13 | 13 | 12 | 8 | 8 | 7 | 7 | 7 | 21716 |
| 13027 | Buzios | 8 | 7 | 7 | 7 | 6 | 6 | 5 | 5 | 5 | 4 | 30789 |
| 16388 | Cabiunas | 13 | 12 | 11 | 11 | 10 | 8 | 7 | 7 | 7 | 6 | 16771 |

Conjunto de Unidades DEC (horas) FEC (interrupções) Nº de
Código
Consumidoras 2024 2025 2026 2027 2028 2024 2025 2026 2027 2028 UC's

| 13028 | Cabo Frio | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 4 | 4 | 4 | 4 | 3 | 53667 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 16392 | Cachoeira de Macacu | 9 | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 16195 |
| 13030 | Cambuci | 13 | 13 | 13 | 13 | 12 | 9 | 8 | 8 | 7 | 7 | 9041 |
| 13031 | Campos Eliseos | 10 | 9 | 9 | 9 | 8 | 7 | 6 | 6 | 6 | 5 | 52987 |
| 13097 | Cedaema | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 9 | 9 | 8 | 8 | 8 | 3682 |
| 13032 | Conceicao de Macabu | 12 | 11 | 11 | 11 | 10 | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 12138 |
| 13033 | Cruzamento | 9 | 9 | 9 | 9 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 18229 |
| 13034 | Distribuidora de Campos | 6 | 6 | 6 | 6 | 5 | 3 | 3 | 3 | 3 | 2 | 89245 |
| 13035 | Entroncamento Araruama | 7 | 7 | 7 | 7 | 6 | 4 | 4 | 4 | 4 | 3 | 38992 |
| 13037 | Galo Branco | 6 | 6 | 6 | 6 | 6 | 4 | 4 | 4 | 4 | 3 | 63154 |
| 13038 | Goitacazes | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 5 | 24921 |
| 13040 | Guarus | 12 | 11 | 11 | 10 | 10 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 30711 |
| 13041 | Guaxindiba | 10 | 10 | 10 | 10 | 9 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 61205 |
| 13042 | Icarai | 5 | 5 | 5 | 5 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 3 | 44386 |
| 13043 | Iguaba | 7 | 7 | 7 | 7 | 6 | 5 | 5 | 4 | 4 | 4 | 25862 |
| 16390 | Ilha Grande | 118 110 102 | 94 | 86 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 2607 |  |  |
| 13044 | Imboassica | 7 | 6 | 6 | 5 | 5 | 6 | 6 | 5 | 5 | 4 | 28662 |
| 13045 | Inga | 5 | 5 | 5 | 5 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 3 | 37600 |
| 13046 | Inoa | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 5 | 5 | 48279 |
| 13047 | Itaipava | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 5 | 21725 |
| 13048 | Italva | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 7 | 7 | 7 | 7 | 6 | 10827 |
| 13049 | Itamarati | 8 | 8 | 8 | 8 | 7 | 6 | 6 | 6 | 6 | 5 | 39516 |
| 13050 | Itambi | 9 | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 6 | 6 | 6 | 5 | 24526 |
| 13051 | Itaorna | 9 | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 13375 |
| 13052 | Itaperuna | 9 | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 6 | 6 | 6 | 5 | 53840 |
| 13053 | Itatiaia | 9 | 9 | 9 | 9 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 22006 |
| 16387 | Jacuacanga | 10 | 10 | 9 | 9 | 8 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 22330 |
| 13055 | Macabu | 14 | 14 | 13 | 13 | 13 | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 16012 |
| 13056 | Macae | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 5 | 56004 |
| 13057 | Mambucaba | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 38478 |
| 13058 | Marica | 10 | 9 | 9 | 8 | 8 | 7 | 6 | 6 | 6 | 5 | 55199 |
| 13059 | Mombaca | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 6 | 6 | 5 | 5 | 5 | 40320 |
| 13060 | Muriqui | 10 | 10 | 9 | 9 | 8 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 35963 |
| 13061 | Natividade | 13 | 13 | 12 | 12 | 12 | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 22577 |
| 16391 | Neves | 7 | 7 | 7 | 7 | 7 | 6 | 6 | 5 | 5 | 5 | 27923 |
| 16389 | Nossa Senhora da Ajuda | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 6 | 6 | 5 | 5 | 5 | 30985 |
| 13063 | Outeiros | 13 | 13 | 12 | 12 | 11 | 5 | 5 | 5 | 5 | 4 | 1339 |
| 13064 | Palatinato | 7 | 7 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 5 | 5 | 5 | 41821 |

Conjunto de Unidades DEC (horas) FEC (interrupções) Nº de
Código
Consumidoras 2024 2025 2026 2027 2028 2024 2025 2026 2027 2028 UC's

| 13066 | Parada Angelica | 9 | 9 | 9 | 9 | 8 | 6 | 6 | 5 | 5 | 5 | 75960 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 13067 | Parada Modelo | 10 | 9 | 9 | 9 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 16345 |
| 13068 | Piratininga | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 5 | 5 | 5 | 4 | 44465 |
| 13069 | Pontinha | 12 | 12 | 11 | 11 | 10 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 26565 |
| 13070 | Portao do Rosa | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 6 | 6 | 6 | 6 | 6 | 40833 |
| 13071 | Porto do Carro | 11 | 10 | 10 | 9 | 9 | 6 | 6 | 5 | 5 | 5 | 70568 |
| 16394 | Retiro Saudoso | 8 | 8 | 7 | 7 | 7 | 6 | 5 | 5 | 5 | 4 | 61071 |
| 13074 | Rio Bonito | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 6 | 6 | 5 | 5 | 5 | 19198 |
| 13075 | Rio da Cidade | 10 | 9 | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 20790 |
| 13076 | Rio das Ostras | 9 | 8 | 8 | 7 | 7 | 6 | 5 | 5 | 5 | 4 | 61383 |
| 13077 | Rocha Leao | 13 | 12 | 12 | 12 | 11 | 9 | 8 | 8 | 7 | 7 | 8286 |
| 13078 | Santa Clara | 16 | 15 | 14 | 13 | 12 | 10 | 9 | 9 | 8 | 8 | 12116 |
| 13079 | Santa Cruz da Serra | 7 | 7 | 6 | 6 | 5 | 6 | 6 | 5 | 5 | 4 | 41257 |
| 13080 | Santo Antonio de Padua | 10 | 10 | 9 | 9 | 9 | 6 | 6 | 6 | 6 | 5 | 55340 |
| 13081 | Sao Fidelis | 10 | 10 | 10 | 10 | 9 | 8 | 7 | 7 | 7 | 6 | 15037 |
| 13082 | Sao Lourenco | 6 | 6 | 6 | 6 | 6 | 4 | 4 | 4 | 4 | 3 | 28521 |
| 13083 | Sao Pedro da Aldeia | 9 | 8 | 8 | 8 | 7 | 6 | 5 | 5 | 5 | 4 | 34865 |
| 13084 | Saturnino Braga | 15 | 14 | 13 | 13 | 12 | 9 | 8 | 8 | 7 | 7 | 22046 |
| 13085 | Serrinha | 17 | 17 | 17 | 17 | 17 | 10 | 10 | 9 | 9 | 9 | 1251 |
| 13086 | Sete Pontes | 7 | 7 | 7 | 7 | 7 | 5 | 5 | 5 | 5 | 4 | 53349 |
| 13087 | Silva Jardim | 12 | 12 | 12 | 12 | 12 | 8 | 8 | 7 | 7 | 7 | 14078 |
| 13088 | Tamoios | 10 | 10 | 9 | 9 | 8 | 7 | 6 | 6 | 6 | 5 | 46335 |
| 13089 | Tangua | 8 | 8 | 7 | 7 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 5 | 12701 |
| 13090 | Teresopolis | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 8 | 8 | 7 | 7 | 7 | 40512 |
| 13091 | Trombetas | 7 | 7 | 7 | 7 | 6 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 54785 |
| 13092 | Ururai | 12 | 12 | 11 | 11 | 10 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 10764 |
| 13098 | Val de Palmas | 11 | 11 | 11 | 11 | 11 | 8 | 8 | 7 | 7 | 7 | 27415 |
| 13093 | Venda das Pedras | 9 | 8 | 8 | 7 | 7 | 6 | 5 | 5 | 5 | 4 | 50909 |
| 13094 | Vila Nova | 14 | 14 | 13 | 13 | 12 | 9 | 8 | 8 | 7 | 7 | 30505 |
| 13095 | Vila Verde | 9 | 9 | 8 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 5 | 24696 |
| 13096 | Zona Sul | 9 | 9 | 9 | 9 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 50517 |

D. Da Revisão da Configuração dos Conjuntos
125. O Módulo 8 determina, em seu item 152 da Seção 8.2, que "Havendo alteração

permanente na configuração do sistema que acarrete mudança nos conjuntos, a distribuidora deve
propor a revisão da configuração dos conjuntos de unidades consumidoras, quando do estabelecimento
dos limites anuais dos indicadores de continuidade disposto nos itens 209 a 213".
126. Desse modo, solicita-se que a Distribuidora apresente nas contribuições enviadas à
Consulta Pública os dados dos novos conjuntos que serão reconfigurados, em virtude da inauguração de
novas Subestações de Distribuição (SED). Devem ser encaminhadas no mínimo as seguintes informações:
a. justificativas para a reconfiguração proposta, de acordo com os critérios definidos no
PRODIST;
b. conjuntos antecessores com a proporção do número de consumidores que irão migrar
para o novo conjunto;
c. arquivo georreferenciado com os polígonos dos novos conjuntos, conforme Módulos 6
e 10 do PRODIST;
d. proposta de limites para os novos conjuntos de unidades consumidoras, devendo
atender ao limite global da Distribuidora e não ultrapassar os limites já estabelecidos
em resolução dos conjuntos antecessores; e
e. histórico de três anos de apuração dos novos conjuntos.
III – DIREITO
127. O encaminhamento proposto está fundamentado nos seguintes dispositivos legais e
normativos:
a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei no
10.848, de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro
de 1995, em especial ao inciso V;
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997;
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995;
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009;
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET;

h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional – PRODIST; e
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 5/1996.
IV – DISPOSITIVO
128. Diante do exposto e do que consta dos Processos nº 48500.006884/2022-15 e
48500.007896/2022-67, voto pela instauração de Consulta Pública, em formato de intercâmbio
documental, pelo período de 46 dias, de 15 de dezembro de 2022 a 30 de janeiro de 2023, com Audiência
Pública a ser realizada presencialmente em 25 de janeiro de 2023 na cidade de Niterói, estado do Rio de
Janeiro, visando obter subsídios e informações adicionais para aprimoramento da Revisão Tarifária
Periódica de 2022 da Enel Rio, bem como para o estabelecimento dos limites para os indicadores de
continuidade DEC e FEC dos conjuntos da distribuidora para os anos de 2024 a 2028.
Brasília, 13 de dezembro de 2022.
(assinatura digital)
RICARDO LAVORATO TILI
Diretor