REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3015/2022
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 Rio - Enel RJ.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-03-16
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004947/2021-18
INTERESSADOS: Enel Distribuição Rio – ENEL RJ
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Enel Distribuição Rio – ENEL RJ, a vigorar a partir de 15
de março de 2022.
I. R E L A T Ó R I O
concessionária1
A Enel Distribuição Rio – ENEL RJ é do serviço público de distribuição de
energia elétrica sediada na cidade de Rio de Janeiro/RJ e atende aproximadamente 2,7 milhões de
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente faturamento anual na
ordem de R$ 6,5 bilhões.
2. Em 9 de março de 2021, foi aprovado o reajuste tarifário anual da ENEL RJ, conforme
Resolução Homologatória – REH nº 2.836/2021, por meio da qual as tarifas foram, em média, reajustadas
em 6,02%.
administrativo2,
3. Em 22 de março de 2021, a Enel RJ interpôs recurso requerendo: (i) o
reconhecimento tarifário de custos suportados pela não compensação de créditos de ICMS; (ii) a
desconsideração de glosa referente aos valores de EUST na apuração da CVA; e (iii) a revisão do valor
constante da tabela 8 da REH 2.836/2021 relativo à receita anual da transmissora Arteon.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 005/1996-ANEEL.
2 Documento Sic nº 48513.007637/2021.

4. Na 47ª RPO, de 14 de dezembro de 2021, aquele recurso administrativo foi deliberado pela
Diretoria da ANEEL, por meio do Despacho 3.964/2021, decidindo por conhecer e, no mérito, dar parcial
provimento ao Pedido de Reconsideração interposto pela Enel RJ, em face da Resolução Homologatória
nº 2.836, de 2021, para que sejam reconhecidos: (i) os valores de ICMS não passíveis de compensação
pleiteados pela Distribuidora ao cálculo de suas tarifas, mediante prévia validação da SFF; (ii) um
componente financeiro no valor de R$ 231.422,38 (base: março/2021), referente ao repasse de 3 (três)
dias de faturamento no mês de junho/2020 de EUST do ponto da SE Resende, glosados indevidamente na
apuração da CVA; e (iii) os ajustes econômicos e financeiros, no valor total de R$ 59.717,54 (base:
março/2021), concernentes à correção da cobertura tarifária de Rede Básica e Conexão.
5. Cabe também reportar que, em 5 de maio de 2021, a Enel RJ requereu medida de
reequilíbrio econômico-financeiro da concessão da Enel RJ3, o que está sendo tratado no âmbito do
processo nº 48500.002233/2021-75.
6. Em 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória n° 1.078 dispôs sobre medidas destinadas
ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica,
autorizando-se a contratação de operação financeira para fazer face aos impactos financeiros decorrentes
da implementação de medidas de enfrentamento da crise hidroenergética e dos diferimentos aplicados
nos processos tarifários anteriores à liberação dos recursos da operação financeira.
7. Em 13 de janeiro de 2022, o Decreto n° 10.939 regulamentou a MP n°1.078/2021, sobre
medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação
de escassez hídrica.
8. Em 03 de fevereiro de 2022, a diretoria colegiada da ANEEL decidiu abrir a Consulta Pública
nº 02/2022 para tratar da regulamentação do Decreto n° 10.939.
3 Carta Enel RJ 56-2021-RB, SIC: 48513.012024/2021-00.

9. Em 10 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica Nota Técnica nº 22/2022–
SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL, que versa sobre medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, e que regulamenta a Medida
Provisória n° 1.078, de 13 de dezembro de 2021, após análise das contribuições recebidas na Consulta
Pública nº 02/2022.
10. A concessionária, em correspondência 28 de janeiro de 20224, protocolou informações em
resposta ao Ofício Circular 02/2021-DIR/ANEEL, relacionadas à perspectiva de atenuação de impactos
tarifários do atual reajuste, apresentando montantes passíveis de reversão decorrente de êxito da ação
judicial movida pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o
ICMS nas contas de energia. Posteriormente, em 25 de fevereiro de 2022, a ENEL RJ registrou proposta
de correspondente montante a ser considerado no atual processo tarifário5, com alteração de proposta
em correspondência de 14 de março de 20226.
11. Em correspondência de 14 de fevereiro de 2022 7 , a ENEL RJ apresentou pleitos
relacionados ao presente RTA, os quais tiveram seu registro e análise reportados em Nota Técnica da SGT
com menção ao longo desse voto.
12. Em 14 de março de 2022, a concessionária protocolou correspondência com propostas
relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica8, conforme abordado no item de componentes
financeiros.
13. Em 14 de março de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota
Técnica nº 026/2022-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2022.
4
Carta Enel RJ 03-2022-RB, SIC 48513.002335/2022-00.
5 Carta Enel RJ 30-2022-RB, SIC 48513.006065/2022-00.
6 Carta Enel RJ 38-2022-RB, SIC 48513.007839/2022-00.
7 Carta Enel RJ 21-2022-RB, SIC 48513.003890/2022-00.
8 Carta Enel RJ 38-2022-RB, SIC 48513.007839/2022-00.

14. Em 3 de março de 2022, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da ENEL RJ as

planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652,
de 17 de março de 2015. Posteriormente, em 14 de março de 2022, a SGT encaminhou nova mensagem
atualizando aquelas planilhas.
15. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
16. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da ENEL RJ, a vigorar a partir de 15 de março de
2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 16,86%, sendo 15,38%, em média,
para os consumidores em Alta Tensão – AT e 17,39%, em média, para os consumidores em Baixa Tensão
– BT.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 15,38%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 17,39%
Efeito Médio AT+BT 16,86%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
17. Segundo a SGT, a diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos
itens de custos que compõem a tarifa.
18. No caso em tela, essa diferença de efeitos se deve, em especial: (i) a alteração dos custos
de energia (TE), em especial a CVA Energia, que afetam os consumidores cativos, de Baixa Tensão; (ii) a
diminuição dos custos de rede básica e conexão, decorrente do reperfilamento dos custos de RBSE, que
beneficia mais fortemente os consumidores livres; (iii) aumento da cobertura para os encargos ESS e EER;
e (iv) financeiro negativo associado à sobrecontratação de energia e à Bandeira Escassez Hídrica,
revertidos predominantemente via TE.

19. Em relação ao efeito médio de 16,86%, esse decorre, essencialmente:
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em
11,02%;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um
efeito de 0,96%; e
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário,
que contribuíram para uma variação de 4,89%, conforme apresentado no Gráfico 1.
16,86%
6,38%
4,89%
3,46%
1,56%
0,96% 0,96%
-1,33%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
20. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

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

| (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 4.513.120.943 | 5.004.662.655 | 10,9% | 7,56% | 69,3% |
| Encargos Setoriais | 1.059.091.082 | 1.473.585.589 | 39,1% | 6,38% | 20,4% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 8.795.656 | 9.829.117 | 11,7% | 0,02% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 538.018.386 | 791.154.566 | 47,0% | 3,89% | 11,0% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 90.399.196 | 142.324.724 | 57,4% | 0,80% | 2,0% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 175.402.442 | 169.299.075 | -3,5% | -0,09% | 2,3% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 103.087.684 | 155.731.365 | 51,1% | 0,81% | 2,2% |
| PROINFA | 89.856.213 | 144.966.290 | 61,3% | 0,85% | 2,0% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 53.531.506 | 60.280.452 | 12,6% | 0,10% | 0,8% |
| Custos de Transmissão | 876.432.679 | 789.663.406 | -9,9% | -1,33% | 10,9% |
| Rede Básica | 433.558.343 | 370.087.487 | -14,6% | -0,98% | 5,1% |
| Rede Básica Fronteira | 74.412.746 | 77.675.994 | 4,4% | 0,05% | 1,1% |
| Rede Básica ONS (A2) | 1.251.001 | 1.361.682 | 8,8% | 0,00% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 45.885.786 | 40.633.725 | -11,4% | -0,08% | 0,6% |
| Transporte de Itaipu | 62.099.627 | 48.919.031 | -21,2% | -0,20% | 0,7% |
| Conexão | 48.533.881 | 41.912.903 | -13,6% | -0,10% | 0,6% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 210.691.295 | 209.072.583 | -0,8% | -0,02% | 2,9% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.509.556.926 | 2.610.699.913 | 4,0% | 1,56% | 36,2% |
| Receitas Irrecuperáveis | 68.040.256 | 130.713.747 | 92,1% | 0,96% | 1,8% |
| PARCELA B | 1.987.532.634 | 2.212.402.241 | 11,3% | 3,46% | 30,7% |
| IRT | 6.500.653.577 | 7.217.064.896 | 11,0% | 11,02% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 62.189.703 | 0,96% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 372.514.483 | 5,73% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 29.554.600 | 0,45% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 440.937.560 | 6,78% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 13.568.235 | 0,21% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (4.745.570) | -0,07% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 21.204.257 | 0,33% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 29.520.950 | 0,45% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 3.555.811 | 0,05% |  |  |  |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | (632.398) | -0,01% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (135.263.776) | -2,08% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.861.699 | 0,03% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 172.031.397 | 2,65% |  |  |  |
| Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia | (57.989) | 0,00% |  |  |  |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | (348.059.545) | -5,35% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | (1.502.539) | -0,02% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (7.829.565) | -0,12% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (163.364.132) | -2,51% |  |  |  |
| Recomposição Financeira de custos com ICMS não compensado | 14.772.268 | 0,23% |  |  |  |
| Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (R | (9.434.712) | -0,15% |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (5.981.718) | -0,09% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circu | (1.232.548) | -0,02% |  |  |  |
| Crédito de PIS/COFINS | (232.000.000) | -3,57% |  |  |  |
| Ajuste do RTA de 2021 - Despacho 3.964/2021, item (ii) | 246.234 | 0,00% |  |  |  |
| Ajuste do RTA de 2021 - Despacho 3.964/2021, item (iii) | (56.032) | 0,00% |  |  |  |
| RTA 2021 - Recomposição Financeira de custos com ICMS não compensado - | 5.275.209 | 0,08% |  |  |  |
| Diferimento de energia - RTA 2022 | (110.511.111) | -1,70% |  |  |  |
| Importação julho-agosto/2021 - RTA 2022 | (22.181.366) | -0,34% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 4,89%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 16,86%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

21. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 69,3% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 7,56% pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos:
a) Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito
tarifário médio de 6,38%. Destacam-se os seguintes encargos: a CDE Uso que
variou 47,0%, impactando o efeito médio em 3,89%, o Proinfa que variou 61,3%,
impactando o reajuste em 0,85% e o acréscimo de EER/ESS em 51,1%,
representando 0,81% no efeito médio;
b) Custos de Transmissão – esses custos tiveram uma variação de -9,9% e
contribuíram para um efeito médio de -1,33%. Sobre esse item, destaca-se a
redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022,
aprovadas por meio das Resoluções homologatórias nos 2.895 e 2.896,
respectivamente, ambas de 13 de julho de 2021, alteradas pela REH nº 2.959, de
05 de outubro de 2021; e
c) Custos de aquisição de energia – já os custos de compra de energia representaram
um efeito tarifário de 1,56%. Contribuíram para esse efeito, principalmente, os
9
contratos CCEAR por disponibilidade, com incremento tanto em quantidade
quanto custo unitário médio, com efeito de 1,43%. Por outro lado, ocorreu a
redução de montante e do custo unitário da energia de Itaipu (impacto composto
de -1,66%), em função, principalmente, da redução da tarifa de repasse
estabelecida na Resolução Homologatória nº 3.007/2021, US$ 24,73, em relação
àquela indicada na Resolução Homologatória nº 2.812/2020, US$ 28,07.
9 Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado

1,56%
1,43%
0,54%
0,45%
0,33% 0,33%
0,15%
0,01%
-1,66%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Itaipu Bilateral Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
22. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 30,7% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,46% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.
23. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre março de 2021
e fevereiro de 2022 do IPCA (de 10,54%), subtraída do Fator X (de -0,62%), o que totaliza 11,16%.
24. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem10 e com tributos11), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia
10
No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
11
Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 26,1% para o ICMS e de 3,6% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 29,7% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 42,2% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição,
além do pagamento dos encargos setoriais.
Custo de
Custo de
Transmissão Receitas

Energia 10,9% Irrecuperáveis
36,2%
1,8% PROINFA
2,0%
CDE
15,3%
Encargos
20,4%
ESS/EER
Custo de 2,2%
Outros
Distribuição
1,0%
30,7%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Encargos Receitas
Custo de
Setoriais;
Transmissão; Irrecuperáveis;
14,4% 1,3%
7,7%
ICMS;
26,1%
Custo de
Tributos;
Energia;
29,7%
25,4%
PIS/COFINS;
Custo de
3,6%
Distribuição;
21,6%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
25. Quanto aos componentes financeiros12 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em 0,96% no atual reajuste da ENEL RJ, conforme indicado na Tabela 2.
12 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

26. Os financeiros que mais impactaram o processo com valor positivo foram a CVA em
Processamento – Energia, com efeito de 5,73%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida
no último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela
concessionária no período de apuração da CVA, em especial, dos custos relacionados ao risco hidrológico
de CCGF e Usinas Repactuadas, e a CVA em Processamento – Encargos Setoriais, este com efeito de 6,78%.
27. Também com valor positivo cabe citar o montante decorrente de análise de pedido de
reconsideração feito pela concessionária em face do RTA de 2021, conforme deliberação da Diretoria da
Agência por meio do Despacho nº 3.964/2021. Nesse sentido, foi considerado o valor de cerca de R$5,3
milhões, correspondente à recomposição financeira de custos com ICMS não compensado na aquisição
de energia no ciclo de 2020, após fiscalização pela SFF.
28. Dentre os pleitos apresentados pela concessionária citado no início deste voto, e analisados
em detalhes pela SGT no âmbito da Nota Técnica 026/2022-SGT, com a concordância desta relatoria, foi
acatado o correspondente à recomposição financeira de custos com ICMS não compensado na aquisição
de energia no ciclo de 2021, após fiscalização pela SFF. O valor corresponde a cerca de R$14,8 milhões,
com efeito tarifário de 0,23%.
29. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:

Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 372.514.483 | 5,73% |
| CVA em processamento - Transporte | 29.554.600 | 0,45% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 440.937.560 | 6,78% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 13.568.235 | 0,21% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (4.745.570) | -0,07% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 21.204.257 | 0,33% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 29.520.950 | 0,45% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 3.555.811 | 0,05% |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | (632.398) | -0,01% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (135.263.776) | -2,08% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.861.699 | 0,03% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 172.031.397 | 2,65% |
| Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia | (57.989) | 0,00% |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | (348.059.545) | -5,35% |
| Ajuste CUSD | (1.502.539) | -0,02% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (7.829.565) | -0,12% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (163.364.132) | -2,51% |
| Recomposição Financeira de custos com ICMS não compensado | 14.772.268 | 0,23% |
| Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumido | (9.434.712) | -0,15% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (5.981.718) | -0,09% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício | (1.232.548) | -0,02% |
| Crédito de PIS/COFINS | (232.000.000) | -3,57% |
| Ajuste do RTA de 2021 - Despacho 3.964/2021, item (ii) | 246.234 | 0,00% |
| Ajuste do RTA de 2021 - Despacho 3.964/2021, item (iii) | (56.032) | 0,00% |
| RTA 2021 - Recomposição Financeira de custos com ICMS não compens | 5.275.209 | 0,08% |
| Diferimento de energia - RTA 2022 | (110.511.111) | -1,70% |
| Importação julho-agosto/2021 - RTA 2022 | (22.181.366) | -0,34% |
| Total | 62.189.703 | 0,96% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
30. Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente
da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, foram desenvolvidos pela ANEEL
e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as empresas
e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o
intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade
econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico.
31. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica 019/2022-SGT/ANEEL:

a) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e nº 376/2009):
Contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade tarifária,
associados às Resoluções Normativas em apreço.
32. Cuida-se de recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos
contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, previstas no artigo 70-A, § 3º, da REN
nº 414, de 2010; (ii) aos créditos que não puderam ser devolvidos aos consumidores no faturamento final,
previstos no artigo 88, § 6º, REN nº 414, de 2010; e (iii) às multas aplicadas aos consumidores livres, em
função da rescisão, antes da data de fornecimento, do Contratos de Compra de Energia Regulada
("CCER"), conforme artigo 9º da REN nº 376, de 2009, cujo volume informado e contabilizado pela
distribuidora até dezembro/2021 representa aproximadamente R$ 9,4milhões, contribuindo para
redução do efeito em 0,15%. Vale ressaltar que o valores informados pela Concessionária passarão por
fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários;
b) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica: A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão
Hidroenrgética (CREG), mediante a Resolução nº 3/20211, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no
valor de R$ 142,00/MWh, com aplicação de setembro/21 a abril/22.
33. A Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as tarifas,
mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
34. Destaca-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira Escassez
Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.
35. Esse componente financeiro relativo ao atual RTA alcançou o valor de cerca de R$348,1
milhões, com impacto de redução de -5,35% no efeito médio do reajuste.
c) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL

36. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL13, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à
ENEL RJ 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/ANEEL14, de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela ENEL RJ foi de R$ 1,2 milhões,
contribuindo para redução do efeito em 0,02%.
d) Financeiro do Spread da Conta Covid - REN 952/2021
37. Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-ANEEL,
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por distribuidoras
de energia elétrica. Como consequência foi apurado componente financeiro negativo nesse processo
tarifário relativo ao spread da conta covid da ENEL RJ, correspondendo a R$6,0 milhões resultando em
redução de efeito de 0,09%.
e) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
38. Quanto à utilização dos montantes associados aos créditos de PIS/COFINS que decorrem
das ações judiciais que questionaram a base de cálculo de apuração do referido tributo, a ENEL RJ teve o
trânsito em julgado de sua ação proferida em setembro de 2021. Em 20 de dezembro de 2021, a
concessionária foi cientificada do deferimento do pedido de habilitação de crédito decorrente de decisão
judicial transitada em julgado junto à Receita Federal, tendo aproveitado, até 31/12/2021, o valor de R$
39 milhões.
39. Considerando a estimativa da concessionária de capacidade de compensação mensal para
o próximo ciclo tarifário de cerca de 22 milhões ao mês, estima-se que a concessionária poderia ter
aproveitado R$ 100 milhões em créditos tributários até a data do processo tarifário, o que está compatível
13 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.
14 Documento SIC nº 48581001953/2020-00.

com os valores informados pela ENEL RJ na Carta Enel RJ – 038-2022-RB/202215, para reversão no
processo tarifário.
40. Adicionalmente, estima-se que o valor de R$ 264 milhões seria passível de compensação
nos 12 meses subsequentes ao reajuste tarifário.
41. Assim, diante do disposto no Despacho nº 361/2021 que permitiu a utilização provisória de
parte dos créditos tributários de PIS/COFINS das distribuidoras, antecipadamente à conclusão da CP
05/2021, em situações excepcionais e de aumento tarifário expressivo, como o caso em tela, encaminho
proposta no sentido de considerar R$ 232 milhões no presente processo tarifário, o que representa 7%
do valor total da ação, inferior ao limite de 20% estabelecido pela ANEEL no referido Despacho.
42. A proposta que encaminho é constituída da soma dos valores compensados até a data do
processo tarifário e 50% da estimativa de compensação dos próximos 12 meses, baseado na informação
03-2022-RB16.
declarada da ENEL RJ quanto à capacidade mensal estimada, nos termos da Carta RJ
f) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
43. De acordo com as regras previstas pela Aneel, no âmbito da CP 02/2022, nos processos
tarifários homologados entre a publicação da correspondente REN e a efetiva transferência dos valores
previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada antecipação da reversão dos valores a serem
recebidos do empréstimo, na forma de um componente financeiro negativo.
44. A contratação da operação financeira, em uma ou mais tranches, abrangerá os seguintes
itens: (i) Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a
competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia
Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da Creg; (iii) Importação de energia
referente às competências de julho e agosto de 2021 e (iv) Diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13
15 SIC 48513.007839/2022-00
16 SIC 48513.002338/2022-00

da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos aplicados no processo tarifário anterior à liberação
dos recursos da operação financeira).
45. O Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica de que trata
a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da Creg, vigorou de setembro a dezembro de 2021, em razão
do período crítico para os reservatórios das hidrelétricas brasileiras. O objetivo do programa foi incentivar
os consumidores a reduzirem o seu consumo de energia em meio ao cenário de escassez hídrica.
46. O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em contrapartida
da redução média verificada do consumo de energia elétrica17.
47. Diante do estabelecido no Inciso I do § 1º do Art. 1º do Decreto nº 10.939/2022, as
despesas referentes ao Programa poderão ser cobertas com recursos da Conta de Escassez Hídrica. Já o
Art. 9º da Resolução n° 2/2021 da Creg estabeleceu que deve ser mantido o equilíbrio econômicofinanceiro dos contratos de concessão e permissão de distribuição de energia elétrica, cabendo à ANEEL
avaliar eventuais solicitações de recomposição, fundamentadas pelo interessado, na forma do respectivo
contrato de concessão ou permissão e da legislação aplicável, decorrente do Programa.
48. Na 247ª Reunião Ordinária do CMSE, de 5 de maio de 2021, o Comitê autorizou o ONS a
despachar geração termelétrica fora da ordem de mérito e importação sem substituição a partir da
Argentina ou do Uruguai, sem limitação nos montantes e preços associados, desde que alocável na carga
e respeitadas as restrições operativas, e de forma a minimizar o custo operacional total do sistema
elétrico.
17
Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

49. Na 1ª Reunião da CREG, de 1º de julho de 2021, o ONS apresentou as estratégias operativas
ora em curso para enfrentamento da situação, visando a manutenção da governabilidade do Sistema
Interligado Nacional, dentre elas, a importação de energia.
50. Os custos de cada distribuidora com importação de energia para as competências dos
meses de julho e agosto de 2021 foram contabilizados e informados pela CCEE, totalizando valor da ordem
de R$ 790 milhões.
51. Por fim, tanto a Medida Provisória n° 1.078/2021 como o Decreto n° 10.939/2022
possibilitaram a inclusão dos diferimentos tarifários aplicados no processo tarifário anterior à liberação
dos recursos da operação financeira. Destaca-se que, com base no cronograma estimado de conclusão da
operação e no cronograma dos processos tarifários, a data limite para a inclusão de novos diferimentos
seria referente aos processos tarifários até 8 de abril de 2022.
52. Em 14 de março de 2022, a concessionária protocolou correspondência referente com
propostas relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica18, com Parcela de diferimento de
energia de -R$110.511.110,81 e Importação julho-agosto/21 de -R$22.181.365,50, representando
redução de efeitos de -1,70% e -0,34%, respectivamente
Evolução da Tarifa B1
53. Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (96,25%), comparada com as variações do IGP-M (140,76%) e do IPCA
(80,77%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
18 Carta Enel RJ 38-2022-RB, SIC 48513.007839/2022-00.

B1 - Residencial
IGPM
838,02
IPCA
714,44
682,07 683,67
668,22
622,61
525,23 541,95
506,92 507,61 512,39
427,01
391,91 389,31
Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste Reajuste

2012 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2019 2020 2021 2022
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
54. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de março/2022 a fevereiro/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 março/2021 a fevereiro/2022.

Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 1.562.117 | 17.415.787 | 18.977.904 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 64.834 | 1.454.951 | 1.519.786 |
| Subsídio Distribuição | (545.426) | 1.097.232 | 551.806 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 58.275 | 518.086 | 576.361 |
| Subsídio Rural | (136.922) | 624.390 | 487.469 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 47 | 3.966 | 4.013 |
| Total | 1.002.926 | 21.114.413 | 22.117.339 |

III. D I R E I T O
55. 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 005/1996-ANEEL.
IV. D I S P O S I T I V O
56. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004947/2021-18, voto por EMITIR
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da Enel
Distribuição Rio – ENEL RJ, a vigorar a partir de 15 de março de 2022, que conduz
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 16,86%, sendo 15,38%
para os consumidores em Alta Tensão – AT e 17,39% 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 RJ;
(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 RJ, de modo a custear os descontos retirados da estrutura
tarifária.
Brasília, 15 de março de 2022.
(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor