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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 
A Enel Distribuição Rio – ENEL RJ é concessionária1 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%. 
3. 
Em 22 de março de 2021, a Enel RJ interpôs recurso administrativo2, 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.

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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.

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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.

Página 4 de 19 
 
 
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 
 
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. 
 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%

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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. 
 
 
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:  
6,38%
-1,33%
1,56%
0,96%
3,46%
0,96%
4,89%
16,86%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
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%

Página 7 de 19 
 
 
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 
contratos CCEAR 9 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

Página 8 de 19 
 
 
 
 
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. 
1,56%
1,43%
0,45%
0,33%
0,54%
0,33%
-1,66%
0,15%
0,01%
Total
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Bilateral
 Proinfa

Página 9 de 19 
 
 
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, 
além do pagamento dos encargos setoriais. 
 
 
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
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. 
Custo de       
Distribuição
30,7%
Custo de            
Energia
36,2%
Custo de     
Transmissão
10,9%
Receitas 
Irrecuperáveis
1,8%
PROINFA
2,0%
CDE
15,3%
ESS/EER
2,2%
Outros
1,0%
Encargos
20,4%
Custo de       
Distribuição; 
21,6%
Custo de            
Energia; 
25,4%
Custo de     
Transmissão; 
7,7%
Encargos          
Setoriais; 
14,4%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
1,3%
ICMS; 
26,1%
PIS/COFINS; 
3,6%
Tributos; 
29,7%

Página 10 de 19 
 
 
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:

Página 11 de 19 
 
 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
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: 
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%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação    
CVA em processamento - Energia 372.514.483 5,73%
CVA em processamento - Transporte 2 9.554.600 0,45%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 440.937.560 6,78%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 1 3.568.235 0,21%
Neutralidade de Parcela A- Energia ( 4.745.570) -0,07%
Neutralidade de Parcela A - Transporte 2 1.204.257 0,33%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 2 9.520.950 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 1 4.772.268 0,23%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidor e s ( R E ( N9 .347364 .e7 1421)4) -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 C i r c u l( a1r.2 2302/.2504281)) -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 compensa d o - E n 5e.2rg7i5a. 2d0e9 Revenda0,08%
Diferimento de energia - RTA 2022 (110.511.111) -1,70%
Importação julho-agosto/2021 - RTA 2022 (22.181.366) -0,34%    
Total 6 2.189.703 0,96%    
  GT/ANEEL  

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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

Página 13 de 19 
 
 
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 237/2020-
SGT/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.

Página 14 de 19 
 
 
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 
declarada da ENEL RJ quanto à capacidade mensal estimada, nos termos da Carta RJ 03-2022-RB16. 
 
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

Página 15 de 19 
 
 
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 econômico-
financeiro 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.

Página 16 de 19 
 
 
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.

Página 17 de 19 
 
 
 
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. 
 
427,01
391,91
389,31
525,23
506,92
541,95
507,61
512,39
622,61
682,07
668,22
683,67
714,44
838,02
Reajuste
2012
Reajuste
2013
Reajuste
2014
Reajuste
2015
RTE
2015
Reajuste
2016
Reajuste
2017
RTE
2017
Revisão
2018
Reajuste
2019
RTE
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
Reajuste
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Página 18 de 19 
 
 
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
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 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(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
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  

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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