VOTO  
 
 
PROCESSO: 48500.004948/2021-62 
 
INTERESSADOS: ENEL Distribuição São Paulo – ENEL SP 
 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da ENEL Distribuição São Paulo - ENEL SP, a vigorar a partir 
de 4 de julho de 2022. 
 
 
I. 
RELATÓRIO 
 
A ENEL Distribuição São Paulo – ENEL SP é concessionária 1  do serviço público de 
distribuição de energia elétrica, sediada na cidade de São Paulo- SP, e atende aproximadamente 7,6 
milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente 
faturamento anual na ordem de R$ 18,5 bilhões. 
 
2. 
Em 29 de junho de 2021, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual da ENEL SP, conforme 
Resolução Homologatória – REH nº 2.890/2021, quando as tarifas foram, em média, reajustadas em 
9,44%. 
 
3. 
Em 8 de novembro de 2021, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 44/2021, o presente 
processo foi distribuído para minha relatoria. 
 
4. 
Em 15 de março de 2022, na 8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, foi aprovada a 
Resolução Normativa nº 1.008/2022, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações financeiras 
e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. 
 
5. 
Em 7 de junho de 2022, foi aprovado o Projeto de Lei nº 1.280/2022, que trata da devolução 
aos consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais que versam sobre a 
retirada do ICMS da base do PIS/COFINS, cuja sanção ocorreu em 27 de junho de 2022, tendo sido 
publicada a Lei nº 14.385 na data de hoje. 
 
6. 
Em 9 de junho de 2022, a concessionária, por meio da Carta ENEL SP 119-2022-RB, 
apresentou a proposta de Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022. 
 
7. 
Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás indicada na Lei nº 
14.182, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021, de 31 de agosto de 2021, e 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 162/1998-ANEEL.

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

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
12. 
O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da modalidade 
tarifária a qual pertence. 
 
13. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
 
5,63%
2,03%
2,04%
3,76%
-3,17%
1,76%
12,04%
Encargos
Setoriais
Transmissão
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
12.909.177.052
 
14.704.382.652
 
13,9%
9,69%
70,0%
Encargos Setoriais
3.621.208.194
   
4.663.221.015
   
28,8%
5,63%
22,2%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
28.277.514
         
31.551.150
         
11,6%
0,02%
0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
2.178.888.128
    
3.161.949.624
    
45,1%
5,31%
15,0%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
176.928.697
       
188.205.128
       
6,4%
0,06%
0,9%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
370.801.635
       
368.415.441
       
-0,6%
-0,01%
1,8%
Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás
-
                       
(525.170.000)
      
-
-2,84%
-2,5%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
344.348.523
       
711.074.782
       
106,5%
1,98%
3,4%
PROINFA
368.712.858
       
559.421.056
       
51,7%
1,03%
2,7%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
152.544.201
       
167.065.729
       
9,5%
0,08%
0,8%
ONS
706.638
               
708.106
               
0,2%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
1.784.293.921
   
2.159.823.039
   
21,0%
2,03%
10,3%
Rede Básica
1.149.865.496
    
1.472.696.706
    
28,1%
1,74%
7,0%
Rede Básica Fronteira
219.899.054
       
221.651.736
       
0,8%
0,01%
1,1%
Rede Básica ONS (A2)
797.113
               
878.405
               
10,2%
0,00%
0,0%
MUST Itaipu
142.606.971
       
144.299.417
       
1,2%
0,01%
0,7%
Transporte de Itaipu
175.293.860
       
207.085.248
       
18,1%
0,17%
1,0%
Conexão
84.485.126
         
101.243.063
       
19,8%
0,09%
0,5%
Uso do sistema de distribuição e CCD
11.346.301
         
11.968.464
         
5,5%
0,00%
0,1%
Custos de Aquisição de Energia
7.503.674.936
   
7.881.338.598
   
5,0%
2,04%
37,5%
PARCELA B
5.610.495.107
   
6.306.751.984
   
12,4%
3,76%
30,0%
IRT
18.519.672.159
 
21.011.134.636
 
13,45%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
592.356.015
-      
-3,17%
CVA em processamento - Energia
622.702.739
       
3,34%
CVA em processamento -Transporte
150.489.654
       
0,81%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
857.677.230
       
4,60%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
55.470.563
         
0,30%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
7.595.693
           
0,04%
Sobrecontratação/exposição de energia
(4.077.891)
          
-0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
2.262.154
           
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
654.500.929
       
3,51%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
115.933
               
0,00%
Ajuste CUSD
444.339
               
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(853.486.931)
      
-4,57%
Decreto 10.665/2021 - Bônus Itaipu
(235.199.786)
      
-1,26%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
8.279.533
           
0,04%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(552.382)
             
0,00%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula
(7.454.137)
          
-0,04%
Reversão Diferimento Parcela B 2021
304.335.061
       
1,63%
Conta Escassez Hídrica importação - energia
(74.425.836)
        
-0,40%
Conta Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária
(148.141.841)
      
-0,79%
Conta Escassez Hídrica - Diferimento de energia
(303.533.112)
      
-1,63%
Neutralidade mitigação Itaipu
(4.899.669)
          
-0,03%
Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS
(1.624.458.258)
  
-8,70%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
1,76%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
12,04%
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 1 2.909.177.052 1 4.704.382.652 13,9% 9,69% 70,0%      
Encargos Setoriais 3.621.208.194 4.663.221.015 28,8% 5,63% 22,2%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 2 8.277.514 3 1.551.150 11,6% 0,02% 0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 2 .178.888.128 3 .161.949.624 45,1% 5,31% 15,0%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) 1 76.928.697 1 88.205.128 6,4% 0,06% 0,9%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) 3 70.801.635 3 68.415.441 -0,6% -0,01% 1,8%      
Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás - ( 525.170.000) - -2,84% -2,5%      
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 3 44.348.523 7 11.074.782 106,5% 1,98% 3,4%
PROINFA 3 68.712.858 5 59.421.056 51,7% 1,03% 2,7%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 52.544.201 1 67.065.729 9,5% 0,08% 0,8%
ONS 7 06.638 7 08.106 0,2% 0,00% 0,0%      
Custos de Transmissão 1 .784.293.921 2 .159.823.039 21,0% 2,03% 10,3%      
Rede Básica 1 .149.865.496 1 .472.696.706 28,1% 1,74% 7,0%
Rede Básica Fronteira 2 19.899.054 2 21.651.736 0,8% 0,01% 1,1%
Rede Básica ONS (A2) 7 97.113 8 78.405 10,2% 0,00% 0,0%
MUST Itaipu 1 42.606.971 1 44.299.417 1,2% 0,01% 0,7%
Transporte de Itaipu 1 75.293.860 2 07.085.248 18,1% 0,17% 1,0%
Conexão 8 4.485.126 1 01.243.063 19,8% 0,09% 0,5%
Uso do sistema de distribuição e CCD 1 1.346.301 1 1.968.464 5,5% 0,00% 0,1%      
Custos de Aquisição de Energia 7 .503.674.936 7 .881.338.598 5,0% 2,04% 37,5%      
PARCELA B 5.610.495.107 6.306.751.984 12,4% 3,76% 30,0%      
IRT 1 8.519.672.159 2 1.011.134.636 13,45% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual - 592.356.015 -3,17%      
CVA em processamento - Energia    622.702.739 3,34%  
CVA em processamento -Transporte 1 50.489.654 0,81%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 8 57.677.230 4,60%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 5 5.470.563 0,30%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 7 .595.693 0,04%
Sobrecontratação/exposição de energia ( 4.077.891) -0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 2 .262.154 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 6 54.500.929 3,51%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 1 15.933 0,00%
Ajuste CUSD 4 44.339 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 853.486.931) -4,57%
Decreto 10.665/2021 - Bônus Itaipu ( 235.199.786) -1,26%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid 8 .279.533 0,04%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 ( 552.382) 0,00%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 2 0 / 2 0( 72.14)54.137) -0,04%
Reversão Diferimento Parcela B 2021 3 04.335.061 1,63%
Conta Escassez Hídrica importação - energia ( 74.425.836) -0,40%
Conta Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária ( 148.141.841) -0,79%
Conta Escassez Hídrica - Diferimento de energia ( 303.533.112) -1,63%
Neutralidade mitigação Itaipu ( 4.899.669) -0,03%
Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS ( 1.624.458.258) -8,70%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,76%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,04%      

14. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 70,0% dos custos da 
concessionária, sendo responsável pelo aumento de 9,69 pontos percentuais na composição do índice de 
reajuste tarifário. Destacam-se, a seguir, os itens mais representativos. 
  
15. 
O valor dos encargos setoriais correspondeu a um efeito tarifário de 5,63%, destacando-
se a CDE Uso (5,31%), o EER/ESS (1,98%), que já considera os custos do Procedimento Competitivo 
Simplificado – PSC, o Proinfa (1,03%) e a CDE Modicidade Eletrobrás (-2,22%), cuja proposta preliminar 
de regulamentação, disposta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL, de 20 de junho de 2022, foi anuída 
por esta Diretoria. 
 
16. 
 Os custos de transmissão variaram 21,0% em relação ao processo anterior e contribuíram 
para um efeito médio de 2,03%, uma vez que já se considerou a melhor previsão das despesas 
relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) 
para o ciclo 2021-2022, que devem ser aprovadas no início do mês de julho pela Diretoria da ANEEL. 
 
17. 
Já os custos de aquisição de energia variaram 5,0% e representaram um efeito tarifário de 
2,04%. Contribuíram para esse efeito os custos dos CCEARs (2,02%), a previsão das tarifas das cotas - Lei 
12.783/2013 (0,99%), não obstante a redução dos custos com Itaipu                           (-2,10%), decorrente 
da redução da tarifa de repasse da potência contratada de Itaipu, estabelecida na REH nº 3.007/2021, e 
da cotação do dólar em relação ao último processo tarifário. As contribuições das diferentes modalidades 
de contratação podem ser observadas no gráfico abaixo 
 
 
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
18. 
A Parcela B representou 30,0% dos custos da concessionária, com impacto de 3,76% do 
total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
19. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre julho de 2021 
e junho de 2022 do IGP-M, de 10,75%, subtraída do Fator X, de -1,66%, o que totaliza 12,41%. 
 
2,04%
0,00%
1,50%
0,52%
0,38%
0,69%
0,99%
-2,11%
0,07%
Total
CCEAR
Existente
QTD
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
 Proinfa

20. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia elétrica que se destina aos 
custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais, 
demonstrando a participação de cada segmento na composição da receita da Distribuidora (sem3 e com 
tributos4). 
  
 
 
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 
 
21. 
Os componentes financeiros 5  a serem recuperados no próximo período tarifário 
contribuíram com o efeito em -3,17% no atual reajuste da ENEL SP, conforme apresenta a Tabela 3. 
 
3 Destaca-se a participação dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores de energia elétrica e repassados pela 
concessionária. 
 
4 Consideram-se apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas 
médias nominais de 20,1% para o ICMS e de  4,3% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 24,3% por dentro), 
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 32,1% (por 
fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
5 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Distribuição
30,0%
Energia
37,5%
Transmissão
10,3%
PROINFA
2,7%
CDE
15,2%
ESS/EER
3,4%
Outros
0,9%
Encargos     
Setorias
22,2%
Distribuição
22,9%
Energia
28,6%
Transmissão
7,8%
Encargos 
Setoriais
16,9%
ICMS
20,5%
PIS/COFINS
3,3%
Tributos
23,8%

Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
22. 
Destacam-se a CVA em Processamento – Energia, com efeito de 3,34%, em decorrência da 
diferença entre cobertura concedida no último processo tarifário e custos de energia efetivamente 
incorridos pela concessionária, principalmente relacionados ao risco hidrológico de CCGF e Usinas 
Repactuadas, a CVA em Processamento – Encargos Setoriais, com efeito de 4,60%, decorrente do 
despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao longo de 2021, e a reversão do diferimento da 
Parcela B no reajuste tarifário de 2021, atualizada pela SELIC, cujo impacto é de 1,63%. 
 
II.1. Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários 
 
23. 
Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo 
patamares elevados, foram desenvolvidos mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário, que se 
observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por 
consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. 
 
24. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão detalhados abaixo. 
 
a) Projeto de Lei 1.280/2022 - Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
622.702.739
      
3,34%
CVA em processamento -Transporte
150.489.654
      
0,81%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
857.677.230
      
4,60%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
55.470.563
        
0,30%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
7.595.693
          
0,04%
Sobrecontratação/exposição de energia
(4.077.891)
         
-0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
2.262.154
          
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
654.500.929
      
3,51%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
115.933
              
0,00%
Ajuste CUSD
444.339
              
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(853.486.931)
     
-4,57%
Decreto 10.665/2021 - Bônus Itaipu
(235.199.786)
     
-1,26%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid
8.279.533
          
0,04%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(552.382)
            
0,00%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 
(7.454.137)
         
-0,04%
Reversão Diferimento Parcela B 2021
304.335.061
      
1,63%
Conta Escassez Hídrica importação - energia
(74.425.836)
       
-0,40%
Conta Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária
(148.141.841)
     
-0,79%
Conta Escassez Hídrica - Diferimento de energia
(303.533.112)
     
-1,63%
Neutralidade mitigação Itaipu
(4.899.669)
         
-0,03%
Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS
(1.624.458.258)
 
-8,70%
Total
(592.356.015)
    
-3,17%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia 622.702.739 3,34%
CVA em processamento -Transporte 150.489.654 0,81%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 857.677.230 4,60%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 55.470.563 0,30%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 7.595.693 0,04%
Sobrecontratação/exposição de energia (4.077.891) -0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 2.262.154 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 654.500.929 3,51%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 1 15.933 0,00%
Ajuste CUSD 4 44.339 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 853.486.931) -4,57%
Decreto 10.665/2021 - Bônus Itaipu ( 235.199.786) -1,26%
Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid 8.279.533 0,04%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 (552.382) 0,00%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 2 0 / 2 0 (271.4)54.137) -0,04%
Reversão Diferimento Parcela B 2021 304.335.061 1,63%
Conta Escassez Hídrica importação - energia (74.425.836) -0,40%
Conta Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária ( 148.141.841) -0,79%
Conta Escassez Hídrica - Diferimento de energia ( 303.533.112) -1,63%
Neutralidade mitigação Itaipu (4.899.669) -0,03%
Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS (1.624.458.258) -8,70%  
Total ( 592.356.015) -3,17%  

25. 
Em 7 de junho de 2022, foi aprovado no Congresso Nacional o Projeto de Lei nº 1.280/2022, 
que trata da devolução aos consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais 
que versam sobre a retirada do ICMS da base do PIS/COFINS. O Projeto de Lei, sancionado em 27 de junho 
de 2022, e publicada a Lei nº 14.385 na data de hoje, prevê a devolução da integralidade dos valores 
requeridos a Receita Federal (RFB) até o próximo processo tarifário. 
 
26. 
Embora pendente de sanção presidencial, dado que se trata de crédito líquido e certo, foi 
incluído neste processo tarifário um componente financeiro dos valores já aproveitados, bem como 
valores a serem aproveitados pela ENEL SP perante a RFB até junho/2023, que totalizam o valor atualizado 
de -R$ 1.624.458.258, reduzindo o efeito ao consumidor em 8,70%. 
 
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
 
27. 
Nos termos do Decreto nº 10.939/2022, da Resolução nº 2/2021 da CREG e da Medida 
Provisória nº 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear medidas de 
combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi aprovada a partir da 
Resolução Normativa nº 1.008/2022, de 15 de março de 2022. 
 
28. 
O Despacho nº 1.177/2022, de 3 de maio de 2022, indicou a data de 9 de maio para fixar 
os valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e 
permissionárias de distribuição de energia elétrica referentes aos montantes de recursos solicitados nos 
Termos de Aceitação às disposições do Decreto nº 10.939/2022. À ENEL SP foram repassados -R$ 
521.434.461,79, com impacto de -2,82% no efeito médio. 
 
c)  Decreto 11.027/2022 - Bônus de Itaipu 
 
29. 
Por meio do Despacho nº 1.192/2022 SGT/ANEEL, de 4 de maio de 2022, e com base no 
que consta no Processo nº 48500.007732/2007-09, foi informado que o saldo da Conta de 
Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu em 2021 foi positivo em R$ 947.768.999,02 e que não haverá 
o rateio e o crédito do bônus de Itaipu nas faturas de energia elétrica dos consumidores em 2022, em 
função da utilização desse saldo para a modicidade tarifária, de acordo com o Artigo. 16 do Decreto nº 
11.027/2022. 
 
30. 
Pela Carta Enel SP 119-2022-RB, de 9 de junho de 2022, e em atendimento ao art. 16 do 
citado Decreto, a distribuidora formalizou o interesse em diferir os pagamentos provenientes do repasse 
da potência contratada de Itaipu. 
 
31. 
A SGT procedeu ao rateio do Saldo da Conta de Comercialização de Itaipu entre as 
concessionárias, observando a necessidade de redução tarifária individual das distribuidoras. Segundo os 
critérios de rateio, os recursos alocados para a ENEL SP alcançam a monta de R$ 235.199.786, cuja 
aplicação resultou em uma atenuação tarifária de -1,26%. Ressalta-se que o detalhamento dos cálculos, 
os critérios de alocação do repasse do saldo da Conta de Comercialização de Itaipu para a modicidade 
tarifária, bem como o processamento dos diferimentos dos pagamentos à ENBPar constam no Processo

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

37. 
Nesse contexto, para fins de consideração da modicidade tarifária nos processos tarifários, 
propõe-se a criação de um componente específico, denominado CDE MODICIDADE ELETROBRAS, cujo 
valor corresponde à parcela da Distribuidora do montante destinado à modicidade, utilizando o fator de 
garantia física como parâmetro de rateio. 
 
38. 
Frise-se, que no processo tarifário subsequente, o valor poderá ser ajustado e as diferenças 
repassadas às tarifas, conforme regulamentação a ser proposta pela Agência. 
 
II.2. Efeito das Bandeiras Tarifárias 
 
39. 
Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das 
bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no período contribuiu para 
que a tarifa não sofresse aumento adicional de 17,31%. 
 
II.3. SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários  
 
40. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de julho/2022 a junho/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor 
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de 
julho/2021 a junho/2022. 
 
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
 
 
 
III. 
DIREITO 
 
41. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos:  a) Lei nº 9.427, de 1996; 
(b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009; e (d) Contrato de Concessão do Serviço Público de 
Distribuição de Energia Elétrica nº 162/1998-ANEEL. 
 
 
IV. 
DISPOSITIVO 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
1.619.089
       
32.715.502
     
34.334.592
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
(13.245)
           
118.135
          
104.890
          
Subsídio Distribuição
4.110
               
558.933
          
563.043
          
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(43.022)
           
582.470
          
539.448
          
Subsídio Rural
(2.603)
              
34.803
             
32.200
             
Subsídio Irrigante/Aquicultor
24
                    
323
                  
347
                  
Total
1.564.353
       
34.010.167
    
35.574.520
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 1 .619.089 3 2.715.502 3 4.334.592
Subsídio Geração Fonte Incentivada ( 13.245) 1 18.135 1 04.890
Subsídio Distribuição 4 .110 5 58.933 5 63.043
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 43.022) 5 82.470 5 39.448
Subsídio Rural ( 2.603) 3 4.803 3 2.200
Subsídio Irrigante/Aquicultor 2 4 3 23 3 47  
Total 1 .564.353 3 4.010.167 3 5.574.520  

42. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004948/2021-62, voto pela 
emissão da Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da ENEL SP, a 
vigorar a partir de 4 de julho de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores de 12,04%, sendo 18,03% para os consumidores em Alta 
Tensão – AT e 10,15% para os consumidores em Baixa Tensão - BT, e demais 
encaminhamentos; 
 
(ii) 
FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da ENEL SP; 
 
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e 
 
(iv) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia 
Elétrica – CCEE à ENEL SP, de modo a custear os descontos retirados da estrutura 
tarifária. 
 
 
Brasília, 28 de junho de 2022. 
 
(Assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor