VOTO  
 
PROCESSO: 48500.004917/2021-10 
 
INTERESSADOS: Enel Distribuição Ceará (Enel CE) 
 
RELATOR: Diretora Elisa Bastos Silva 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual da Enel Distribuição Ceará, a vigorar a partir de 22 de abril de 2022. 
I. 
R E L A T Ó R I O 
A Enel Distribuição Ceará (Enel CE) é concessionária1 do serviço público de distribuição de 
energia elétrica e atende aproximadamente 3,8 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de 
energia elétrica representa faturamento anual na ordem de R$ 6,47 bilhões. 
2. 
Por meio da Resolução Homologatória nº 2.859, de 22 de abril de 2021, foi aprovado o 
Reajuste Tarifário Anual da Enel CE, com efeito médio de 8,95% (oito vírgula noventa e cinco por cento) a 
ser percebido pelos consumidores. 
3. 
Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 44/2021, realizada em 8 de novembro de 2021, 
fui designada relatora do Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Enel CE. 
4. 
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. 
 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 001/1998-ANEEL.

5. 
Por sua vez, o Decreto n° 10.939, de 13 de janeiro de 2022, regulamentou a Medida 
Provisória n° 1.078/2021. 
6. 
Na 8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2022, realizada em 15 de março de 2022, 
a ANEEL aprovou a Resolução Normativa nº 1.008/2022, que dispõe sobre a Conta Escassez Hídrica, as 
operações financeiras, a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) 
para esses fins e os procedimentos correspondentes. 
7. 
Por meio da Carta ENEL CE 041-2022, de 7 de abril de 2022, a concessionária solicitou a 
utilização de recursos remanescentes da Conta Escassez Hídrica de forma a minimizar os impactos 
tarifários de seus consumidores em 2022. 
8. 
Em 14 de abril de 2022, o Conselho de Consumidores da Enel CE (Conerge) encaminhou 
cópia da Carta 25/2022 encaminhada a Enel CE, em que propôs à distribuidora a utilização de créditos de 
PIS/COFINS, diferimento de Parcela B, antecipação de créditos de Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente Reativo e utilização de valores disponíveis de escassez hídrica para atenuação do impacto do 
efeito tarifário.  
9. 
Por meio da Nota Técnica nº 53/2022-SGT/ANEEL, de 18 de abril de 2022, a 
Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual de 2022 da 
concessionária. 
10. 
É o relatório. 
 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
11. 
O Reajuste Tarifário Anual da Enel CE conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 24,85%, sendo 24,16%, em média, para os consumidores em Alta Tensão (AT) e 25,09%, 
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 
12. 
A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de custos 
que compõem a tarifa. 
13. 
O efeito médio de 24,85% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 12,88%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a um efeito de 0,55%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos 
no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 11,42%, conforme apresentado no 
Gráfico 1. 
 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
14. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

15. 
Os custos da Parcela A representam 62,5% dos custos da Concessionária. O aumento desses 
custos foi responsável por 7,30% 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 efeito 
tarifário médio de 4,02%. Destacam-se a CDE Uso, com impacto no efeito médio 
de 1,99%, o encargo EER/ESS, impacto é de 1,09%, e o Proinfa, com impacto de 
0,84%; 
b) 
Custos de Transmissão – esses custos variaram -14,3% em relação ao processo 
anterior e contribuíram para um efeito médio de -1,04%. 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 
5 de outubro de 2021; e 
c) 
Custos de aquisição de energia – variaram 9,6% e representaram um efeito 
tarifário de 4,32%. Contribuíram para esse efeito os custos decorrentes dos 
CCEARs e o contrato bilateral, atualizado pelo Índice Geral de Preços do Mercado 
(IGP-M). 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 
 
16. 
A Parcela B representou 37,5% dos custos da concessionária, impactando 5,58% do total 
do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
17. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2021 e 
março de 2022 do IGP-M (de  14,77%), subtraída do Fator X (de -0,39%), o que totaliza 15,16%.  
18. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem2 e com tributos3), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia 
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, 
além do pagamento dos encargos setoriais. 
 
 
2 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. 
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de Erro! Fonte de referência não encontrada. para o ICMS e de  
Erro! Fonte de referência não encontrada. para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de Erro! Fonte de referência não 
encontrada. por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa 
a majoração de Erro! Fonte de referência não encontrada. (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses 
tributos na base de cálculo. 
4,32%
0,88%
0,61%
0,47%
0,57%
0,24%
1,55%
0,02%
Total
CCEAR
Nova/Alt…
CCEAR
Nova/Alt…
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei 12.783/2013Bilateral
 Proinfa

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 
19. 
Os componentes financeiros 4  a serem recuperados no próximo período tarifário 
contribuíram com o efeito em 0,55% no atual reajuste da Enel CE. 
20. 
Os financeiros que mais impactaram o processo com valor positivo foram a CVA em 
Processamento – Energia, com efeito de 2,81%, em decorrência da diferença entre a cobertura concedida 
 
 
4 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
37,5%
Energia
43,7%
Transmissão
5,6%
PROINFA
2,2%
CDE
7,5%
ESS/EER
2,4%
Outros
1,1%
Encargos     
Setorias
13,2%
Distribuição
25,4%
Energia
29,6%
Transmissão
3,8%
Encargos Setoriais
8,9%
ICMS
28,8%
PIS/COFINS 3,4%
Tributos
32,2%

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, com efeito de 5,21%, em 
decorrência principalmente da diferença entre a cobertura concedida da CDE no último processo tarifário 
e os custos efetivamente incorridos e dos encargos EER/ESS  impactado pelo despacho de usinas fora da 
ordem de mérito. 
21. 
A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
192.968.779
       
2,81%
CVA em processamento -Transporte
17.318.811
          
0,25%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
357.970.083
       
5,21%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(8.294.819)
           
-0,12%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(24.193.294)
        
-0,35%
Sobrecontratação/exposição de energia
(47.891.368)
        
-0,70%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.939.428
            
0,03%
Previsão de Risco Hidrológico
138.698.632
       
2,02%
Reversão do Risco Hidrológico
(145.152.338)
      
-2,11%
Remanescente escassez hídrica
(136.287.149)
      
-1,99%
ICMS não compesando na compra de energia
17.070.276
          
0,25%
Reversão Diferimento - Parcela B
58.988.688
          
0,86%
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte
71.858.092
          
1,05%
TUSDg UFV Sol 1, 2 e 3 - NT 265/2021-SGT/ANEEL
1.350.565
            
0,02%
Neutralidade Conta Covid (incluso CDE Covid)
6.701.119
            
0,10%
CVA CDE Covid
11.822.757
          
0,17%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
(4.494.834)
           
-0,07%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula
(1.107.989)
           
-0,02%
Bandeira Escassez Hídrica - Energia
63.241.081
          
0,92%
Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER
(212.794.547)
      
-3,10%
Conta Escassez Hídrica - importação julho a agosto/2021
(27.764.772)
        
-0,40%
Conta Escassez Hídrica - diferimento de energia
(57.951.409)
        
-0,84%
Conta Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária
(47.842.842)
        
-0,70%
Neutralidade PIS/COFINS
13239321,16
0,19%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
(201.450.116)
      
-2,93%
Total
37.942.156
          
0,55%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 192.968.779 2,81%
CVA em processamento -Transporte 1 7.318.811 0,25%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 357.970.083 5,21%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 8.294.819) -0,12%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (24.193.294) -0,35%
Sobrecontratação/exposição de energia (47.891.368) -0,70%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1.939.428 0,03%
Previsão de Risco Hidrológico 138.698.632 2,02%
Reversão do Risco Hidrológico (145.152.338) -2,11%
Remanescente escassez hídrica (136.287.149) -1,99%
ICMS não compesando na compra de energia 1 7.070.276 0,25%      
    0,86%  
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte 7 1.858.092 1,05%
TUSDg UFV Sol 1, 2 e 3 - NT 265/2021-SGT/ANEEL 1.350.565 0,02%
Neutralidade Conta Covid (incluso CDE Covid) 6.701.119 0,10%
CVA CDE Covid 1 1.822.757 0,17%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 ( 4.494.834) -0,07%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 2 0 / 2 ( 012.110)7.989) -0,02%
Bandeira Escassez Hídrica - Energia 6 3.241.081 0,92%
Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER (212.794.547) -3,10%      
  (27.764.772) -0,40%    
  (57.951.409) -0,84%    
  (47.842.842) -0,70%    
    0,19%  
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins (201.450.116) -2,93%      
Total 3 7.942.156 0,55%      

22. 
O financeiro reversão do reperfilamento do custo de transporte, que foi incluído no 
processo tarifário de 2021, considerando uma estimativa de redução de custos de transporte que passaria 
a valer a partir de julho de 2021, foi atualizado e impactou em 1,05% o efeito tarifário. Essa reversão é 
necessária para evitar duplicidade de impacto, pois a diferença das tarifas de transporte é calculada pela 
CVA. 
23. 
Ressalta-se também que está sendo considerada a reversão do diferimento da Parcela B no 
reajuste tarifário de 2021, conforme consta na Resolução Homologatória nº 2.859/2021, atualizada pelo 
IPCA, cujo impacto é de 0,86%. 
24. 
Conforme consta na Carta ENEL 028-2022, validada pelo Memorando nº 92/2022-
SFF/ANEEL, de 31 de março de 2022, está sendo considerado financeiro referente à recomposição dos 
custos incorridos devido a não compensação de 100% dos créditos do Imposto de Circulação de 
Mercadorias e Serviços – ICMS, no período de março de 2021 a fevereiro 2022, atualizados pela SELIC. 
25. 
O financeiro TUSDg UFV Sol I, II e III se refere ao cumprimento de decisão judicial nos autos 
do processo nº 1030251-37.2019.4.01.3400, em atendimento ao Ofício nº 297/2021-DR/ANEEL, 
considerando as diferenças de tarifas e o mercado de referência para essas centrais geradoras pelo 
período de novembro/2021 a março/2022. 
26. 
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.  
27. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo: 
 
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica

28. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a 
Resolução nº 3/2021, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com aplicação 
de setembro/21 a abril/22. 
29. 
Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado 
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de 
bandeiras durante a vigência da Bandeira Escassez. 
30. 
Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica teve por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas 
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que esse déficit não fosse transferido para as tarifas, mas 
recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos tarifários e 
concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras. 
31. 
Ocorre que parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela 
distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez hídrica.  
32. 
Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e CVA) e 
neutralizar os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, tem sido conferido tratamento 
excepcional aos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de expurgar os custos cobertos pela 
bandeira escassez hídrica. 
33. 
Desse modo, no processo tarifário vigente, será considerado um componente financeiro 
negativo para expurgar o efeito dos custos não cobertos pelas Bandeiras e que foram considerados 
durante o ciclo da Bandeira Escassez; no processo tarifário subsequente, tal componente será revertido, 
devidamente atualizado pela Taxa Selic. 
34. 
Como consequência, estão sendo considerados componentes financeiros negativos, em 
energia e ESS, de -R$ 149.553.466, que amenizaram o efeito médio em -2,18%. 
 
Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL

35. 
Também está sendo considerado no processo tarifário valor relativo ao encargo Tarifário 
da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL no valor total de R$ 1.107.989, já 
atualizado pela Selic. 
 
 
Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
 
36. 
A contratação da operação financeira, conforme regulamento pela Resolução Normativa 
nº 1.008/2022, 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 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos aplicados no processo 
tarifário anterior à liberação dos recursos da operação financeira). 
 
37. 
Em 25 de março de 2022, a concessionária protocolou a Carta ENEL CE 028-2022, 
solicitando a inclusão de valores relacionados (i) ao Programa de Incentivo à Redução Voluntária do 
Consumo de Energia Elétrica, no valor de R$ 47.842.842; (ii) à importação de energia no período de julho 
e agosto de 2021 no valor de R$ 27.764.772; e (iii) diferimento de energia, no valor de R$ 57.951.409, 
cujos impactos somados representam -1,95% no efeito médio. 
 
38. 
Além disso, em virtude de deliberação da diretoria Colegiada na 3ª Reunião Pública 
Extraordinária de 2022, proponho a consideração de componente financeiro negativo no valor de 
R$ 136.287.149. Esse valor refere-se à realocação de valores já aprovados pela Resolução Normativa nº 
1.008/2022 e não utilizados no processo de Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Light Serviços de 
Eletricidade S.A e de permissionárias de distribuição. 
 
Créditos do PIS/Pasep e da COFINS decorrentes de decisão judicial  
39. 
A metodologia de devolução aos consumidores de créditos originários de decisão judicial 
favorável à exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/Pasep e da Cofins, nos quais figuraram como

autores concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica, encontra-se em análise no 
âmbito da Consulta Pública nº 05/2021. 
40. 
Por meio do Despacho nº 361, de 9 de fevereiro de 2021, a diretoria colegiada decidiu que 
em situações excepcionais, nos quais haja possibilidade de aumento tarifário expressivo, poderia ser 
aprovado o uso de parte dos créditos de PIS/COFINS, mesmo antes da conclusão da referida Consulta 
Pública. Na época, decidiu-se que a utilização desses créditos seria limitada a 20% do valor total envolvido 
na ação judicial. O limite foi estabelecido apenas para não inviabilizar financeiramente o serviço, posto 
que a utilização desses recursos pela distribuidora segue dinâmica própria do rito tributário.  
41. 
Cabe destacar que o voto condutor da decisão já esclarecia que “a Aneel terá a total gestão 
de tais valores, podendo assim determinar a antecipação da devolução, hipótese em que terá como limite 
apenas não inviabilizar financeiramente o serviço. Diante de cenários em que sejam verificados, a qualquer 
momento, que a distribuidora já efetivou compensações em montantes superiores ao inicialmente 
estimados e diante de situações especiais, nas quais haja necessidade de atenuar saltos tarifários severos 
(efeito serrote), a Aneel poderá fazer uso dos recursos, independentemente da concordância do 
permissionário ou concessionária”.  
 
42. 
No caso concreto da Enel CE, o Tribunal Regional Federal reconheceu o direito da exclusão 
do ICMS das bases de cálculo do PIS e da COFINS, sendo o valor já habilitado pela Receita Federal de R$ 1,5 
bilhão. Desse total, no processo tarifário de 2021 da Enel CE, a concessionária solicitou a consideração do 
valor de R$ 386,2 milhões, correspondente a cerca de 26% do valor atualizado da ação. 
 
43. 
Dessa forma, conforme a motivação da decisão firmada no Despacho nº 361/2021, e tendo 
em vista o elevado efeito tarifário médio do processo ora em análise, proponho a consideração do 
montante de -R$ 201.450.116,03, correspondente aos valores dos créditos recuperados e efetivamente 
já aproveitados pela distribuidora até março de 2022 e dos previstos para os próximos 6 (seis) meses5.  
 
 
5 É de conhecimento da Agência que a distribuidora já aproveitou, até fevereiro de 2022, R$503,6 milhões, dos quais R$ 386,2 
milhões foram considerados no processo tarifário de 2021. Considerando a estimativa de compensação mensal de R$ 12 
milhões mensais, avalia-se que o valor de R$ 72 milhões é passível de compensação nos 6 meses subsequentes ao reajuste 
tarifário. Portanto, propõe-se a consideração do valor total de R$ 201,4 milhões (503,6-386,2+12 (referente a março/2022) + 
72).

44. 
Esse encaminhamento resulta em redução de 2,93% no índice de reajuste da Enel CE e está 
de acordo com decisões prévias deste colegiado, tomadas em outros processos tarifários em cujos 
impactos ao consumidor também eram expressivos. 
 
Evolução da Tarifa B1 
45. 
O Gráfico 5 demonstra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 
10 anos (103,1%), comparada com as variações do IGP-M (143,9%) e do IPCA (83,3%) no mesmo período. 
 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
46. 
A tarifa percebida pelo consumidor BT na área de concessão da Enel CE, considerando a 
bandeira de escassez hídrica, hoje é de R$ 730,78/MWh. O fim da bandeira escassez hídrica representou 
uma redução de 19,4% nas tarifas percebidas pelo consumidor. Dessa forma, o reajuste tarifário ora em 
discussão resultará em impacto tarifário praticamente nulo para o consumidor residencial B1. 
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários

47. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de abril/2022 a março/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 
abril/2021 a março/2022. 
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
48. 
Destaca-se que em virtude de fiscalização realizada pela Agência Reguladora do Estado do 
Ceará (ARCE), foi identificada necessidade de ajustes do faturamento das centrais geradoras eólicas Dunas 
de Paracuru e Taiba. A fiscalização registrou que a Enel CE concedeu descontos indevidos que devem ser 
devolvidos à CDE. Conforme calculado pela SGT, considerando os montantes e as tarifas dos respectivos 
processos tarifários, em que foram concedidos os descontos, obtém-se o valor de R$ 7.529.453,13 de 
descontos concedidos indevidamente, que atualizados pela SELIC, resulta em R$ 13.801.461,94 a ser 
devolvido para a CDE. 
III. 
D I R E I T O 
49. 
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 001/1998-ANEEL. 
Tipo
Ajuste
Previsão
Repasse CDE
Subsídio Carga Fonte Incentivada
603,003
           
8,934,540
        
9,537,542
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
(125,661)
          
2,312,543
        
2,186,883
        
Subsídio Distribuição
-
                    
-
                    
-
                    
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
44,455
             
494,665
           
539,119
           
Subsídio Rural
(266,566)
          
3,401,365
        
3,134,799
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
258,633
           
6,319,638
        
6,578,271
        
Total
513,863
           
21,462,751
     
21,976,615

IV. 
D I S P O S I T I V O 
50. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004917/2021-10, voto por EMITIR 
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual das tarifas da Enel CE, a vigorar 
a partir de 22 de abril de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 24,85%, sendo 24,16% para os consumidores em alta tensão  e 
25,09% para os consumidores em baixa tensão; 
(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 CE; 
(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 CE, de modo a custear os descontos retirados da estrutura 
tarifária. 
(v) 
HOMOLOGAR o valor da devolução, de R$ 13.801.461,94 (treze milhões e 
oitocentos e um mil quatrocentos e sessenta e um reais e noventa e quatro 
centavos) a ser efetuada pela distribuidora ao fundo da CDE. 
 
 
 
Brasília, 19 de abril de 2022. 
 
(Assinado digitalmente) 
ELISA BASTOS SILVA 
Diretora