REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 12536/2022
Tipo de documento: voto
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-08-29
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.003566/2021-11 e 48500.002245/2022-66 (DEC e FEC)
INTERESSADO: Cooperativa Aliança
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos
Serviços de Distribuição - SRD
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Cooperativa Aliança, a vigorar a partir de
29/08/2022, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção
por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2023 a 2027, após conclusão da fase da Consulta
Pública nº 28/2022.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 145/2002, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Cooperativa Aliança - Cooperaliança,
estabelece a data de 29 de agosto de 2022 para a realização da Revisão Tarifária Periódica da
concessionária.
2. As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos
de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura
tarifária.
3. Em 8 de novembro de 2021, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 44/2021, o presente
processo foi distribuído a minha relatoria.
1.0081,
4. A Resolução Normativa nº de 15 de março de 2022, dispôs sobre a Conta Escassez
Hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE.
5. Em 8 de maio de 2022, por meio do Memorando nº 88/20222 a Superintendência de
Regulação dos Serviços de Distribuição informou os montantes apurados de perdas elétricas na
distribuição da concessionária.
1 Disponível em
2 Documento SIC nº 48554.000818/2022-00

6. Em 24 de maio de 2022, durante a 18ª RPO da Diretoria Colegiada da ANEEL, o resultado
preliminar da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Cooperativa Aliança foi apresentado, sendo
instaurada a Consulta Pública nº 28/2022, realizada entre 25 de maio de 2022 e 9 de julho de 2022, para
colher subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022
da Cooperaliança.
7. Em 24 de junho de 2022, a ANEEL realizou Audiência Pública virtual na qual foram
apresentados o resumo da metodologia empregada nos processos de revisão tarifária, os resultados
preliminares do reposicionamento tarifário e os limites dos indicadores de continuidade de Duração
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção
por Unidade Consumidora – FEC, para 2023 a 2027.
8. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista o processo de desestatização da Eletrobrás
indicado na Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu autorizar a
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT a aplicar os procedimentos e realizar o tratamento tarifário
associado ao rateio do aporte inicial decorrente da capitalização da Eletrobrás, conforme proposta
preliminar indicada na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL3, de 20 de junho de 2022, sendo instituída,
portanto, a CDE Modicidade Eletrobrás.
9. Em 22 de julho de 2022, foi emitida a Nota Técnica nº 50/2022-SRD/ANEEL4, que
apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para a proposta de estabelecimento dos limites
dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Cooperaliança,
para os anos de 2023 a 2027.
10. Em 25 de julho de 2022, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF,
206/2022-SFF/ANEEL5,
por intermédio do Memorando nº informou a validação dos dados para a
composição da Base de Remuneração da distribuidora.
11. Em 4 de agosto de 2022, por meio do Memorando nº 222/2022-SFF/ANEEL6 foram
prestadas as informações concernentes à validação de pagamentos da Parcela A, Garantias Financeiras,
Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos da distribuidora.
54/2022-SGT/ANEEL7,

12. No mesmo dia, por meio da Nota Técnica nº a SRD realizou a análise
das contribuições referentes às perdas de distribuição recebidas na Consulta Pública nº 28/2022,
concluindo pela manutenção dos valores informados no Memorando nº 88/2022-SRD/ANEEL8.
3
Documento SIC nº 48581.001709/2022-00.
4 Documento SIC nº 48554.001507/2022-00.
5 Documento SIC nº 48536.002669/2022-00.
6 Documento SIC nº 48536.002808/2022-00.
7 Documento SIC nº 48554.001722/2022-00.
nº
8 Documento SIC 48554.000818/2022-00.

13. Tendo em vista a ausência de contribuições relatas à sua competência na Consulta Pública
nº 28/2022, a SGT não emitiu nota técnica de análise de contribuições.
14. Nos dias 15 e 17 de agosto de 2022, foram realizadas reuniões com os representantes da
Cooperaliança9 e do seu conselho de consumidores10, respectivamente, para tratar do resultado final da
revisão tarifária da distribuidora.
15. No dia 17 de agosto de 2022, a proposta final do cálculo da revisão tarifária foi
encaminhada, via e-mail, à Cooperaliança e ao conselho de consumidores11.
16. Por fim, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica
nº 167/2022-SGT/ANEEL12, de 18 de agosto de 2022, consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica
da Cooperaliança.
II – FUNDAMENTAÇÃO
17. Trata – se da análise do resultado do processo de Revisão Tarifária Periódica de 2022 da
Cooperativa Aliança, a vigorar a partir de 29 de agosto de 2022, e definição dos correspondentes limites
dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC
e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2023 a
2027, após conclusão da fase da Consulta Pública nº 28/2022.
18. A revisão das tarifas da Cooperaliança, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 6,24%, sendo de 3,46%, em média, para os
consumidores conectados na alta tensão e de 8,16%, em média, para os consumidores conectados na
baixa tensão.
19. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1.
Tabela 1. Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 3,46%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,16%
Efeito Médio AT+BT 6,24%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
9 Documento SIC nº 48581.002187/2022-00
10
Documento SIC nº 48581.002189/2022-00
11 Documento SIC nº 48581.002188/2022-00.
12 Documento SIC nº 48581. 002176/2022-00.

20. O efeito médio de 6,24% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas
A e B, com efeito tarifário de 11,05%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de 7,14%; (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de -2,92%; e (iv) da subvenção prevista na Lei 14.299/2022, de 5 de jaeniro de 2022, que
representou o impacto de -9,03%.
21. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
9,36%
7,14%
6,24%
3,05%
0,65%
0,00%
-2,02%
-2,92%
-9,03%

Encargos Transporte Energia RI Distribuição Financeiros Retirada de Efeito Lei Efeito
2022 Financeiros 14.299/2022 Médio
Gráfico - 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
22. O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com
a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes.
23. A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores
atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para o efeito
médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária.

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária

Receita Receita Requerida Participação
Variação Participação

Verificada (R$) (R$) na Receita
na Revisão

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 82.392.645 | 93.759.780 | 13,8% | 10,40% | 77,2% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 17.253.431 | 27.487.029 | 59,3% | 9,36% | 22,6% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 130.010 | 132.162 | 1,7% | 0,00% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 13.025.415 | 19.906.891 | 52,8% | 6,29% | 16,4% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | (2.510.000) | 0,0% | -2,30% | -2,1% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 956.638 | 5.567.368 482,0% | 4,22% | 4,6% |  |
| PROINFA | 2.149.824 | 3.322.149 | 54,5% | 1,07% | 2,7% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 991.542 | 1.068.458 | 7,8% | 0,07% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 20.706.590 | 24.043.997 | 16,1% | 3,05% | 19,8% |
| MUST Itaipu | - | 416.696 | 0,0% | 0,38% | 0,3% |
| Transporte de Itaipu | - | 598.525 | 0,0% | 0,55% | 0,5% |
| Uso do sistema de distribuição | 20.706.590 | 23.028.776 | 11,2% | 2,12% | 19,0% |
| Custos de Aquisição de Energia | 44.369.009 | 42.161.403 | -5,0% | -2,02% | 34,7% |
| Receitas Irrecuperáveis | 63.616 | 67.351 | 5,9% | 0,00% | 0,1% |
| PARCELA B | 26.956.699 | 27.669.405 | 2,6% | 0,65% | 22,8% |
| Custos Operacionais | 16.747.712 | 16.375.435 | -2,2% | -0,34% | 13,5% |
| Anuidades | 2.654.303 | 2.941.992 | 10,8% | 0,26% | 2,4% |
| Remuneração | 6.194.789 | 6.978.314 | 12,6% | 0,72% | 5,7% |
| Depreciação | 3.901.875 | 4.146.688 | 6,3% | 0,22% | 3,4% |
| UD+ER+OR | (2.541.979) | (2.773.024) | 9,1% | -0,21% | -2,3% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 109.349.344 | 121.429.185 | 11,05% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 7.808.264 | 7,14% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | (92.524) | -0,08% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 789.181 | 0,72% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 6.295.128 | 5,76% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (48.162) | -0,04% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 857.134 | 0,78% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 284.650 | 0,26% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (700.018) | -0,64% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 7.595 | 0,01% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (156.203) | -0,14% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 75.393 | 0,07% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | (195.389) | -0,18% |  |  |  |
| Previsão do Risco Hidrológico | 4.304.973 | 3,94% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (2.060.977) | -1,88% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (348.854) | -0,32% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (1.203.663,38) | -1,10% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,92%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores (Sem Lei 14.299/2022) 15,26%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores (Com Lei 14.299/2022) 6,24%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT
24. O reposicionamento econômico de 11,05% é derivado das variações de custos da Parcela
A e da Parcela B.
Parcela A

25. A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais,
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica,
inclusive a geração própria. A Parcela A representou 77,2% dos custos da concessionária, com impacto
tarifário de 10,40%.
26. Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 9,36%, com destaque para a
nova cota de CDE (Uso) de 2022 para a distribuidora, cujo efeito foi de 6,29%, o aumento dos ESS e EER,
com impacto de 4,22%, e do Proinfa, com impacto de 1,07%.
27. Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,30% associada à nova
CDE Modicidade Eletrobrás, cuja aplicação da proposta preliminar de regulamentação, disposta na Nota
Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL, de 20 de junho de 2022, foi autorizada pela Diretoria Colegiada da ANEEL.
28. Os custos de transporte impactaram a revisão em 3,05%, decorrente, principalmente, da
aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) da Celesc, conforme Resolução
Homologatória nº 3.094/2022, de 16 de agosto de 2022, que contribuiu com 2,12%. Também contribuiu
para o impacto, o custos de transporte e MUST associados à energia proveniente de Itaipu, que
impactaram o processo em 0,55% e 0,38%, respectivamente.
29. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a uma
variação no efeito médio de -2,02%, destacando-se a redução de custo da energia decorrente da
substituição do contrato suprimento, junto a Celesc Distribuição S.A., por contrato realizado mediante
licitação pública, com a Copel Geração Ltda, que contribuiu com impacto de -2,66%.
Perdas Regulatórias
30. As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist,
resultando no valor de 6,55% em relação à energia injetada, conforme Memorando nº 88/2022SRD/ANEEL.
31. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis.
32. No caso da Cooperaliança, o ponto de partida para o ano de 2002 foi estabelecido em
0,28% sobre o mercado de baixa tensão faturado, sem trajetória de redução ao longo do ciclo.
Custos da Parcela B
33. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela

distribuidora. A Parcela B variou 2,6% em relação ao processo anterior, impactando em 0,65% o processo
tarifário.
34. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de
comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.
35. No caso da Cooperaliança, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está
dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo que os novos valores reconhecidos
nas tarifas não deverão sofrer adequação ao longo do ciclo. Sendo assim, o componente T do Fator X foi
definido como 0,00%.
36. O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo
de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos realizados e visa
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de
Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos investimentos de curto período de
recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos e em toda a infraestrutura de
edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço.
37. A remuneração do capital variou 12,6% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas,
o que representou impacto tarifário de 0,72%. A situação adveio do aumento da Base de Remuneração
Líquida, conforme indicado no Gráfico 3.
14,0%
- 1,4%
112,6%
100,0%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária

38. A quota de reintegração regulatória variou 6,3% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto de 0,22%. O aumento proveio da variação da Base de
Remuneração Bruta e do aumento da taxa média de depreciação, em relação a última revisão tarifária (de
3,86% para 3,98%). O Gráfico 3 demonstra ambos os efeitos.
3,9%
2,4%
100,0% 106,3%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
39. A cobertura para anuidades variou 10,8% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas,
com impacto de 0,26% na revisão. Esse resultado proveio da atualização da Base de Remuneração
Regulatória, da qual o cálculo das anuidades depende.

15,0%
-4,2%
110,8%
100,0%

Anuidades Efeito Efeito Base de Anuidades
Processo Anterior WACC Anuidades Revisão
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre as anuidades
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
40. A outras receitas (OR) se referem as receitas de atividades relacionadas com a concessão
de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser classificadas em duas
categorias, conforme sua natureza: "receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica", que
são as relativas aos serviços cobráveis; e "receitas de atividades acessórias", que são atividades de
natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e risco das
concessionárias.
41. A Resolução Normativa nº 1.000/2021 estabelece a obrigatoriedade da cobrança de
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de conexão,
sendo esta chamada "Ultrapassagem de Demanda" (UD), e de montantes de energia reativa e demanda
de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, sendo chamado
"Excedente de Reativos" (ER).
42. O efeito tarifário referente a ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras
receitas nesta revisão tarifária foi de -0,21%.
Componentes Financeiros
43. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão:

Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | (92.524) | -0,08% |
| CVA em processamento - Transporte | 789.181 | 0,72% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 6.295.128 | 5,76% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (48.162) | -0,04% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 857.134 | 0,78% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 284.650 | 0,26% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (700.018) | -0,64% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 7.595 | 0,01% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (156.203) | -0,14% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 75.393 | 0,07% |
| Ajuste CUSD | (195.389) | -0,18% |
| Previsão do Risco Hidrológico | 4.304.973 | 3,94% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (2.060.977) | -1,88% |
| Conselho de Consumidores | (348.854) | -0,32% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (1.203.663) | -1,10% |
| Total | 7.808.264 | 7,14% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
44. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos
Setoriais, com 5,76%, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito, bem como
do aumento do encargo de CDE Uso para o ano de 2022 em relação à cobertura considerada no RTA de
2021.
45. Com relação aos financeiros negativos, destacam-se os itens de mitigação de efeito os quais
são descritos na seção seguinte.
II.1. Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários
46. Além do mecanismo econômico da CDE Modicidade Eletrobrás, foram estudados e
elaborados mecanismos financeiros para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano,
com intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a
sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos
financeiros foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo.
a) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
47. 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.

48. 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 Cooperaliança foram repassados o total
atualizado de R$ 1.203.663,38 valor que foi considerado como componente financeiro para atenuar o
efeito do atual processo tarifário em 1,10%.
Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de
melhoria da qualidade
49. O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O objetivo é
compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o
que contribui para a modicidade tarifária.
50. O componente de produtividade do Fator X – Pd, calculado de forma ex-post para a
distribuidora, se denomina índice de ajuste de mercado nesta revisão, considera os ganhos potenciais de
produtividade no ano anterior à revisão tarifária (período de referência), e o período em que as tarifas
definidas na revisão estarão vigentes. O Fator de Ajuste de Mercado, calculado para aplicação na atual
revisão tarifária, é de 1,63%.
51. O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses
custos ao longo do ciclo tarifário. E como a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está
dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, o componente T a ser aplicado nos reajustes
subsequentes da Cooperaliança é de 0,00%.
52. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da
Qualidade busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre
as concessionárias, ajusta o valor da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos
indicadores de qualidade técnico e comercial da distribuidora. O Fator de Ajuste de Qualidade, calculado
para aplicação na atual revisão tarifária, foi definido em 0,59%.

Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão
53. A Tabela 4 ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada em Audiência
Pública e o resultado da revisão tarifária.
Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão

CP 28/2022 Final Variação CP Final
Receita Receita Receita Participação Participação Variação
Descrição

| Requerida | Requerida | Requerida na Revisão na Revisão | Total |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| (R$) | (R$) | Final/CP | % | % |  |  |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 96.033.362 | 93.759.780 | -2,4% | 7,40% | 10,40% | 2,99% |
| Encargos Setoriais | 27.456.156 | 27.487.029 | 0,1% | 7,93% | 9,36% | 1,43% |
| Custos de Transmissão | 25.564.791 | 24.043.997 | -5,9% | 3,27% | 3,05% | -0,2% |
| Custo de Aquisição de Energia | 42.930.577 | 42.161.403 | -1,8% | -3,82% | -2,02% | 1,8% |
| PARCELA B | 29.393.382 | 27.669.405 | -5,9% | 0,79% | 0,65% | -0,14% |
| Reposicionamento Tarifário | 125.426.744 121.429.185 | -3,19% | 8,20% | 11,05% | 2,85% |  |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 12.315.240 | 7.808.264 | 10,62% | 7,14% | -3,48% |  |
| Retirada dos Financeiros do Processo Anterior | -2,89% | -2,92% | -2,89% | -2,92% | -0,04% |  |
| Efeito Médio (sem Lei 14.299/2022) | 15,93% | 15,26% | 15,93% | 15,26% | -0,67% |  |
| Efeito Médio (com Lei 14.299/2022) | - | 6,24% | - | 6,24% | -9,70% |  |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
54. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Consulta
Pública foram:
a) Mercado - Na fase consulta pública não estavam disponíveis os dados de mercado dos
meses de abril a julho/2022 de modo que estes foram projetados a partir dos dados do mês
de março/2022, ao passo que na fase final foram utilizados dados reais até junho/2022.
Ocorre que o mercado realizado na versão final foi menor que o estimado na fase de CP, o
que provocou aumento do efeito tarifário calculado, visto que custos, alguns dos quais de
natureza fixa, são divididos por uma base menor de clientes. No caso específico da
Cooperaliança, cita-se como exemplo o valor total da receita econômica requerida, cujo
valor total estimado na fase de AP foi de R$ 125,4 milhões e de R$ 121,4 milhões na fase
final. A despeito da redução de 3,19%, em função da redução do mercado, a contribuição
para o efeito médio associada subiu 2,85%, de 8,20% para 11,05%.
b) Encargos - O efeito associado aos Encargos Setoriais sofreu variação 1,43%. Além da
variação do mercado, impactou positivamente o efeito: (i) o aumento do encargo de CDE
Uso em relação ao valor provisório considerado na fase de AP, com variação de efeito de
1,00%; (ii) do aumento do encargo de Serviço de Sistema e Energia de Reserva (ESS/EER)
em relação ao previsto na fase de AP, com variação no efeito de 2,55%. Por outro lado, a
nova comonente CDE Modicidade Eletrobrás, não considerada na fase de AP, amenizou o
aumento em -2,30%;

c) Energia - Com relação à compra de Energia, houve aumento do efeito de 2,02%, em
função do maior custo da energia proveniente das usinas cotistas, abarcadas pela Lei nº
12.783/2012, e proveniente de Itaipu.
d) Financeiros - Já os componentes financeiros variaram -2,85%, em comparação ao
apresentado na CP. A diferença decorreu, principalmente da Diferença entre os valores de
CVA Encargos apurados na fase final em relação às estimativas consideradas na fase
Consulta Pública, com impacto na variação do efeito de -3,08%.
e) Lei 14.299/2022 – Conforme indicado na Tabela 4 - na fase final dos estudos a
contribuição para o efeito médio associada à Lei 14.299/2022 foi de -9,03%. Cabe destacar
que, na fase de Consulta Pública, a redução tarifária correspondente não pôde ser estimada
em função da não disponibilidade das tarifas finais da Celesc.
Subvenção da CDE e composição das Tarifas
55. A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período
de competência de agosto/2022 a julho/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
agosto/2021 a julho/2022. Cabe esclarecer que o montante mensal indicado abarca a subvenção
estabelecida na Lei 14.299/2022, que individualmente enseja repasse mensal de R$ 1.107.087,95.
Tabela 5 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | (24.540) | 318.828 | 294.288 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 590 | 3.893 | 4.483 |
| Subsídio Rural | (2.647) | 38.178 | 35.531 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (201) | 505 | 304 |
| Subvenção Lei 14.299/2022 | (17.040) | 1.124.128 | 1.107.088 |
| Total | (43.838) | 1.485.532 | 1.441.694 |

56. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, sem
713.
e com tributos são mostrados nos Gráficos 6 e
13 No Gráfico 6, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 7, foram considerados
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS,
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.

Transporte
19,8%
RI
0,1% PROINFA
2,7%
Energia
34,7%
CDE
14,3%
Encargos ESS/EER
22,6%
4,6%
Outros
Distribuição
1,0%
22,8%
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
Engargos
RI
17,2%
0,0%
Transporte
15,0%
ICMS
23,7%
Energia
Tributos
26,3%
24,2%
Distribuição PIS/COFINS
17,3% 0,4%
Gráfico 7. Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
57. O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi
obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de
2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada na Seção 8.2 do Módulo 8 do
PRODIST14.
14 "Limites de continuidade do serviço.
209. Para o estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC, as distribuidoras devem
enviar à ANEEL suas BDGD, conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus
conjuntos de unidades consumidoras.

58. No Gráfico 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos para
a Cooperaliança. Em relação aos limites globais propostos para os anos de 2023 a 2027, é proposta uma
redução anual de 4,00% no FEC, bem como a manutenção do valor do DEC.
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - Cooperaliança
7,00
6,00

5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00
5,00

5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00
4,00
4,00 4,00 4,00
6,46 6,56
3,00
5,74
5,46 5,43
5,07
4,46 4,63 4,41

4,19 4,08 4,07 4,12
2,00 4,03
2,83 2,86
1,00
0,00

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite DEC Limite Proposto FEC Limite Proposto
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Cooperaliança.
Fonte: Nota Técnica nº 0019/2022–SRD/ANEEL.
59. Para avaliar a consistência dos limites globais da Cooperaliança, apresenta-se, nos Gráficos
9 e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul. Observa-se
que os limites de DEC e FEC da DIstribuidora já são os menores da região.
210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser aplicado o
seguinte procedimento:
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o desempenho
dos conjuntos semelhantes; e
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, para a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.

Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul com NUC < 1 mi
18,00
16,00
14,00
COOPERALIANÇA
12,00 COCEL
DCELT
(horas)
DEMEI
10,00
EFLJC
Limite
EFLUL
8,00
DEC ELETROCAR
FORCEL
HIDROPAN
6,00
MUXENERGIA
UHENPAL
4,00
2,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 0019/2022–SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul com NUC < 1 mi
16,00
14,00
12,00
COOPERALIANÇA
COCEL
(interrupções) 10,00 DCELT
DEMEI
EFLJC
8,00
EFLUL
Limite
ELETROCAR
FEC 6,00 FORCEL
HIDROPAN
MUXENERGIA
4,00
UHENPAL
2,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul
Fonte: Nota Técnica nº 0019/2022–SRD/ANEEL.
60. A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 4 apresenta os valores pagos e o número de
compensações efetuadas pela Cooperaliança entre 2017 e 2021:
Tabela 4. Compensações efetuadas pela Cooperaliança.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2017 13.939 16.760,60
2018 3.268 3.554,98
2019 10.103 16.678,15
2020
7.035 27.969,99

2021 8.242 9.234,78
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
61. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.;
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009;
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret;
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional – Prodist;
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 145/2002.
IV – DISPOSITIVO
62. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 145/2002 e no que constam
dos Processos nº 48500.003566/2021-11 e nº 48500.002245/2022-66, voto no sentido de APROVAR o
resultado da revisão tarifária periódica de 2022 da Cooperativa Aliança, na forma da minuta de Resolução
Homologatória anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica, a vigorar a partir de 29/08/2022,
que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 6,24%, sendo 3,46%,
em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 8,16%, em média, para
os consumidores conectados na Baixa Tensão;

b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;
c) APROVAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à
Cooperaliança, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
d) DEFINIR os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
e) FIXAR o componente T do Fator X em 0,00%;
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2023
a 2027 a serem observados pela Cooperaliança; e
g) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2023 a 2026,
conforme tabela abaixo:

2023 2024 2025 2026
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 6,5458% 6,5458% 6,5458% 6,5458%
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 0,2793% 0,2793% 0,2793% 0,2793%
Brasília, 23 de agosto de 2022.
(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor