REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2908/2021
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica de Arapoti - Ceral DIS.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-07-28
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL
Em, 20 de julho de 2021
Processo: 48500.005052/2020-10.
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD
referentes às Permissionárias de Distribuição de
Energia Elétrica com aniversário contratual em 30 de
julho de 2021.
I - DO OBJETIVO
1. Esta Nota Técnica apresenta os resultados dos processos tarifários das
Permissionárias de Distribuição de Energia Elétrica com aniversário contratual em 30 de julho de
2021. Os resultados foram calculados em conformidade com as disposições legais e normativas
pertinentes e segundo as regras estabelecidas nos Contratos de Permissão de Distribuição. O
detalhamento dos cálculos do processo tarifário de cada permissionária é apresentado no Anexo 1.
II - DOS FATOS
2. Os Contratos de Permissão têm por objetivo a regulação da exploração, pela
permissionária, de serviços públicos de distribuição de energia elétrica. Estes Contratos preveem a
periodicidade dos processos tarifários que podem ser do tipo: Reajuste Tarifário Anual ou Revisão
Tarifária Periódica. Os Reajustes ocorrem anualmente, nas datas de aniversário contratual, exceto
quando acontecem as Revisões, a cada 4 anos.
3. A Resolução Normativa nº 704, de 22 de março de 2016, aprovou o Submódulo 8.4 e
a revisão dos Submódulos 8.1, 8.2 e 8.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, que
definem as regras de reajuste e de revisão tarifária das permissionárias de serviço público de
distribuição de energia elétrica e minuta de termo aditivo ao contrato de permissão.
4. As permissionárias com aniversário contratual em 30 de julho de 2021 seguem
metodologia estabelecida pelo PRORET 8.4. A Tabela 1 detalha as informações das permissionárias,
bem como o processo tarifário a qual estão submetidas.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 48500.0005053/2020-64

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Fls. 2 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Tabela 1. Permissionárias com data de aniversário contratual em 30 de julho de 2021
Número do Tipo de Processo

Sigla Permissionária Carta
Contrato Tarifário
Reajuste

Ceral Dis Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica de Arapoti Ltda 14/2008 Ofício 007/2021-Ceral DIS, de 29/06/2021
Tarifário Anual
Reajuste

Ceriluz Cooperativa Regional de Energia e Desenvolvimento Ijuí Ltda 36/2010 Carta Ceriluz nº 075/2021, de 30 de junho de 2021
Tarifário Anual
Reajuste

Ceris Cooperativa de Eletrificação da Região de Itapecerica da Serra 05/2008 Tarifário Anual Ofício nº 059/2021, de 30 de junho de 2021
Revisão

Cermissões Cooperativa de Distribuição e Geração de Energia das Missões 30/2010 Tarifária Of 21/2021
Periódica
Reajuste

Cernhe Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento Rural da Região de Novo Horizonte 12/2008 Tarifário Anual Ofício 01/2021
Revisão

Certaja Cooperativa Regional de Energia Taquari Jacui 15/2008 Tarifária OF.RM.Id 39/2021, de 28/6/2021
Periódica

Certel Cooperativa de Distribuição de Energia Teutônia 33/2010 Reajuste Carta ENER 048/2021, de 25/06/2021
Tarifário Anual
Revisão

Cooperluz Cooperativa Distribuidora de Energia Fronteira Noroeste 32/2010 Tarifária Ofpres nº15/2021, de 30 de junho de 2021
Periódica
Revisão

Coprel Coprel Cooperativa de Energia 31/2010 Tarifária DIR-E 001/2021, de 30/06/2021
Periódica
Reajuste

Creluz Cooperativa de Distribuição de Energia 39/2010 Tarifário Anual Ofícios: 96/21, de 29/6/21 - 101/21 e 102/21, de 15/7/21
Creral Cooperativa Regional de Eletrificação Rural do Alto Uruguai 41/2010 Reajuste Ofício Creral-Dis nº. 017/2021
Tarifário Anual
Reajuste

Cerfox Cooperativa de Distribuição de Energia Fontoura Xavier 04/2018 Carta CEFOX , 30/06/2021
Tarifário Anual
Reajuste

Certhil Cooperativa de Distribuição de Energia Entre Rios Ltda. 05/2018 Ofício 87/2021, de 30/06/2021
Tarifário Anual
Reajuste

Castro Dis Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica de Castro 06/2018 Tarifário Anual Ofício 008/2021
Celetro Cooperativa de Eletrificação Centro Jacuí Ltda. 001/2020 Reajuste Corresp. Presid. 027/2021, de 30/06/2021
Tarifário Anual
5. Em 17/05/2021, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças – SAF, as permissionárias encontram-se adimplentes
com suas obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista
o disposto no art. 10 da Lei n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de
15/03/2004.
III - DOS PROCESSOS TARIFÁRIOS
6. Para o cálculo tarifário, a receita anual da permissionária é dividida em duas parcelas:
a "Parcela A", formada pelos custos relacionados às atividades de geração e transmissão de energia,
além dos encargos setoriais; e a "Parcela B", formada por custos diretamente gerenciáveis pela
permissionária, próprios da atividade de distribuição.
7. O cálculo tarifário também compreende o cálculo dos componentes financeiros, que
não compõem a Parcela A e B da permissionária, mas que são acrescentados ou subtraídos das
tarifas finais pagas pelos consumidores para compensação nos 12 meses subsequentes ao reajuste
tarifário em processamento.
8. Os processos tarifários da Cooperluz, Cermissões, Certaja e Coprel são Revisões
Tarifárias Periódicas. Para as demais permissionárias, realizam-se Reajuste Tarifários Anuais. Vale
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Fls. 3 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
destacar que de acordo com o submódulo 8.4 do PRORET, a diferença principal entre os processos
tarifários está que, na RTP, é definida uma nova Estrutura Tarifária para a permissionária.
9. Os processos tarifários das permissionárias com data de aniversário contratual em 30
de julho de 2021 conduziram ao seguinte resultado:
Tabela 2. Efeito Médio Para o Consumidor Cativo
Permissionária Alta Tensão Baixa Tensão Efeito Médio Efeito B1

| Ceral Dis | 18,61% | 25,92% | 23,31% | 18,26% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Ceriluz | 12,06% | 14,09% | 13,03% | 8,60% |
| Ceris | 13,09% | 14,28% | 14,24% | 13,92% |
| Cermissões | 6,74% | -0,26% | 1,72% | -4,29% |
| Cernhe | -0,48% | 7,90% | 7,16% | 2,41% |
| Certaja | -3,14% | -7,70% | -6,29% -10,63% |  |
| Certel | 5,16% | 7,28% | 6,51% | 5,13% |
| Cooperluz | 0,42% | 7,07% | 6,42% | 1,57% |
| Coprel | 3,73% | -3,08% | -0,03% | -8,00% |
| Creluz | 8,45% | 11,21% | 10,54% | 6,77% |
| Creral | 7,93% | 15,17% | 11,31% | 9,09% |
| Cerfox | 10,69% | 13,38% | 12,99% | 8,01% |
| Certhil | 5,88% | 12,12% | 8,84% | 5,77% |
| Castro Dis | 15,79% | 22,08% | 18,53% | 14,83% |
| Celetro | 18,00% | 20,13% | 19,70% | 14,99% |

10. Nas permissionárias Ceral Dis, Ceriluz, Cernhe, Creluz, Certel, Creral, Cermissões,
Coprel, Cooperluz, Cernhe, e Certaja nota-se uma diferença expressiva entre os efeitos médios de
alta e baixa tensão. Ocorre que para a Certaja, Coprel, e Cermissões estas diferenças foram causadas
principalmente pela alteração da estrutura tarifária em razão da Revisão Tarifária Periódica. Para as
demais, as diferenças ocorrem devido à redução do desconto tarifário para os consumidores rurais
em baixa tensão, uma vez que os mercados desses consumidores são significativos para essas
permissionárias.
11. Em caso de revisão tarifária, o Proret 8.3, estabelece que,a permissionária pode
solicitar que o cálculo da Estrutura Tarifária seja feito seguindo a metodologia definida no PRORET
7.2. Caso isso não aconteça serão adotadas as tarifas de base econômica da principal supridora
como Tarifa de Referência -TR da permissionária.
12. Para as Revisões Tarifárias em debate a Certaja e a Coprel solicitaram que os cálculos
das tarifas de referência fossem feitos nos moldes do PRORET 7.2. O pleito foi aceito e cálculos estão
detalhados na Nota Técnica de Estrutura Tarifária. Por outro lado, a Cooperluz e a Cermissões não
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Fls. 4 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
fizeram a mesma solicitação, em razão disso foram adotadas as tarifas de base econômica da
principal supridora (RGE Sul).
13. O efeito médio decorre:
i. da atualização dos itens de custos das Parcelas A e B, calculado conforme contrato
de permissão;
ii. da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual cálculo tarifário
para compensação nos 12 meses subsequentes; e
iii. da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo
tarifário, que vigoraram até a data deste em processamento.
14. A Tabela 3 mostra como cada item custo contribuiu para o efeito médio de cada
permissionária.
Tabela 3. Efeito por Itens de custos

| Itens de Custo | Ceral Dis Ceriluz | Ceris Cermissões Cernhe Certaja Celetro Certel Cooperluz Coprel Creluz Creral Cerfox Certhil Castro Dis |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 0,86% 4,04% 0,68% | 0,91% 0,48% 0,75% 0,59% 4,46% | 1,03% 0,78% 4,87% 1,05% 0,52% | 1,08% | 1,08% |
| CDE | 0,47% 0,35% 0,39% | 0,33% 0,27% 0,34% 0,34% 0,47% | 0,36% 0,36% 0,32% 0,32% 0,29% | 0,34% | 0,58% |
| CDE Conta Covid | 0,00% 2,45% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 3,00% | 0,00% 0,00% 3,64% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| ESS/EER | 0,00% 0,90% 0,00% | 0,35% 0,00% 0,16% 0,00% 0,58% | 0,40% 0,07% 0,67% 0,43% 0,00% | 0,41% | 0,00% |
| Proinfa | 0,37% 0,32% 0,26% | 0,24% 0,19% 0,27% 0,23% 0,39% | 0,24% 0,34% 0,25% 0,29% 0,21% | 0,32% | 0,50% |
| TFSEE | 0,02% 0,02% 0,03% -0,01% 0,01% -0,03% 0,02% 0,02% | 0,03% 0,01% 0,00% 0,02% 0,01% | 0,01% | 0,00% |  |
| Transporte | 3,15% 0,83% 0,40% | 2,02% -2,72% 0,85% 4,29% -3,23% | -1,06% 0,10% 2,02% 3,55% 2,64% | 3,17% | 3,05% |
| Rede Básica | 0,00% -0,30% 0,00% -0,17% 0,00% 0,03% 0,00% 2,58% | 0,17% -0,28% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% |  |
| Rede Básica Fronteira | 0,00% -0,88% 0,00% | 0,08% 0,00% -0,08% 0,00% 0,57% | 0,23% -0,58% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Conexão | 0,00% -0,29% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,04% 0,00% -0,16% | 0,00% -0,39% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Uso do sistema de distribuição | 3,15% 2,30% 0,40% | 2,11% -2,72% 0,87% 4,29% -6,23% | -1,45% 1,35% 2,02% 3,55% 2,64% | 3,17% | 3,05% |
| Compra de Energia | 7,13% -10,39% 3,88% -5,61% 3,71% -6,19% 3,64% -2,55% | -7,92% -5,18% -6,10% -4,72% 1,61% | -4,85% | 8,24% |  |
| Parcela A | 11,14% -5,52% 4,96% -2,68% 1,47% -4,59% 8,51% -1,32% | -7,94% -4,30% 0,79% -0,12% 4,77% | -0,60% 12,37% |  |  |
| Parcela B | 3,91% 2,19% 6,99% -0,83% 1,02% 0,56% 8,00% 2,95% | 6,84% 1,37% -0,55% 4,77% 1,32% | 2,90% | 0,07% |  |
| Total Econômico | 15,05% -3,34% 11,95% -3,51% 2,49% -4,03% 16,51% 1,63% | -1,10% -2,93% 0,25% 4,65% 6,09% | 2,29% 12,44% |  |  |
| Repasse de PIS COFINS | 3,32% 3,08% 1,23% | 2,62% 2,26% 1,53% 1,97% 3,47% | 2,38% 1,97% 2,94% 3,52% 2,80% | 3,52% | 4,32% |
| Neutralidade Encargos Setoriais | -0,68% -0,27% -0,22% -0,15% -1,59% -0,30% -0,24% -0,40% | -0,42% -0,11% -0,22% -0,58% -0,49% | -1,00% -1,80% |  |  |
| Compensação DIC FIC | -0,07% -0,01% -1,34% -0,17% -0,12% -0,29% -0,04% -0,02% | -0,13% -0,15% -0,27% -0,20% -0,89% | -0,79% -0,08% |  |  |
| Subvenção Baixa Densidade de Carga | -8,91% -18,61% -19,51% -24,87% -41,38% -26,56% -36,03% -7,51% -38,93% -24,45% -21,74% -18,57% -34,31% -22,77% | 0,00% |  |  |  |
| Retenção de Adicional de Bandeiras Tarif. | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Ajuste CUST RB - PIS/COFINS | 0,00% 0,65% 0,00% | 0,26% 0,00% 0,40% 0,00% 0,59% | 0,50% 0,31% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Crédito Pis Cofins | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% -1,30% -1,96% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| COVID Parcela B | 0,00% -5,43% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -2,83% | 0,00% 0,00% -3,55% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Previsão Risco Hidrológico | 0,00% 2,64% 0,00% | 1,19% 0,00% 3,20% 0,00% 1,95% | 1,35% 3,40% 2,31% 1,44% 0,00% | 1,46% | 0,00% |
| Reversão da Previsão de Risco Hidorlógico | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% -1,34% 0,00% 0,00% | 0,00% -1,62% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Reversão Diferimento de Energia | 0,00% 3,31% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Diferimento Pis Cofins | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% -1,97% 0,00% | 1,22% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Efeito COVID da Supridora | 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -0,36% | 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Total Financeiro | -6,34% -14,66% -19,84% -21,12% -40,83% -23,37% -36,31% -5,10% -34,03% -21,95% -22,50% -14,39% -32,90% -19,58% | 2,44% |  |  |  |

Retirada dos Finan. do Ano Anterior e

alteração dos descontos na tarifa. 14,60% 34,33% 22,13% 26,35% 45,50% 21,11% 39,50% 9,98% 41,55% 24,85% 32,79% 21,05% 39,80% 26,13% 3,65%
Efeito Médio 23,31% 13,03% 14,24% 1,72% 7,16% -6,29% 19,70% 6,51% 6,42% -0,03% 10,54% 11,31% 12,99% 8,84% 18,53%
15. Observa-se na tabela 3, que os aumentos tarifários da Ceral Dis e da Castro Dis foram
causados, principalmente, pelos custos de transporte e de energia. Isso ocorreu devido aumento
das tarifas de suprimento da Copel Dis que variaram cerca de 16%, tanto as tarifas de energia quanto
as tarifas de uso. Este aumento impediu a redução dos descontos tarifários que as permissionárias
ainda possuem.
16. Desde o último Reajuste Tarifário de 2020 são considerados no cálculo tarifário da
Certaja e da Coprel, os contratos de energia com realizados por meio de chamada pública, sendo
que, em 2020, considerou-se 6 meses de contrato, pois as vigências começavam em janeiro/2021.
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Fls. 5 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Já no cálculo em questão, os contratos foram considerados por todo o período de referência. Este
fato proporcionou uma redução tarifária de -5,18% nas tarifas da Coprel e de -6,19% nas tarifas
Certaja.
17. A partir desse processo tarifário, no cálculo das permissionárias Certaja, Coprel,
Ceriluz, Creluz, Cermissões, Certel, Cooperluz, Creral também serão considerados os contratos de
realizados por meio de chamada pública. A substituição dos contratos de suprimento por esses
permitiu uma redução média nos custos tarifário das permissionárias de -17,64% e uma redução
tarifária média de -5,95%, a tabela a seguir mostra esses efeitos.
Tabela 4 - Impacto nos cálculos tarifários dos Contratos de Energia no ACL

| Permissionária | Variação | Efeito |
| --- | --- | --- |
| Coprel | -16,30% | -5,18% |
| Certaja | -19,94% | -6,19% |
| Ceriluz | -29,54% | -10,39% |
| Creluz | -22,33% | -6,10% |
| Cermissões | -15,92% | -5,61% |
| Certel | -6,61% | -2,55% |
| Cooperluz | -20,06% | -7,92% |
| Creral | -13,77% | -4,72% |
| Certhil | -14,28% | -4,85% |
| Média | -17,64% | -5,95% |

18. Ainda, em relação aos custos de energia, destaca-se a variação na tarifa de
suprimento da Enel SP, que variaram 21,47%, reproduzindo um impacto no reajuste da Ceris de
3,88%.
19. Por fim destacam-se, o aumento da Parcela B na Ceris, na Celetro e na Cooperluz com
impacto de 6,99%, 8,00% e 6,84% respectivamente. Isso deve-se aos pleitos de Parcela B, que
proporcionaram um aumento na Parcela B dessas permissionárias de: 11,85%, 15,76 e 14,74%,
respectivamente.
20. O Gráfico 1 mostra a participação dos itens de Parcela A e B na composição da Receita
das permissionárias.
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Fls. 6 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Gráfico 1. Participação dos itens de Parcela A e B na Receita Requerida
14,9%
29,4%
40,7%

43,5% 46,0% 44,0% 45,1% 42,4% 15,6%
51,4% 52,3% 53,6% 48,6% 48,2%
59,0%
11,5%
19,7%
11,3%

17,5% 15,0% 9,4% 17,2% 13,3% 10,1% 7,6%
7,3% 13,4%
11,5% 9,5%
6,8%

8,7% 14,0% 10,6% 16,6% 14,3% 17,9%
15,8% 5,0% 15,3%
10,3% 16,8%
13,3%
49,9%
41,6%
35,4%

30,7% 30,7% 31,9% 27,4% 28,2% 30,0% 28,5%
25,7% 25,9% 21,2%
19,1%

Ceral Dis Ceriluz Ceris Cermissões Cernhe Certaja Certel Cooperluz Coprel Creluz-D Creral Cerfox Certhil Castro Dis
Custo de Energia Custo de Transmissão Encargos Setoriais Custo de Distribuição
21. O Gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita das
distribuidoras com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais declaradas no SAMP.
Gráfico 2. Participação dos itens de Parcela A e B na Receita Requerida com tributos
11,6%

14,3% 16,6% 15,3% 16,8% 16,5% 17,1%
19,2% 17,4% 19,8% 18,2% 18,0% 18,2%
1,9% 1,2% 22,8%
0,8%
2,3% 0,8% 0,0%

2,1% 1,3% 1,8% 0,4% 1,0% 0,2%
0,8%
1,7% 12,1%
24,7%

35,9% 44,8% 36,3% 37,6% 34,7%
37,3% 39,3% 12,7%
30,7% 44,2% 38,8%
41,5%
46,4%
9,6%
16,0%
14,7% 9,2%

12,4% 7,6% 11,0% 8,4%
6,3% 12,9% 6,2%
10,7%
7,9%
9,3% 9,2%

11,4% 5,1% 13,9% 11,6% 14,7%
13,1% 6,8% 4,1% 12,6%
8,2% 13,4%
10,5% 40,7%
34,9%

24,9% 26,8% 26,7% 26,3% 24,4%
21,2% 20,6% 22,6% 23,6% 23,3%
16,9%
15,0%

Ceral Dis Ceriluz Ceris Cermissões Cernhe Certaja Certel Cooperluz Coprel Creluz-D Creral Cerfox Certhil Castro Dis
Custo de Energia Custo de Transmissão Encargos Setoriais Custo de Distribuição PIS/COFINS ICMS
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Fls. 7 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
22. A título de informação, apresenta-se, no gráfico a seguir, a comparação entre a tarifa
residencial B1 das permissionárias aqui calculadas e as principais supridoras.
Gráfico 3. Comparação das tarifas residenciais B1 com a principal supridora
III.1. Do Cálculo Tarifário
III.1.1 Período de Referência
23. O período de referência para o cálculo dos processos tarifários das permissionárias,
ora em análise, é de julho de 2020 a junho de 2021.
III.1.2 Receita de Referência (RA)
24. No cálculo da Receita de Referência da permissionária, foram utilizados os dados de
mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
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Fls. 8 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Econômica – SAMP para o período de referência e as tarifas homologadas no processo tarifário
anterior. A tabela 5 apresenta o valor final da Receita de Referência (RA) por permissionária.
Tabela 5 - Receita de Referência
Forneciment Consum. Energia Total Número de
Permissionária Receita (R$)

| o (MWh) | Livres | (MWh) | Consumidores |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ceral Dis | 29.993 | - | 29.993 | 15.394.456,90 | 1.052 |
| Ceriluz | 137.148 13.515 | 163.718 | 89.860.145,37 | 14.389 |  |
| Ceris | 16.633 | - | 16.633 | 12.048.577,63 | 6.348 |
| Cermissões | 134.569 | - | 134.569 | 104.713.280,89 | 27.211 |
| Cernhe | 23.068 | - | 23.068 | 22.272.808,85 | 4.432 |
| Certaja | 106.794 | 6.933 | 113.727 | 76.749.970,44 | 24.965 |
| Certel | 434.426 | 1.538 | 435.964 | 211.813.900,59 | 69.468 |
| Cooperluz | 70.307 | - | 70.307 | 54.914.900,64 | 16.373 |
| Coprel | 406.870 61.181 | 468.050 | 262.767.238,10 | 55.494 |  |
| Creluz | 113.679 | - | 113.679 | 85.457.793,38 | 24.386 |
| Creral | 71.700 | - | 71.700 | 47.332.132,28 | 7.703 |
| Cerfox | 62.176 | 2.136 | 64.312 | 56.061.705,76 | 15.934 |
| Certhil | 59.169 12.894 | 72.063 | 42.879.249,69 | 8.407 |  |
| Castro Dis | 47.893 | - | 47.893 | 17.905.674,42 | 2.211 |
| Celetro | 86.135 | - | 86.135 | 72.790.491,75 | 56.214 |

III.1.3. Encargos Setoriais
25. Os encargos setoriais, oriundos das políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria1. Seus valores são estabelecidos pela
ANEEL e não representam ganhos de receita para a permissionária. Os encargos são:
i. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE;
ii. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE;
iii. CDE- Conta Covid;
iv. Encargo de Serviços de Sistema -ESS e Encargo de Energia de reserva – ERR; e
v. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – Proinfa.
26. A cobertura tarifária para o encargo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE é
calculada pela multiplicação do mercado de energia da permissionária (MWh), verificado no período
1
- Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE: PRORET Submodulo 5.5.
no
- CDE: Resolução Homologatória 2.864/2021.
- Proinfa: Resolução Homologatória n° 2.815/2020.
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Fls. 9 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
de referência, pelos custos da CDE (R$/MWh), por nível de tensão, descontados os montantes das
unidades consumidores classificadas na Subclasse Residencial Baixa Renda.
27. A cobertura tarifária relativa à quota de custeio do Proinfa é calculada pela
multiplicação do mercado de energia da permissionária (MWh), verificado no período de referência,
descontando os valores da Subclasse Residencial Baixa Renda, pelo custo do Proinfa (R$/MWh).
28. Os ESS e EER ocorrem para as empresas que possuem contratos de energia no ACL.
Isso ocorre para: Ceriluz, Certaja, Certel, Cooperluz, Coprel, Creluz, Creral, Certhil e Cermissões.
29. A tabela 6 a seguir mostra os encargos setoriais considerados nos cálculos tarifários:
Tabela 6 – Encargos Setoriais

| Permissionária | TFSEE | CDE | CDE Conta Covid | ESS/EER | PROINFA | Encargo Total |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ceral Dis | 24.160,29 | 1.724.484,71 | - | - | 279.480,35 | 2.028.125,34 |
| Ceriluz | 184.177,52 | 8.410.306,49 | 2.202.975,46 | 805.299,27 | 1.402.675,69 | 13.005.434,43 |
| Ceris | 36.574,64 | 979.868,32 | - | - | 152.520,16 | 1.168.963,12 |
| Cermissões | 219.625,82 | 7.642.650,50 | - | 363.200,10 | 1.233.168,84 | 9.458.645,25 |
| Cernhe | 70.230,50 | 1.375.735,75 | - | - | 214.670,03 | 1.660.636,28 |
| Certaja | 166.389,64 | 6.440.461,13 | - | 851.967,65 | 1.044.139,63 | 8.502.958,05 |
| Certel | 448.320,27 | 24.866.757,67 | 6.350.526,41 1.237.876,58 | 4.048.042,55 | 36.951.523,48 |  |
| Cooperluz | 130.406,51 | 4.170.764,56 | - | 220.720,39 | 653.303,66 | 5.175.195,12 |
| Coprel | 534.654,03 | 26.149.619,59 | - | 2.995.004,47 | 4.357.787,40 | 34.037.065,48 |
| Creluz | 203.539,89 | 6.566.019,71 | 3.110.206,14 | 573.456,61 | 1.049.131,55 | 11.502.353,89 |
| Creral | 108.896,21 | 4.001.718,29 | - | 202.527,49 | 667.915,43 | 4.981.057,41 |
| Cerfox | 131.134,69 | 3.787.844,66 | - | - | 597.545,19 | 4.516.524,54 |
| Certhil | 93.341,64 | 3.998.167,55 | - | 176.781,63 | 669.860,85 | 4.938.151,67 |
| Castro Dis | 14.048,47 | 2.678.381,05 | - | - | 444.116,52 | 3.136.546,04 |
| Celetro | 197.673,65 | 5.059.594,82 | - | - | 800.079,29 | 6.057.347,75 |

III.1.4. Compra de Energia
30. A energia requerida é obtida a partir do mercado faturado de venda da
permissionária acrescido das perdas regulatórias. Para o cálculo da despesa com energia comprada
para revenda, apura-se a energia requerida para atendimento do mercado de referência e a tarifa
média de energia.
31. Conforme estabelece o PRORET 8.4, as permissionárias poderão encaminhar pleito
de perdas, limitado ao valor realizado nos últimos 12 meses. Caso essa informação não seja
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Fls. 10 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
encaminhada, a ANEEL utilizaria o percentual do último processo tarifário2. A Tabela 7 a seguir
mostra o cálculo da energia requerida.
Tabela 7 – Energia Requerida

| Fornecimento + | Perdas | Perdas | Energia |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Permissionária | Suprimento | Regulatórias Regulatórias Requerida |  |  |
| (MWh) | (%) | (MWh) | (MWh) |  |
| Ceral Dis | 29.992,73 | 6,79% | 2.185,51 | 32.178,24 |
| Ceriluz | 137.148,40 | 6,90% | 10.164,75 147.313,15 |  |
| Ceris | 16.632,75 | 18,48% | 3.770,09 | 20.402,84 |
| Cermissões | 134.568,59 | 12,09% | 18.506,82 153.075,41 |  |
| Cernhe | 23.067,87 | 6,52% | 1.608,44 | 24.676,31 |
| Certaja | 106.793,59 | 8,61% | 13.550,76 120.344,35 |  |
| Certel | 434.426,18 | 4,73% | 21.588,07 456.014,25 |  |
| Cooperluz | 70.306,72 | 13,56% | 11.250,65 | 81.557,36 |
| Coprel | 406.869,52 | 7,81% | 46.893,47 453.763,00 |  |
| Creluz | 113.678,54 | 5,95% | 7.186,39 120.864,94 |  |
| Creral | 71.700,30 | 6,17% | 4.715,00 | 76.415,30 |
| Cerfox | 62.176,01 | 12,28% | 8.706,84 | 70.882,85 |
| Certhil | 59.168,59 | 4,11% | 2.536,62 | 61.705,21 |
| Castro Dis | 47.892,58 | 5,77% | 2.930,69 | 50.823,27 |

* perdas regulatórias sobre a energia injetada.
32. A tarifa média de compra de energia é calculada com base
a) nos contratos de suprimento de energia associadas aos percentuais de
descontos;
b) nas compras de energia feitas por chamada pública (quando houver);
c) Compras obrigatórias por Lei: Angra e Contratos de Cotas de Garantia Física –
CCGF (Lei 12.783/2013) nos casos que a permissionária compra energia por meio
de Leilão (quando houver);3
d) nos montantes de PROINFA, os quais são valorados a custo zero; e
e) de Geração Própria (quando aplicável).
33. Relata-se sobre os contratos realizados por meio de Chamada publica pelas
permissionárias listadas na Tabela a seguir. Estes contratos substituíram os contrato de suprimento
2 Conforme disposto no Submódulo 8.4 do PRORET.
3
Conforme Parecer 128/2020/PFANEEL-PGF-AGU, SIC : 48516.001214/2020-00, de 13 de maio de 2020, as
permissionárias não se incluem como cotistas de Itaipu.
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Fls. 11 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
que possuíam preços mais elevados4.
Tabela 8 – Compra de Energia em chamada Pública
Montante Despacho

Permissionária Vendedor Preço Inicio de Vigência
Contratado ANEEL
Electra

Certaja 30.240,00 R$ 153,14 457/2021 01/01/2021
Comercializadora
Electra

Coprel 161.280,00 R$ 152,48 1.313/2020 01/01/2021
Comercializadora
Electra

Cermissões 42.136,80 R$ 142,05 3.256/2020 01/01/2022
Comercializadora
Electra

Ceriluz 91.542,00 R$ 150,47 2.719/2020 01/08/2021
Comercializadora
Copel

Creluz 88.440,00 R$ 152,20 421/2021 01/08/2021
Comercializadora
Electra

Certel 160.728,00 R$ 145,07 3.578/2020 01/01./2022
Comercializadora
Electra

Cooperluz 32.580,00 R$ 146,41 3.256/2020 01/01./2022
Comercializadora
Electra

Creral 28.470,00 R$ 145,67 3.256/2020 01/01./2022
Comercializadora
Electra

Certhil 15.204,00 R$ 146,41 3.256/2020 01/01./2022
Comercializadora
34. A Tabela a seguir resume a compra de energia para as permissionárias, considerando
o montante com glosa.
35. A tabela 9 resume o cálculo dos custos de energia.
Tabela 9. Custos com Compra de Energia
Compra de

Permissionária Geração Própria Angra CCGF Proinfa Leilão de Suprimento Energia Tarifa Média Despesa (R$)
(MWh) (MWh) compras (MWh) (R$/MWh)
(MWh)

| Ceral Dis | - | - | - | 559,47 | 31.618,77 32.178,24 | 228,91 7.365.897,72 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ceriluz | - | 4.881,26 | 34.832,03 | 2.861,92 | 12.377,24 | 92.360,69 147.313,15 | 151,25 22.281.523,62 |
| Ceris | - | - | - | 304,48 | 20.098,36 20.402,84 | 126,18 2.574.404,23 |  |
| Cermissões | 13.872,64 | 2.339,75 | 21.622,06 | 2.580,62 | 47.234,86 | 65.425,47 153.075,41 | 202,60 31.013.013,34 |
| Cernhe | - | - | - | 354,88 | 24.321,42 24.676,31 | 284,28 7.015.027,91 |  |
| Certaja | - | 4.235,02 | 30.870,20 | 2.055,42 | 77.961,09 | 5.222,61 120.344,35 | 158,57 19.083.416,94 |
| Certel | 15,26 | 8.040,78 | 62.449,95 | 8.006,97 | 161.205,55 | 216.295,74 456.014,25 | 166,95 76.133.833,52 |
| Cooperluz | - | 1.189,88 | 10.568,71 | 1.301,62 | 30.679,64 | 37.817,50 81.557,36 | 212,38 17.321.394,50 |
| Coprel | - | 17.469,70 | 128.889,49 | 8.965,47 | 183.473,12 | 114.965,21 453.763,00 | 154,08 69.917.130,47 |
| Creluz | - | 3.143,91 | 27.273,51 | 2.043,45 | 79.062,14 | 9.341,92 120.864,94 | 150,15 18.147.509,87 |
| Creral | - | 1.158,58 | 10.099,37 | 1.333,24 | 27.843,58 | 35.980,52 76.415,30 | 183,12 13.992.854,36 |
| Cerfox | - | - | - | 1.129,14 | 69.753,71 70.882,85 | 251,42 17.821.618,08 |  |
| Certhil | - | 2.003,80 | 13.615,99 | 1.268,32 | 20.724,41 | 24.092,69 61.705,21 | 202,33 12.484.550,43 |
| Castro Dis | - | - | - | 835,20 | 49.988,07 50.823,27 | 197,54 10.039.698,62 |  |
| Celetro | - | - | - | 1.915,10 | 94.961,67 96.876,77 | 245,89 23.820.611,08 |  |

4 Conforme Memorando 119/2021-SRM/ANEEL, de 06/07/2021. SIC:48580.0000523/2021-00
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 12 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
36. De acordo com a Lei 13.360/2016, os descontos nas tarifas de uso dos sistemas de
distribuição e transmissão (TUSD) e nas tarifas de energia (TE) concedidos às cooperativas de
eletrificação rural, concessionárias ou permissionárias, serão reduzidos até a sua extinção. A
avaliação dessa redução ocorre em cada processo tarifário, respeitado o efeito médio final a 10%
(dez por cento). Os descontos vigentes não são alterados quando observados efeitos médios
superiores à 10%.
37. A tabela 10 elenca os descontos tarifários e as novas tarifas de suprimento de
energia.
Tabela 10. Descontos e tarifas de suprimento
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 13 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.

Permissionári Nível de Desconto Desconto Tarifa com
Supridora REH Supridora

| a | Tensão | Anterior | Atual | desconto |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ceral Dis | Copel | A3a | 23,26% | 23,26% | 232,96 REH 2.886/2021 |
| Ceral Dis | Copel | A4 | 23,26% | 23,26% | 232,96 REH 2.886/2021 |
| Ceriluz | RGE SUL | A3 | 21,32% | 21,32% | 233,77 REH 2.880/2021 |
| Ceriluz | RGE SUL | A4 | 21,32% | 21,32% | 233,77 REH 2.880/2021 |
| Ceriluz | RGE SUL | BT | 21,32% | 21,32% | 233,77 REH 2.880/2021 |
| Ceris | ENEL SP | A4 | 58,15% | 58,15% | 128,09 REH 2.890/2021 |
| Cermissões | RGE SUL | A3 | 0,00% | 0,00% | 297,12 REH 2.880/2021 |
| Cermissões | RGE SUL | A4 | 0,00% | 0,00% | 297,12 REH 2.880/2021 |
| Cermissões | RGE SUL | BT | 0,00% | 0,00% | 297,12 REH 2.880/2021 |
| Cernhe | ESS | A4 | 0,00% | 0,00% | 288,43 REH 2.893/2021 |
| Certaja | RGE SUL | A3 | 0,00% | 0,00% | 297,12 REH 2.880/2021 |
| Certaja | RGE SUL | A4 | 0,00% | 0,00% | 297,12 REH 2.880/2021 |
| Certaja | CEEE | A4 | 0,00% | 0,00% | 265,94 REH 2.798/2020 |
| Certel | RGE SUL | A3 | 35,73% | 32,97% | 199,16 REH 2.880/2021 |
| Certel | RGE SUL | A4 | 35,73% | 32,97% | 199,16 REH 2.880/2021 |
| Cooperluz | RGE SUL | A3 | 0,00% | 0,00% | 297,12 REH 2.880/2021 |
| Cooperluz | RGE SUL | A3 | 0,00% | 0,00% | 297,12 REH 2.880/2021 |
| Coprel | RGE SUL | A2 | 0,00% | 0,00% | 297,12 REH 2.880/2021 |
| Coprel | RGE SUL | A3 | 0,00% | 0,00% | 297,12 REH 2.880/2021 |
| Coprel | RGE SUL | A4 | 0,00% | 0,00% | 297,12 REH 2.880/2021 |
| Creluz | RGE SUL | A2 | 28,50% | 28,50% | 212,44 REH 2.880/2021 |
| Creluz | RGE SUL | A4 | 28,50% | 28,50% | 212,44 REH 2.880/2021 |
| Creral | RGE SUL | A4 | 21,40% | 21,40% | 233,54 REH 2.880/2021 |
| Creral | RGE SUL | BT | 2,07% | 2,07% | 290,97 REH 2.880/2021 |
| Cerfox | RGE SUL | A4 | 14,01% | 14,01% | 255,49 REH 2.880/2021 |
| Certhil | RGE SUL | A4 | 12,73% | 0,00% | 302,17 REH 2.880/2021 |
| Castro Dis | Copel | A3a | 33,84% | 33,84% | 200,84 REH 2.886/2021 |
| Castro Dis | Copel | A4 | 33,84% | 33,84% | 200,84 REH 2.886/2021 |
| Celetro | RGE Sul | A4 | 14,26% | 14,26% | 254,75 REH 2.880/2021 |
| Celetro | Nova Palma | A4 | 14,26% | 14,26% | 185,16 REH 2.900/2021 |

38. Destaca-se que em razão dos elevados efeitos tarifários esse ano, só foi possível a
redução dos descontos tarifários para Certel (35,73% para 32,97%) e para Certhil ( 12,73% para 0%).
III.1.5 Custos de Transporte
39. Os custos de transporte são compostos pelos custos:
i. Rede Básica, composta pelos custos de Rede Básica Sistêmica, de Rede Básica de
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Fronteira e de Conexão à Transmissão (DIT)
ii. Uso do Sistema de Distribuição - CUSD
40. Os custos referentes ao Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) referem-se aos
valores pagos pelas permissionárias pelo uso das instalações de distribuição de outras
concessionárias e/ou permissionárias. A tabela 11 demonstra o custo de transporte de energia de
cada permissionária.
Tabela 11. Custos de Transporte de Energia

Permission Rede Básica Conexão Custos com
Rede Básica CUSD

| ária | Fronteira | Transmissão | Transporte |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ceral Dis | - | - | - | 3.107.044,11 | 3.107.044,11 |
| Ceriluz | 1.966.646,00 2.467.291,00 1.166.123,54 | 8.155.434,43 | 13.755.494,97 |  |  |
| Ceris | - | - | - | 1.791.532,74 | 1.791.532,74 |
| Cermissões | 1.372.109,93 | 905.337,38 | - | 11.861.164,65 | 14.138.611,96 |
| Cernhe | - | - | - | 2.425.453,56 | 2.425.453,56 |
| Certaja | 2.413.084,80 | 732.638,40 | 344.228,01 | 4.079.122,28 | 7.569.073,49 |
| Certel | 10.280.640,00 2.211.840,00 1.040.839,98 | 1.022.385,35 | 14.555.705,33 |  |  |
| Cooperluz | 1.987.063,20 | 669.711,60 | - | 58.690,68 | 2.715.465,48 |
| Coprel | 3.940.116,00 3.062.535,60 | 255.003,85 | 31.653.573,47 | 38.911.228,92 |  |
| Creluz | - | - | - | 14.389.026,78 | 14.389.026,78 |
| Creral | - | - | - | 8.234.296,69 | 8.234.296,69 |
| Cerfox | - | - | - | 8.494.493,73 | 8.494.493,73 |
| Certhil | - | - | - | 7.852.703,94 | 7.852.703,94 |
| Castro Dis | - | - | - | 3.959.481,19 | 3.959.481,19 |
| Celetro | - | - | - | 12.160.512,80 | 12.160.512,80 |

41. Para a obtenção dos custos referentes ao CUSD, multiplicam-se os montantes de
suprimento5.
demanda e energia constantes nas faturas de suprimento pelas respectivas tarifas de
A Tabela 10 elenca tarifas de suprimento relativas ao CUSD.
5 Estabelecidas nas resoluções homologatórias referentes aos processos tarifários das supridoras.
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Tabela 10. Descontos e tarifas de suprimento relativas ao CUSD6

| Nível de | TUSD KW | TUSD KW | TUSD |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Permissionária | Supridora | REH Supridora |  |  |  |  |
| Tensão | Ponta | Fora Ponta MWh |  |  |  |  |
| Ceral Dis | Copel | A4 | 21,92 | 12,85 | 9,81 | REH 2.886/2021 |
| Ceral Dis | Copel | A3a | 21,92 | 12,85 | 9,81 | REH 2.886/2021 |
| Ceriluz | RGE SUL | A3 | 15,71 | 13,26 | 6,03 | REH 2.880/2021 |
| Ceriluz | RGE SUL | A4 | 22,72 | 16,74 | 13,31 | REH 2.880/2021 |
| Ceriluz | RGE SUL | BT | 218,97 REH 2.880/2021 |  |  |  |
| Ceris | ENEL SP | A4 | 16,70 | 11,37 | 4,03 | REH 2.890/2021 |
| Cermissões | RGE SUL | A3 | 15,71 | 13,26 | 6,03 | REH 2.880/2021 |
| Cermissões | RGE SUL | A4 | 22,72 | 16,74 | 13,31 | REH 2.880/2021 |
| Cermissões | RGE SUL | BT | 218,97 REH 2.880/2021 |  |  |  |
| Cernhe | ESS | A4 | 17,34 | 10,44 | 12,44 | REH 2.893/2021 |
| Certaja | RGE SUL | A3 | 15,71 | 13,26 | 6,03 | REH 2.880/2021 |
| Certaja | RGE SUL | A4 | 22,72 | 16,74 | 13,31 | REH 2.880/2021 |
| Certaja | CEEE | A4 | 28,01 | 16,50 | 8,05 | REH 2.798/2020 |
| Certel | RGE SUL | A3 | 15,71 | 13,26 | 6,03 | REH 2.880/2021 |
| Certel | RGE SUL | A4 | 22,72 | 16,74 | 13,31 | REH 2.880/2021 |
| Cooperluz | RGE SUL | A3 | 15,71 | 13,26 | 6,03 | REH 2.880/2021 |
| Cooperluz | RGE SUL | A4 | 22,72 | 16,74 | 13,31 | REH 2.880/2021 |
| Coprel | RGE SUL | A2 | 9,77 | 9,57 | 4,53 | REH 2.880/2021 |
| Coprel | RGE SUL | A3 | 15,71 | 13,26 | 6,03 | REH 2.880/2021 |
| Coprel | RGE SUL | A4 | 22,72 | 16,74 | 13,31 | REH 2.880/2021 |
| Creluz | RGE SUL | A2 | 9,77 | 9,57 | 4,53 | REH 2.880/2021 |
| Creluz | RGE SUL | A4 | 22,72 | 16,74 | 13,31 | REH 2.880/2021 |
| Creral | RGE SUL | A4 | 22,72 | 16,74 | 13,31 | REH 2.880/2021 |
| Creral | RGE SUL | BT | 218,97 REH 2.880/2021 |  |  |  |
| Cerfox | RGE SUL | A4 | 22,72 | 16,74 | 13,31 | REH 2.880/2021 |
| Certhil | RGE SUL | A4 | 22,72 | 16,74 | 13,31 | REH 2.880/2021 |
| Castro Dis | Copel | A3a | 21,92 | 12,85 | 9,81 REH 2.886/2021 |  |
| Castro Dis | Copel | A4 | 21,92 | 12,85 | 9,81 REH 2.886/2021 |  |
| Celetro | RGE Sul | A4 | 22,72 | 16,74 | 13,31 | REH 2.880/2021 |
| Celetro | Nova Palma | A4 | 23,23 | 23,37 | 12,96 | REH 2.900/2021 |

III.1.6 Valor da Parcela B conforme Submódulo 8.4 do PRORET
42. A metodologia prevê que as permissionárias apresentem o pleito relativo aos custos
de Parcela B, sendo este valor limitado ao definido no Despacho nº 612/2021 e observada sua regra
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de atualização7. Caso o pleito não seja apresentado considera-se o valor de Parcela B do último
processo tarifário.
43. A tabela 12 apresenta o valor de Parcela B solicitado pelas permissionárias e o
efetivamente considerado para a permissionária.
Tabela 12. Custos de Parcela B

Operação e Parcela B Diferença em
Permissionária Investimentos Pleito Parcela B Limite Parcela B

| Mauntenção | Considerada | relação ao limite |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ceral Dis | 2.021.405,67 | 3.188.674,88 | 5.210.080,55 | 5.210.083,73 | 5.210.080,55 | 0,0% |
| Ceriluz | 12.377.580,98 | 25.442.131,56 | 37.819.712,54 | 37.819.712,54 | 37.819.712,54 | 0,0% |
| Ceris | 2.018.518,29 | 5.935.124,69 | 7.953.642,98 | 7.953.647,83 | 7.953.642,98 | 0,0% |
| Cermissões | 26.870.914,26 | 19.559.794,22 | 46.430.708,48 | 54.000.630,89 | 46.430.708,48 | 16,3% |
| Cernhe | 4.807.664,59 | 6.918.346,61 | 11.726.011,20 | 11.726.011,21 | 11.726.011,20 | 0,0% |
| Certaja | 17.500.000,00 | 21.000.000,00 | 38.500.000,00 | 42.205.891,66 | 38.500.000,00 | 9,6% |
| Certel | 24.581.824,71 | 63.043.604,09 | 87.625.428,80 | 88.296.106,55 | 87.625.428,80 | 0,8% |
| Cooperluz | 12.600.000,00 | 16.500.000,00 | 29.100.000,00 | 32.630.575,17 | 29.100.000,00 | 12,1% |
| Coprel | 77.283.887,87 | 34.919.166,94 112.203.054,81 112.401.613,01 112.203.054,81 | 0,2% |  |  |  |
| Creluz | 19.169.227,67 | 22.460.035,84 | 41.629.263,51 | 44.629.263,51 | 41.629.263,51 | 7,2% |
| Creral | 11.628.753,17 | 10.696.658,38 | 22.325.411,55 | 22.325.411,55 | 22.325.411,55 | 0,0% |
| Cerfox | 13.261.526,48 | 15.379.454,63 | 28.640.981,11 | 32.227.272,68 | 28.640.981,11 | 12,5% |
| Certhil | 7.562.265,53 | 11.025.500,00 | 18.587.765,53 | 18.587.765,53 | 18.587.765,53 | 0,0% |
| Castro Dis | 1.956.671,54 | 1.039.864,72 | 2.996.536,26 | 2.996.538,08 | 2.996.536,26 | 0,0% |
| Celetro | 20.345.544,75 | 22.422.424,79 | 42.767.969,54 | 42.767.969,54 | 42.767.969,54 | 0,0% |

III.1.7 Componentes Financeiros
44. Os componentes financeiros presentes nestes processos tarifários são decorrentes
dos seguintes ajustes financeiros, apresentados na Tabela 13:
i. Pis/Cofins na compra de energia e no encargo de uso do sistema de distribuição;
ii. Neutralidade dos encargos setoriais na Parcela A;
iii. Repasse para compensação por descontinuidade;
iv. Subvenção Baixa Densidade de Carga;
v. Retenção adicional de Bandeiras Tarifarias;
vi. Postergação Conta Covid;
vii. Financeiro referente aos efeitos da Conta-Covid na tarifa de suprimento;
viii. Previsão de risco hidrológico;
ix. Reversão da Previsão de Risco Hidrológico;
7 Regra definida no Submódulo 8.4 do PRORET.
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x. Crédito de Pis Cofins sobre o ICMS;
xi. Financeiros associados ao §7º do Art. 88 da Ren 414/2021
Tabela 13- Componentes Financeiros

Repasse de PIS Ajuste CUST RB Subvenção Baixa Previsão de Risco Reversão da Crédito Pis Bandeiras Diferimento Reversão Efeito COVID
Permissionária COFINS Neutralidade Comp.DIC FIC - PIS/COFINS Densidade de Carga COVID Parcela B Hidrológico Previsão de Risco Cofins e REN Tarifárias Pis Cofins Diferimento de da Supridora Total Financeiros
Hidrológico 414/2010 Energia

| Ceral Dis | 511.432,47 - 104.523,59 - 11.339,91 | - | - 1.371.216,93 | - | - | - | - | - | - | - | - | - 975.647,96 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ceriluz | 2.763.359,79 - 243.492,39 - 8.529,17 582.395,58 - 16.723.686,88 - 4.880.985,94 2.371.001,23 | - | - 54,54 | - | 2.970.887,74 | - - 13.169.104,60 |  |  |  |  |  |  |
| Ceris | 148.015,58 - 26.068,54 - 160.993,92 | - | - 2.351.222,42 | - | - | - | - | - | - | - | - | - 2.390.269,29 |
| Cermissões | 2.746.538,78 - 156.378,76 - 180.656,05 274.960,84 - 26.047.149,18 | - | 1.248.163,57 | - | - - 44,80 | - | - | - - 22.114.565,62 |  |  |  |  |
| Cernhe | 504.356,86 - 353.780,85 - 27.563,15 | - | - 9.216.945,88 | - | - | - | - | - | - | - | - | - 9.093.933,02 |
| Certaja | 1.176.052,18 - 229.865,01 - 225.435,20 305.429,85 - 20.383.708,90 | - | 2.452.358,79 - 1.031.622,24 | - | - | - | - | - - 17.936.790,53 |  |  |  |  |
| Certel | 7.359.681,82 - 842.934,16 - 40.583,86 1.244.848,93 - 15.915.170,02 - 5.988.962,97 4.136.548,58 | - | - - 223,06 | - | - - 754.124,02 - 10.800.918,75 |  |  |  |  |  |  |  |
| Cooperluz | 1.309.513,98 - 231.411,42 - 69.297,57 274.050,37 - 21.380.055,69 | - | 742.337,70 | - | - | - 669.559,69 | - - 18.685.302,93 |  |  |  |  |  |
| Coprel | 5.169.766,01 - 287.392,37 - 384.549,44 822.440,72 - 64.255.352,83 | - | 8.947.125,32 - 4.269.749,84 - 3.410.000,00 | - | - | - | - - 57.667.712,44 |  |  |  |  |  |
| Creluz | 2.509.075,10 - 188.595,69 - 231.784,70 | - - 18.581.440,79 - 3.031.163,02 1.970.851,60 | - - 1.672.650,62 | - | - | - | - - 19.225.708,11 |  |  |  |  |  |
| Creral | 1.667.305,31 - 274.753,60 - 96.117,59 | - | - 8.787.633,23 | - | 682.236,95 | - | - | - | - | - | - | - 6.808.962,17 |
| Cerfox | 1.570.459,38 - 276.711,70 - 498.564,47 | - - 19.237.421,49 | - | - | - | - - 31,03 | - | - | - - 18.442.269,31 |  |  |  |
| Certhil | 1.509.530,99 - 429.317,62 - 339.317,94 | - | - 9.762.419,53 | - | 625.594,77 | - | - | - | - | - | - | - 8.395.929,34 |
| Castro Dis | 772.917,59 - 323.129,60 - 13.551,07 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | 436.236,92 |
| Celetro | 1.436.638,05 - 173.637,05 - 31.253,59 | - - 26.222.971,89 | - | - | - | - | - - 1.436.638,05 | - | - - 26.427.862,54 |  |  |  |

45. Entre os financeiros, destaca-se a conta- covid aplicadas a Creluz, Certel e Ceriluz, as
quais foram responsáveis por uma redução tarifária de -3,55%, -2,83% e -5,43% respectivamente.
Relata-se ainda que nos casos da Ceriluz e da Creluz utilizou-se 100% do saldo restante na conta. Já
para a Certel considerou-se 50% do saldo restante, em razão do seu efeito médio está abaixo das
outras, o valor restante será considerado no processo tarifário do próximo ano para fins de
modicidade tarifária.
46. Além dos financeiros usuais, neste processo tarifário foi incluído um financeiro
chamado conta-covid supridora. Durante os processos tarifários das permissionárias com
aniversário em 30/9/2020, a diretoria da ANEEL entendeu que a redução tarifária provocada
reversão da Conta Covid no processo tarifário da supridora não estava refletido na tarifa do
consumidor da permissionária que teve o seu desconto reduzido. Ocorre que no cálculo da redução
dos descontos tarifários é considerada a tarifa com efeitos da conta covid, fazendo com que a
redução dos descontos absorva a redução tarifária produzida pela conta covid. Assim foi criado um
financeiro de forma a compartilha com consumidor os efeitos da conta covid da supridora.
47. A Certel e a Certhil tiveram redução do desconto na tarifa de suprimento. No caso da
Certhil, o desconto foi retirado na sua totalidade seja considerando a tarifa da supridora com conta
covid ou sem conta covid. Desta forma entende-se que conta-covid da supridora não impactou a
retirada de desconto da Certhil, assim não há financeiro ser considerado.
48. Em relação a Certel, o desconto tarifário na tarifa de suprimento passou de 35,73%
para 32,97%. Ao calcularmos o desconto tarifário com e sem conta-covid, verificou-se que houve
diferença no cálculo. Assim, foi calculado o financeiro de Conta- Covid supridora no valor de R$ -
754.124,02, com impacto tarifário de -0,36%. Este mesmo valor será repassado a distribuidora por
meio do subsídio de distribuição.
49. Destacam-se ainda os valores de Crédito de PIS Cofins sobre o ICMS solicitados pela
Coprel e Creluz, que solicitaram que fosse considerado em seus processos para modicidade tarifária,
sendo que, no caso da Creluz ainda não havia sido finalizado o processo judicial.
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Fls. 18 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
50. Por fim destaca-se que a Celetro solicitou que os valores do financeiro pis/cofins
fossem diferidos em prol da modicidade tarifária, no valor total de R$-1.436.638,05. Este valor será
considerado no próximo atualizado pelo IPCA.
Pleitos Financeiros de Energia
51. A Certaja e a Coprel solicitaram que fossem incluídos componentes financeiros que
compensem as diferenças não previstas no processo tarifário com custos com o encargo ESS-EER e
com a compra de energia causados pelos novos contratos das permissionárias no Ambiente Livre,
assim como acontece para as concessionárias de distribuição.
52. Entende-se que os novos contratos energia firmados pelas permissionárias tem por
objetivo a redução dos custos com energia em benefício do consumidor, bem como os financeiros
solicitados têm almejam a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da permissão. Porém é
necessário a realização de um debate em consulta pública para estabelecer a adequada métrica de
cálculo desses financeiros, de forma que sejam adequados a realidade de uma permissionária.
Nesse sentido a ANEEL em breve deve abrir uma consulta pública para discutir esse assunto. Uma
vez estabelecida a nova regulamentação, os valores serão calculados de forma retroativa a
existência dos novos contratos.
III.1.8 Subvenção CDE
53. A Subvenção CDE representa os valores mensais de subsídio relativos aos descontos
tarifários a serem repassados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE às
distribuidoras no período de competência de julho de 2021 a junho de 20228. Contempla também,
o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de julho de 2020 a
junho de 2021.
54. Destaca-se que ao valor do ajuste de subsídio da Certaja, foi somado a correção
referente ao ajuste do subsídio do ano anterior. Esta correção ocorreu porque no reajuste passado
foi considerado o mercado fonte incentivada duplicado entre novembro/2019 a junho/2020, por
um problema de declaração desses valores no SAMP. Para corrigir essa questão, nesse processo, foi
considerado o valor de -R$ 3.421.440,08, a preços de julho/2021, somado ao valor do ajuste subsídio
anual. Em razão da correção em questão, o valor do subsídio anual total para essa permissionária é
de – R$ 3.531.227,58, valor este que deverá ser compensado pela distribuidora junto a CCEE.
8 Esses recursos deverão ser repassados até o 10º dia útil do mês subsequente.
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Fls. 19 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Tabela 14 – Valores dos subsídios relativos aos descontos tarifários
Serviço Público
Carga Fonte Irrigante/

Permissionária Distribuição Água, Esgoto Rural Total
Incentivada Aquicultor
Saneamento

| Ceral Dis | - | - | 1.255,45 | 113.986,76 | - 57,58 | 115.184,63 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ceriluz | 173.721,51 | - | 18.119,16 | 294.563,21 | 147.630,08 | 701.617,25 |
| Ceris | - | - | 181,92 | 4.649,14 | - | 4.831,07 |
| Cermissões | 34.381,11 | - | 2.623,61 | 380.139,79 | 425.229,25 | 842.373,76 |
| Cernhe | - | - | 1.466,64 | 110.373,56 | 176.943,73 | 288.783,93 |
| Certaja | - 554.140,30 | - | 1.265,68 | 207.982,14 | 39.040,79 | - 294.268,96 |
| Certel | 73.743,73 | 62.843,67 | 20.367,39 | 413.072,29 | 63,81 | 577.929,24 |
| Cooperluz | 1.003,36 | - | 8.339,73 | 258.643,06 | 33.527,23 | 302.803,46 |
| Coprel | 797.528,78 | - | 3.449,35 | 882.191,16 | 651.671,54 2.371.570,68 |  |
| Creluz | - | - | 14.727,86 | 366.943,54 | 73.496,71 | 481.492,85 |
| Creral | - | - | 790,32 | 167.722,36 | 32.682,03 | 208.201,19 |
| Cerfox | 36.053,11 | - | 2.700,87 | 270.110,44 | - | 318.817,77 |
| Certhil | 189.151,44 | - | 527,86 | 157.967,46 | 22.599,54 | 370.246,29 |
| Castro Dis | - | - | 20,99 | 108.709,82 | 1.142,82 | 109.873,63 |
| Celetro | - | - | 3.334,11 | 343.659,04 | 111.445,13 | 458.438,28 |

55. A CCEE também é responsável pelo repasse da subvenção CDE relativo à
compensação da baixa densidade de carga das permissionárias em relação às competências de julho
de 2021 a junho de 2022. A Tabela 15 apresenta os valores mensais dos subsídios relativos à
compensação da baixa Densidade de Carga das permissionárias de cada permissionária.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Tabela 15. Subsídios relativos à compensação da baixa densidade.
Compensação em
função da baixa
Permissionária
densidade de
carga
Ceral Dis 114.268,08
Ceriluz 1.393.640,57
Ceris 195.935,20
Cermissões 2.170.595,77
Cernhe 702.038,47
Certaja 1.698.642,41
Certel 1.326.264,17
Cooperluz 1.781.671,31
Coprel 5.354.612,74
Creluz 1.548.453,40
Creral 732.302,77
Cerfox 1.603.118,46
Certhil 813.534,96
Castro Dis -
Celetro 2.185.247,66
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
56. O inciso IV do art. 15 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, estabelece que as
tarifas máximas do serviço público de energia elétrica serão fixadas em ato específico da ANEEL,
que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do
respectivo contrato.
57. O inciso X do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335, de 6 de outubro de 1997,
estabelece a competência da ANEEL para atuar nos processos de definição e controle de preços e
de tarifas.
58. O art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 2004, com a redação dada pelo art.
9° da Lei n° 13.360, de 17 de novembro de 2016, estabelece a incumbência da ANEEL para
homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e dos
Contratos de Permissão.
V - DA CONCLUSÃO
59. Com base na legislação vigente, no que consta do Processo no 48500.005052/202010 e nas informações contidas nessa Nota Técnica, opinamos:
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Fls. 21 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
a. pela aprovação dos efeitos médios constantes da Tabela 16 que representam os
resultados dos cálculos tarifários das permissionárias com data de aniversário em
30 de julho de 2021;
Tabela 16. Efeito médio para os consumidores cativos
Permissionária Alta Tensão Baixa Tensão Efeito Médio Efeito B1

| Ceral Dis | 18,61% | 25,92% | 23,31% | 18,26% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Ceriluz | 12,06% | 14,09% | 13,03% | 8,60% |
| Ceris | 13,09% | 14,28% | 14,24% | 13,92% |
| Cermissões | 6,74% | -0,26% | 1,72% | -4,29% |
| Cernhe | -0,48% | 7,90% | 7,16% | 2,41% |
| Certaja | -3,14% | -7,70% | -6,29% -10,63% |  |
| Certel | 5,16% | 7,28% | 6,51% | 5,13% |
| Cooperluz | 0,42% | 7,07% | 6,42% | 1,57% |
| Coprel | 3,73% | -3,08% | -0,03% | -8,00% |
| Creluz | 8,45% | 11,21% | 10,54% | 6,77% |
| Creral | 7,93% | 15,17% | 11,31% | 9,09% |
| Cerfox | 10,69% | 13,38% | 12,99% | 8,01% |
| Certhil | 5,88% | 12,12% | 8,84% | 5,77% |
| Castro Dis | 15,79% | 22,08% | 18,53% | 14,83% |
| Celetro | 18,00% | 20,13% | 19,70% | 14,99% |

b.
pela fixação das Tarifas de Suprimento das supridoras para as Permissionárias com
data de aniversário contratual em 30 de julho de 2021;
c.
pela fixação dos valores das quotas anuais da Conta de Desenvolvimento
Energético - CDE e do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica – PROINFA;
d. pela homologação dos valores mensais de recursos da CDE a serem repassados
pela CCEE às permissionárias com data de aniversário em 30 de julho de 2021, de
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
e. pela homologação dos valores mensais de recursos da CDE a serem repassados
pela CCEE às permissionárias com data de aniversário em 30 de julho de 2021, de
modo a custear a baixa densidade de carga das permissionárias.
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Fls. 22 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
60. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação dos
Cálculos Tarifários em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
61. O Anexo I detalha o cálculo de cada Permissionária.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
LEONARDO DE ARAÚJO SILVA CECÍLIA MAGALHÃES FRANCISCO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
ANA LÚCIA DE ANDRADE PASSOS ÉRIKA BRAGA LOURENÇATTO
Especialista em Regulação Analista Administrativo
(Assinado digitalmente)
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ
Analista Administrativo
De acordo,
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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Fls. 23 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
ANEXO I – DETALHAMENTO DO CÁLCULO TARIFÁRIO DE CADA
PERMISSIONÁRIA
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Fls. 24 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
I.1. Cernhe
A Cernhe, sediada na cidade de Novo Horizonte - SP, atende cerca de 4 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 22 milhões. Este ano a permissionária será
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter optado em assinar o Termo Aditivo
ao contrato de permissão, aprovado pela REN 704/2016, a definição da parcela B segue a regra
descrita no submódulo 8.4 do PRORET
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.1.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 1.554.143,58 | 1.660.636,28 | 6,85% | 0,48% | 7,27% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 66.963,57 | 70.230,50 | 4,88% | 0,01% | 0,31% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 1.315.341,83 | 1.375.735,75 | 4,59% | 0,27% | 6,03% |
| PROINFA | 171.838,18 | 214.670,03 | 24,93% | 0,19% | 0,94% |
| ENERGIA COMPRADA | 6.188.197,08 | 7.015.027,91 | 13,36% | 3,71% | 30,73% |
| Energia | 6.188.197,08 | 7.015.027,91 | 13,36% | 3,71% | 30,73% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 3.030.589,39 | 2.425.453,56 | -19,97% | -2,72% | 10,63% |
| Uso do sistema de distribuição | 3.030.589,39 | 2.425.453,56 | -19,97% | -2,72% | 10,63% |
| Total de Parcela A | 10.772.930,05 | 11.101.117,74 | 3,05% | 1,47% | 48,63% |
| Total de Parcela B | 11.499.878,80 | 11.726.011,20 | 1,97% | 1,02% | 51,37% |

Variação econômica 2,49%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 504.356,86 2,26%
Neutralidade Encargos Setoriais (353.780,85) -1,59%
-0,12%
Compensação DIC FIC (27.563,15)

Subvenção CDE (9.216.945,88) -41,38%
Total Financeiros - 9.093.933,02 -40,83%
Variação econômica e financeira -38,34%
45,50%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 7,16%
Os custos da Parcela A representam 48,63% da receita econômica da Permissionária. O aumento
dos custos relativos a essa parcela representa 1,47% da variação econômico-financeira da Cernhe,
cuja variação total foi de 2,49%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,48% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,27%, decorrente do cálculo das cotas anuais
de CDE para o ano de 2021.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de -2,72%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.
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Fls. 25 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 3,71%, efeito também derivado das novas tarifas de suprimento.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 51,37% da Receita, resultando
num efeito de 1,02% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 2,49%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -40,83%, contribuindo com o efeito final de -38,34% sobre as tarifas de energia
elétrica vigentes para a Cernhe.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários9, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cernhe, em relação às
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 288.783,93. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.1.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 303,48 | 1.163,16 | 1.466,64 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Rural | 34.629,61 | 75.743,96 | 110.373,56 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 58.519,17 | 118.424,56 | 176.943,73 |
| TOTAL | 93.452,26 | 195.331,67 | 288.783,93 |

O Gráfico I.1.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
9 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº
7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
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Fls. 26 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Custo de
Custo de Energia Trasnmissão
Encargos
26,8% 9,3%
Setoriais
6,3%
Impostos ICMS
12,8%
11,6%
PIS/COFINS
1,2%
Custo de
Distribuição
44,8%
Gráfico I.1.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora
Energisa Sul Sudeste.

Cernhe ESS IGP_M IPCA
1.050
950
850
750
712,47
650

MWh 588,85 603,05
572,46
/ 550,73
R$ 550 513,89

489,04 489,04 497,35
461,92

432,22 432,22 432,22 424,02 432,96 432,96
450 432,22 406,19 418,87
328,86
338,46
350

271,80 282,32 282,32
250
150

ago-12 jan-13 jul-13 jul-13 jul-14 jul-15 jul-16 jul-17 jul-18 jul-19 jul-20 jul-21
Gráfico I.1.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
A permissionária não apresentou pleitos específicos.
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Fls. 27 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
I.2. Castro Dis
A Castro Dis, sediada na cidade de Castro - PR, atende cerca de 2 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 18 milhões. Este ano a permissionária será
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter sido regularizada em 2018, a
definição da parcela B segue a regra descrita no submódulo 8.4 do PRORET, aprovado pela REN
704/2016
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.2.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 2.942.573,16 | 3.136.546,04 | 6,59% | 1,08% | 15,58% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 13.245,51 | 14.048,47 | 6,06% | 0,00% | 0,07% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 2.575.273,84 | 2.678.381,05 | 4,00% | 0,58% | 13,30% |
| PROINFA | 354.053,81 | 444.116,52 | 25,44% | 0,50% | 2,21% |
| ENERGIA COMPRADA | 8.564.716,50 | 10.039.698,62 | 17,22% | 8,24% | 49,87% |
| Energia | 8.564.716,50 | 10.039.698,62 | 17,22% | 8,24% | 49,87% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 3.414.051,17 | 3.959.481,19 | 15,98% | 3,05% | 19,67% |
| Uso do sistema de distribuição | 3.414.051,17 | 3.959.481,19 | 15,98% | 3,05% | 19,67% |
| Total de Parcela A | 14.921.340,83 | 17.135.725,85 | 14,84% | 12,37% | 85,12% |
| Total de Parcela B | 2.984.333,59 | 2.996.536,26 | 0,41% | 0,07% | 14,88% |

Variação econômica 12,44%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 772.917,59 4,32%
Neutralidade Encargos Setoriais (323.129,60) -1,80%
-0,08%
Compensação DIC FIC (13.551,07)

Total Financeiros 436.236,92 2,44%
Variação econômica e financeira 14,88%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 3,65%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 18,53%
Os custos da Parcela A representam 85,12% da receita econômica da Permissionária. O aumento
dos custos relativos a essa parcela representa 12,37% da variação econômico-financeira da Castro
Dis,
cuja variação total foi de 12,44%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
1,08% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,58%, decorrente do cálculo das cotas anuais
de CDE para o ano de 2021.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 3,05%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 28 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 8,24% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da COPEL para a Castro Dis. A permissionária permanece com
o desconto de 33,84%, uma vez que seu efeito ficou acima de 10%.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 14,88% da Receita, resultando
num efeito de 0,07% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 12,44%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de 2,44%, contribuindo com o efeito final de 14,88% sobre as tarifas de energia
elétrica vigentes para a Castro Dis.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários10, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Castro Dis, em relação às
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 109.873,63. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.2.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (35,69) | 56,68 | 20,99 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Rural | 17.266,85 | 91.442,97 | 108.709,82 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 553,63 | 589,19 | 1.142,82 |
| TOTAL | 17.784,79 | 92.088,83 | 109.873,63 |

O Gráfico I.2.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
10 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 29 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
16,0% 12,7%
Impostos
ICMS
18,4%
18,2%
Custo de Energia
40,7%
PIS/COFINS
Custo de 0,2%
Distribuição
12,1%
Gráfico I.2.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora CPFL
Paulista. Percebe-se que embora o efeito médio tenha sido relevante, as tarifas da cooperativa
ainda permanecem bem abaixo de sua supridora.

Castro Dis COPEL IGP_M IPCA
600
558,81
550
517,61
507,52 512,77
500
450
424,29
MWh 400
369,50
350,79
/
R$ 350 331,01
300
250
200
150

jul-18 jul-19 jul-20 jul-21
Gráfico I.2.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 30 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Pleitos Específicos
A permissionária não apresentou pleitos específicos.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 31 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
I.3. Cermissões
A Cermissões, sediada na cidade de Caibaté - RS, atende cerca de 27 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 105 milhões. Este ano a permissionária será
submetida ao processo de Revisão Tarifária Periódica - RTP. A permissionária optou por assinar o
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido
no submódulo 8.3
do PRORET.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.3.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 8.509.777,94 | 9.458.645,25 | 11,15% | 0,91% | 9,36% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 232.077,74 | 219.625,82 | -5,37% | -0,01% | 0,22% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 7.297.052,10 | 7.642.650,50 | 4,74% | 0,33% | 7,56% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | - | 363.200,10 | 0,00% | 0,35% | 0,36% |
| PROINFA | 980.648,10 | 1.233.168,84 | 25,75% | 0,24% | 1,22% |
| ENERGIA COMPRADA | 36.886.249,88 | 31.013.013,34 | -15,92% | -5,61% | 30,69% |
| Energia | 36.886.249,88 | 31.013.013,34 | -15,92% | -5,61% | 30,69% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 12.022.539,74 | 14.138.611,96 | 17,60% | 2,02% | 13,99% |
| Rede Básica | 1.551.283,27 | 1.372.109,93 | -11,55% | -0,17% | 1,36% |
| Rede Básica Fronteira | 822.169,19 | 905.337,38 | 10,12% | 0,08% | 0,90% |
| Uso do sistema de distribuição | 9.649.087,28 | 11.861.164,65 | 22,93% | 2,11% | 11,74% |
| Total de Parcela A | 57.418.567,56 | 54.610.270,56 | -4,89% | -2,68% | 54,05% |
| Total de Parcela B | 47.294.713,33 | 46.430.708,48 | -1,83% | -0,83% | 45,95% |

Variação econômica -3,51%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação
2.746.538,78 2,62%
Repasse de PIS COFINS

Neutralidade Encargos Setoriais (156.378,76) -0,15%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão 274.960,84 0,26%
Compensação DIC FIC (180.656,05) -0,17%
-24,87%
Subvenção CDE (26.047.149,18)

Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (44,80) 0,00%
Previsão de Risco Hidrológico 1.248.163,57 1,19%
Total Financeiros (22.114.565,62) -21,12%
Variação econômica e financeira -24,63%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 26,35%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 1,72%
Os custos da Parcela A representam 54,05% da receita econômica da Permissionária. A variação dos
custos relativos a essa parcela representa -2,68% da variação econômico-financeira da Cermissões,
cuja variação total foi de -3,51%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,91% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,33%, decorrente do cálculo das cotas anuais
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 32 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
de CDE para o ano de 2021. Vale Destacar que, como a permissionária comprou
energia de uma comercializadora e passará a ser agente da CCEE em 2022.
Portanto terá que arcar com esses custos do Encargo de Serviço do Sistema – ESS
e de Energia de Reserva – EER, com impacto de 0,35% neste processo.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 2,02%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
decréscimo de -5,61% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da RGE para a Cermissões. A permissionária optou por
comprar energia do ACL, e firmado contrato com a Electra. Embora tenha sentido
os efeitos do contrato neste processo (variação de -15,92% no total), seus efeitos
serão plenamente sentidos no próximo RTA, uma vez que o suprimento do novo
contrato terá início somente em 01/01/2022.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 45,95% da Receita, resultando
num efeito de -0,83% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de -3,51%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -21,12%, contribuindo com o efeito final de -24,63% sobre as tarifas de energia
elétrica vigentes para a Cermissões.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários11, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cermissões, em relação às
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 842.373,76. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
11 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 33 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
TABELA I.3.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 16.265,41 | 18.115,70 | 34.381,11 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (417,07) | 3.040,69 | 2.623,61 |
| Subsidio Rural | 4.188,53 | 375.951,26 | 380.139,79 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 95.273,19 | 329.956,06 | 425.229,25 |
| TOTAL | 115.310,06 | 727.063,70 | 842.373,76 |

O Gráfico I.3.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de
Encargos
Trasnmissão
Setoriais
11,4% 7,6%
Custo de Energia
24,9%
Impostos
ICMS
18,7%
17,4%
PIS/COFINS
1,3%
Custo de
Distribuição
37,3%
Gráfico I.3.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora
RGE.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 34 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Gráfico I.3.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
A permissionária não apresentou pleitos específicos.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 35 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
I.4. Celetro
A Celetro, sediada na cidade de Jacuí - RS, atende cerca de 56 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 73 milhões. Este ano a permissionária será
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter sido regularizada após 2018, a
definição da parcela B segue a regra descrita no submódulo 8.4 do PRORET, aprovado pela REN 704/2016
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.4.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 5.631.505,02 | 6.057.347,75 | 7,56% | 0,59% | 7,14% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 186.724,89 | 197.673,65 | 5,86% | 0,02% | 0,23% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 4.809.322,73 | 5.059.594,82 | 5,20% | 0,34% | 5,97% |
| PROINFA | 635.457,40 | 800.079,29 | 25,91% | 0,23% | 0,94% |
| ENERGIA COMPRADA | 21.172.621,88 | 23.820.611,08 | 12,51% | 3,64% | 28,09% |
| Energia | 21.172.621,88 | 23.820.611,08 | 12,51% | 3,64% | 28,09% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 9.040.579,31 | 12.160.512,80 | 34,51% | 4,29% | 14,34% |
| Uso do sistema de distribuição | 9.040.579,31 | 12.160.512,80 | 34,51% | 4,29% | 14,34% |
| Total de Parcela A | 35.844.706,20 | 42.038.471,63 | 17,28% | 8,51% | 49,57% |
| Total de Parcela B | 36.945.785,54 | 42.767.969,54 | 15,76% | 8,00% | 50,43% |

Variação econômica 16,51%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 1.436.638,05 1,97%
(173.637,05) -0,24%
Neutralidade Encargos Setoriais

| Compensação DIC FIC | (31.253,59) | -0,04% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Subvenção CDE | (26.222.971,89) | -36,03% |  |
| Diferimento Pis Cofins | -1.436.638,05 | -1,97% |  |
| Total Financeiros | - | 26.427.862,54 | -36,31% |

Variação econômica e financeira -19,80%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 39,50%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 19,70%
Os custos da Parcela A representam 49,57% da receita econômica da Permissionária. O aumento
dos custos relativos a essa parcela representa 8,51% da variação econômico-financeira da Celetro,
cuja variação total foi de 16,51%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,59% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,34%, decorrente do cálculo das cotas anuais
de CDE para o ano de 2021.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 4,29%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras RGE
Sul e Nova Palma.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 36 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 3,64% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo das novas
tarifas de suprimento da RGE Sul e da Nova Palma para a Celetro.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 50,43% da Receita, resultando
num efeito de 8,00% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 16,51%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -36,31%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (39,50%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 19,70%.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários12, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Celetro, em relação às
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 458.438,28. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.4.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 375,60 | 2.958,51 | 3.334,11 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Rural | 29.267,27 | 314.391,77 | 343.659,04 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 48.347,59 | 63.097,54 | 111.445,13 |
| TOTAL | 77.990,45 | 380.447,82 | 458.438,28 |

O Gráfico I.4.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
12 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 37 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
9,1% 4,5%
Custo de Energia
17,8%
Impostos
ICMS
36,7%
36,7%
PIS/COFINS
Custo de 0,0%
Distribuição
31,9%
Gráfico I.4.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora RGE
Sul.

Celetro RGE Sul IGP_M IPCA
750
677,97
643,09
650
589,57 589,57
560,27
550 527,59
MWh
450
/
R$
350
250
150

jul-18 jul-19 jul-20 jul-21
Gráfico I.4.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

.
Fls. 38 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
A Permissionária solicitou que fosse diferido o valor do PIS Cofins -R$ 1.436.638,05 em prol da
modicidade tarifária. O Pleito foi aceito.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 39 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
I.5. Certaja
A Certaja, sediada na cidade de Taquari - RS, atende cerca de 25 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 77 milhões. Este ano a permissionária será
submetida ao processo de Revisão Tarifária Periódica - RTP. A permissionária optou por assinar o
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido
no submódulo 8.4 do PRORET.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.5.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 7.927.152,69 | 8.502.958,05 | 7,26% | 0,75% | 11,54% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 188.021,32 | 166.389,64 | -11,50% | -0,03% | 0,23% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 6.178.448,33 | 6.440.461,13 | 4,24% | 0,34% | 8,74% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | 727.144,82 | 851.967,65 | 17,20% | 0,16% | 1,16% |
| PROINFA | 833.538,22 | 1.044.139,63 | 25,27% | 0,27% | 1,42% |
| ENERGIA COMPRADA | 23.837.511,07 | 19.083.416,94 | -19,94% | -6,19% | 25,91% |
| Energia | 23.837.511,07 | 19.083.416,94 | -19,94% | -6,19% | 25,91% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 6.914.770,69 | 7.569.073,49 | 9,46% | 0,85% | 10,28% |
| Rede Básica | 2.393.238,42 | 2.413.084,80 | 0,80% | 0,03% | 3,28% |
| Rede Básica Fronteira | 797.704,57 | 732.638,40 | -8,20% | -0,08% | 0,99% |
| Conexão | 312.782,93 | 344.228,01 | 10,10% | 0,04% | 0,47% |
| Uso do sistema de distribuição | 3.411.044,77 | 4.079.122,28 | 19,59% | 0,87% | 5,54% |
| Total de Parcela A | 38.679.434,45 | 35.155.448,48 | -9,11% | -4,59% | 47,73% |
| Total de Parcela B | 38.070.535,99 | 38.500.000,00 | 1,13% | 0,56% | 52,27% |

Variação econômica -4,03%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 1.176.052,18 1,53%
Neutralidade Encargos Setoriais (229.865,01) -0,30%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão 305.429,85 0,40%
-0,29%
Compensação DIC FIC (225.435,20)

| Subvenção CDE | (20.383.708,90) | -26,56% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Previsão de Risco Hidrológico | 2.452.358,79 | 3,20% |  |
| Reversão de Risco Hidrológico | -1.031.622,24 | -1,34% |  |
| Total Financeiros | - | 17.936.790,53 | -23,37% |

Variação econômica e financeira -27,40%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 21,11%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores -6,29%
Os custos da Parcela A representam 47,73% da receita econômica da Permissionária. A variação dos
custos relativos a essa parcela representa -4,59% da variação econômico-financeira da Certaja, cuja
variação total foi de -4,03%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,75% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
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Fls. 40 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,34%, decorrente do cálculo das cotas anuais
de CDE para o ano de 2021.
Destaca-se também o ESS-EER, como a permissionária é agente da CCEE, esta
participa do rateio desses custos, os quais impactaram em 0,16% esse processo
tarifário.
b)
Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 0,85%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora, bem
como das novas tarifas de rede básica.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia com a redução
tarifária de -6,19%. Esta variação é resultado do contrato feito no Ambiente de
Contratação Livre com comercializadora Electra, que este ano passa a estar
vigente por todo processo tarifário.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 52,27% da Receita, resultando
num efeito de 0,56% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de -4,03%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -23,37%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (21,11%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em -6,29%.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários13, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Certaja, em relação às
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ (294.268,96). Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
13 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
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Fls. 41 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
TABELA I.5.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | - | 634.802,53 | 80.662,23 - | 554.140,30 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Geração Fonte Incentivda | 6,29 | 11.576,44 | 11.582,72 |  |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (58,53) | 1.324,21 | 1.265,68 |  |
| Subsidio Rural | 10.903,95 | 197.078,19 | 207.982,14 |  |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | (1.513,65) | 40.554,44 | 39.040,79 |  |
| TOTAL | (625.464,47) | 331.195,51 | (294.268,96) |  |

Destaca-se que ao valor do ajuste de subsídio da Certaja, foi somado a correção referente ao ajuste
do subsídio do ano anterior. Esta correção ocorreu porque no reajuste passado foi considerado o
mercado fonte incentivada duplicado entre novembro/2019 a junho/2020, por um problema de
declaração desses valores no SAMP. Para corrigir essa questão, nesse processo, foi considerado o
valor de -R$ 3.421.440,08, a preços de julho/2021, somado ao valor do ajuste subsídio anual. Em
razão da correção em questão, o valor do subsídio anual total para essa permissionária é de – R$
3.531.227,58, valor este que deverá ser compensado pela distribuidora junto a CCEE.
O Gráfico I.5.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais

Custo de Energia 8,2% 9,2%
20,6%
Impostos
ICMS
20,6%
19,8%
PIS/COFINS
Custo de 0,8%
Distribuição
41,5%
Gráfico I.5.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora
RGE Sul.
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Fls. 42 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.

Certaja RGE Sul IGP_M IPCA
1.050
950
850
750
643,09
650 616,20

MWh 595,99 589,57
583,48
/ 551,04 560,27

R$ 550 527,59 521,45
446,80 433,86

450 422,53 404,46 415,49
404,46 404,46 404,46 350,69 393,10 393,10
329,56
350 305,14
284,78 284,78
250
150

ago-12 jan-13 jun-13 jul-13 jul-14 jul-15 jul-16 jul-17 jul-18 jul-19 jul-20 jul-21
Gráfico I.5.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
1-Estrutura Tarifária
A Certaja solicitou que o cálculo das tarifas de referência de acordo com o submódulo 7.2. O pleito
foi acatado, o cálculo foi realizado conforme Nota Técnica de estrutura Tarifária.
2- Financeiros Extraordinários
A Certaja solicitou que fossem incluídos componentes financeiros que compensem as diferenças
não previstas no processo tarifário com custos com o encargo ESS/EER e com a compra de energia
causados pelos novos contratos das permissionárias no Ambiente Livre, assim como acontece para
as concessionárias de distribuição.
Entende-se que os novos contratos energia firmados pelas permissionárias tem por objetivo a
redução dos custos com energia em benefício do consumidor, bem como os financeiros solicitados
almejam a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da permissão. Porém é necessário a
realização de um debate em consulta pública para estabelecer a adequada métrica de cálculo
desses financeiros, de forma que sejam adequados a realidade de uma permissionária. Nesse
sentido, a ANEEL em breve deve abrir uma consulta pública para discutir esse assunto. Uma vez
estabelecida a nova regulamentação, os valores serão calculados de forma retroativa.
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Fls. 43 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
I.6. Coprel
A Coprel, sediada na cidade de Ibirubá - RS, atende cerca de 55 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 263 milhões. Este ano a permissionária será
submetida ao processo de Revisão Tarifária Periódica - RTP. A permissionária optou por assinar o
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido
no submódulo 8.4 do PRORET.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.6.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 31.976.010,79 | 34.037.065,48 | 6,45% | 0,78% | 13,34% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 505.922,04 | 534.654,03 | 5,68% | 0,01% | 0,21% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 25.193.326,07 | 26.149.619,59 | 3,80% | 0,36% | 10,25% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | 2.799.941,91 | 2.995.004,47 | 7,00% | 0,07% | 1,17% |
| PROINFA | 3.476.820,76 | 4.357.787,40 | 25,34% | 0,34% | 1,71% |
| P&D e Eficiência Energética | 0,00 | - | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| ENERGIA COMPRADA | 83.534.100,88 | 69.917.130,47 | -16,30% | -5,18% | 27,41% |
| Energia | 83.534.100,88 | 69.917.130,47 | -16,30% | -5,18% | 27,41% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 38.653.515,33 | 38.911.228,92 | 0,67% | 0,10% | 15,26% |
| Rede Básica | 4.684.741,35 | 3.940.116,00 | -0,28% | 1,54% |  |
| Rede Básica Fronteira | 4.575.428,55 | 3.062.535,60 | -0,58% | 1,20% |  |
| Conexão | 1.290.444,22 | 255.003,85 | -80,20% | -0,39% | 0,10% |
| Uso do sistema de distribuição | 28.102.901,21 | 31.653.573,47 | 12,63% | 1,35% | 12,41% |
| Total de Parcela A | 154.163.627,00 | 142.865.424,87 | -7,33% | -4,30% | 56,01% |
| Total de Parcela B | 108.603.611,10 | 112.203.054,81 | 3,31% | 1,37% | 43,99% |

Variação econômica -2,93%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 5.169.766,01 1,97%
Neutralidade Encargos Setoriais (287.392,37) -0,11%
0,31%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão 822.440,72

Compensação DIC FIC (384.549,44) -0,15%
Subvenção CDE (64.255.352,83) -24,45%
Previsão de Risco Hidrológico 8.947.125,32 3,40%
-1,30%
Crédito de Pis Cofins (3.410.000,00)

Reversão Previsão de Risco Hidorlógico -4.269.749,84 -1,62%
Total Financeiros - 57.667.712,44 -21,95%
Variação econômica e financeira -24,88%
24,85%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores -0,03%
Os custos da Parcela A representam 56,01% da receita econômica da Permissionária. A redução dos
custos relativos a essa parcela representa -4,30% da variação econômico-financeira da Coprel, cuja
variação total foi de -2,93%, com destaque para:
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Fls. 44 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,78% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,36%, decorrente do cálculo das cotas anuais
de CDE para o ano de 2021.
Destaca-se também o ESS-EER, como a permissionária é agente da CCEE, esta
participa do rateio desses custos, os quais impactaram em 0,07% esse processo
tarifário.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 0,10%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora, bem
como das novas tarifas de rede básica.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia com a redução
tarifária de -5,18%. Esta variação é resultado do contrato feito no Ambiente de
Contratação Livre com comercializadora Electra, que este ano passa a estar
vigente por todo processo tarifário.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 43,99% da Receita, resultando
num efeito de 1,37% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de -2,93%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -21,95%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (24,85%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em -0,03%.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários14, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Coprel, em relação às
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 2.371.570,68. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
14 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
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Fls. 45 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
TABELA I.6.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 405.576,23 | 391.952,55 | 797.528,78 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Geração Fonte Incentivda | 1.035,37 | 35.694,48 | 36.729,85 |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 12,25 | 3.437,10 | 3.449,35 |
| Subsidio Rural | (55.123,76) | 937.314,91 | 882.191,16 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 379.087,33 | 272.584,22 | 651.671,54 |
| TOTAL | 730.587,42 | 1.640.983,26 | 2.371.570,68 |

O Gráfico I.6.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
12,6% 11,0%
Custo de Energia
22,6%
Impostos
ICMS
17,6%
16,8%
PIS/COFINS
0,8%
Custo de
Distribuição
36,3%
Gráfico I.6.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora
RGE.
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Fls. 46 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.

Coprel RGE IGP_M IPCA
1.050
950
850
750
643,09
MWh 650
589,57
571,18 560,27

R$ / 525,89 527,59
550 497,26 497,90
446,80 458,09

450 422,53 433,86
405,06 405,06 350,69 414,44 402,86 415,49
329,56

350 329,56 323,12 325,23
283,00 284,78
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 jul-13 jul-14 jul-15 jul-16 jul-17 jul-18 jul-19 jul-20 jul-21
Gráfico I.6.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
1-Estrutura Tarifária
A Coprel solicitou que o cálculo das tarifas de referência de acordo com o submódulo 7.2. O pleito
foi acatado, o cálculo foi realizado conforme Nota Técnica de estrutura Tarifária.
2- Financeiros Extraordinários
A Coprel solicitou que fossem incluídos componentes financeiros que compensem as diferenças
não previstas no processo tarifário com custos com o encargo ESS/EER e com a compra de energia
causados pelos novos contratos das permissionárias no Ambiente Livre, assim como acontece para
as concessionárias de distribuição.
Entende-se que os novos contratos energia firmados pelas permissionárias tem por objetivo a
redução dos custos com energia em benefício do consumidor, bem como os financeiros solicitados
almejam a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da permissão. Porém é necessário a
realização de um debate em consulta pública para estabelecer a adequada métrica de cálculo
desses financeiros, de forma que sejam adequados a realidade de uma permissionária. Nesse
sentido, a ANEEL em breve deve abrir uma consulta pública para discutir esse assunto. Uma vez
estabelecida a nova regulamentação, os valores serão calculados de forma retroativa.
3- Crédito de Pis Cofins sobre o ICMS
A Coprel solicitou que fosse incluído em seu processo tarifário, os créditos de Pis/Cofins sobre ICMS
adquiridos após trânsito em julgado de ação judicial. O pleito foi acatado e considerou-se o valor de
R$ - 3.410.000,00 em prol da modicidade tarifária.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 47 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
I.7. Ceral Dis
A Ceral Dis, sediada na cidade de Arapoti - PR, atende cerca de 1 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 15 milhões. Este ano a permissionária será
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. A permissionária optou assinar o termo
aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue definida nos termos do
submódulo 8.4 do PRORET.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.7.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 1.895.663,48 | 2.028.125,34 | 6,99% | 0,86% | 11,45% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 20.755,78 | 24.160,29 | 16,40% | 0,02% | 0,14% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 1.652.084,59 | 1.724.484,71 | 4,38% | 0,47% | 9,74% |
| PROINFA | 222.823,11 | 279.480,35 | 25,43% | 0,37% | 1,58% |
| ENERGIA COMPRADA | 6.268.081,75 | 7.365.897,72 | 17,51% | 7,13% | 41,59% |
| Energia | 6.268.081,75 | 7.365.897,72 | 17,51% | 7,13% | 41,59% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 2.622.827,05 | 3.107.044,11 | 18,46% | 3,15% | 17,54% |
| Uso do sistema de distribuição | 2.622.827,05 | 3.107.044,11 | 18,46% | 3,15% | 17,54% |
| Total de Parcela A | 10.786.572,29 | 12.501.067,17 | 15,89% | 11,14% | 70,58% |
| Total de Parcela B | 4.607.884,61 | 5.210.080,55 | 13,07% | 3,91% | 29,42% |

Variação econômica 15,05%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 511.432,47 3,32%
(104.523,59) -0,68%
Neutralidade Encargos Setoriais

Compensação DIC FIC (11.339,91) -0,07%
Subvenção CDE (1.371.216,93) -8,91%
Total Financeiros - 975.647,96 -6,34%
Variação econômica e financeira 8,71%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 14,60%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 23,31%
Os custos da Parcela A representam 70,58% da receita econômica da Permissionária. O aumento
dos custos relativos a essa parcela representa 11,14% da variação econômico-financeira da Ceral
Dis, cuja variação total foi de 15,05%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,86% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,47%, decorrente do cálculo das cotas anuais
de CDE para o ano de 2021.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 3,15%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 48 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 7,13% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da Copel-Dis para a Ceral Dis, cuja as tarifas variaram em
média 16%.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 29,42% da Receita, resultando
num efeito de 3,91% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 15,05%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -6,34%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (14,60%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 23,31%.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários15, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Ceral Dis, em relação às
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 115.184,63. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.7.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (163,68) | 1.419,12 | 1.255,45 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Rural | 11.129,09 | 102.857,68 | 113.986,76 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | (70,24) | 12,66 | (57,58) |
| TOTAL | 10.895,17 | 104.289,46 | 115.184,63 |

O Gráfico I.7.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
15 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
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Fls. 49 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Custo de
Encargos
Trasnmissão
Setoriais
14,7%
9,6%
Custo de Energia

34,9% Impostos ICMS
16,2% 14,3%
PIS/COFINS
1,9%
Custo de
Distribuição
24,7%
Gráfico I.7.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora
Copel-Dis.

Ceral Dis Copel-Dis IGP_M IPCA
850
750
650
587,54
558,81

550 517,61 512,77
MWh 507,52 496,82
492,31 444,40
469,96
/

R$ 450 421,47 440,56
389,73
334,38
326,37 347,10
350 334,38 334,38
319,53
296,26
263,55 280,39 263,55
242,58
250 226,27
150

ago-12 jan-13 jun-13 jul-13 jul-14 jul-15 jul-16 jul-17 jul-18 jul-19 jul-20 jul-21
Gráfico I.7.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Não há pleito específico.
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Fls. 50 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
I.8. Creluz
A Creluz, sediada na cidade de Pinhal - RS, atende cerca de 24 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 85 milhões. Este ano a permissionária será
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. A permissionária optou por assinar o
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido
no submódulo 8.4 do PRORET
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.8.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 7.336.756,36 | 11.502.353,89 | 56,78% | 4,87% | 13,43% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 202.634,68 | 203.539,89 | 0,45% | 0,00% | 0,24% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 6.295.115,75 | 6.566.019,71 | 4,30% | 0,32% | 7,66% |
| CDE Conta-COVID | - | 3.110.206,14 | 100,00% | 3,64% | 3,63% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | - | 573.456,61 | 100,00% | 0,67% | 0,67% |
| PROINFA | 839.005,94 | 1.049.131,55 | 25,04% | 0,25% | 1,22% |
| ENERGIA COMPRADA | 23.364.579,37 | 18.147.509,87 | -22,33% | -6,10% | 21,18% |
| Energia | 23.364.579,37 | 18.147.509,87 | -22,33% | -6,10% | 21,18% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 12.660.210,70 | 14.389.026,78 | 13,66% | 2,02% | 16,80% |
| Uso do sistema de distribuição | 12.660.210,70 | 14.389.026,78 | 13,66% | 2,02% | 16,80% |
| Total de Parcela A | 43.361.546,43 | 44.038.890,54 | 1,56% | 0,79% | 51,41% |
| Total de Parcela B | 42.096.246,94 | 41.629.263,51 | -1,11% | -0,55% | 48,59% |

Variação econômica 0,25%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 2.509.075,10 2,94%
(188.595,69) -0,22%
Neutralidade Encargos Setoriais

Compensação DIC FIC (231.784,70) -0,27%
Subvenção CDE (18.581.440,79) -21,74%
Previsão de Risco Hidrológico 1.970.851,60 2,31%
-3,55%
Efeito Conta COVID (3.031.163,02)

Crédito Pis/Cofins (1.672.650,62) -1,96%
Total Financeiros - 19.225.708,11 -22,50%
Variação econômica e financeira -22,25%
32,79%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 10,54%
Os custos da Parcela A representam 51,41% da receita econômica da Permissionária. O aumento
dos custos relativos a essa parcela representa 0,79% da variação econômico-financeira da Creluz,
cuja variação total foi de 0,25%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
4,87% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,32%, decorrente do cálculo das cotas anuais
de CDE para o ano de 2021, bem como devido ao início do pagamento da CDE
Conta Covid, com impacto tarifário de 3,64%.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 51 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Vale Destacar que, como a permissionária comprou energia de uma
comercializadora e passará a ser agente da CCEE em 2022, terá que arcar com os
custos do Encargo de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER. A
inclusão desse encargo causou um aumento tarifário de 0,67%.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 2,02%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com -
6,10% na tarifa vigente, esse impacto é reflexo do contrato realizado pela
permissionária no ambiente livre.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 48,59% da Receita, resultando
num efeito de -0,55% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 0,25%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -22,50%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior, resultou
no efeito médio final para o consumidor em 10,54%.
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionado à Conta-Covid, cujo montante
implicaram em impacto de -3,67% neste reajuste. O montante em questão equivale a 100%
totalidade do valor a ser revertido pela CRELUZ da Conta-Covid e corresponde aos itens previstos
nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários16, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Creluz, em relação às
competências entre julho de 2021 a junho de 2022 , é de R$ 481.492,85. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
16 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 52 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
TABELA I.8.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Geração Fonte Incentivda | 6.592,09 | 19.732,65 | 26.324,75 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 2.035,61 | 12.692,25 | 14.727,86 |
| Subsidio Rural | 32.300,75 | 334.642,78 | 366.943,54 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 20.180,03 | 53.316,67 | 73.496,71 |
| TOTAL | 61.108,49 | 420.384,36 | 481.492,85 |

O Gráfico I.8.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
13,4% 10,7%
Custo de Energia
16,9%
Impostos ICMS
20,1%
18,2%
PIS/COFINS
1,8%
Custo de
Distribuição
38,8%
Gráfico I.8.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora
Sul.
RGE
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 53 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.

Creluz RGE Sul IGP_M IPCA
1.150
1.050
950
850
750
MWh 643,09
650 611,82
/ 592,32 589,57
R$ 538,67 560,27 573,05
527,59
550 498,87
471,76

449,12 449,12 446,80 434,78 433,86
450 422,53 350,69 415,49
366,20
329,56 329,56 344,88
350 302,11
284,78
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 jul-13 jul-14 jul-15 jul-16 jul-17 jul-18 jul-19 jul-20 jul-21
Gráfico I.8.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Por meio do Ofício nº102/21, de 15 de julho de 2021, a Creluz encaminhou pleito adicional referente
a consideração do componente financeiro negativo referente ao "Crédito PIS/COFINS", no valor de
R$ R$ 1.672.950,62 com o objetivo de reduzir o efeito médio a ser percebido pelos consumidores
da permissionária.
Pleito Acatado.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 54 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
I.9. Certel
A Certel, sediada na cidade de Teutônia - RS, atende cerca de 69 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 212 milhões. Este ano a permissionária será
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. A permissionária optou por assinar o
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido
no submódulo 8.4 do PRORET
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.9.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 27.511.493,60 | 36.951.523,48 | 34,31% | 4,46% | 17,17% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 410.421,05 | 448.320,27 | 9,23% | 0,02% | 0,21% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 23.869.629,66 | 24.866.757,67 | 4,18% | 0,47% | 11,55% |
| CDE Conta-COVID | - | 6.350.526,41 | 100% | 3,00% | 2,95% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | - | 1.237.876,58 | 100% | 0,58% | 0,58% |
| PROINFA | 3.231.442,89 | 4.048.042,55 | 25,27% | 0,39% | 1,88% |
| ENERGIA COMPRADA | 81.524.646,97 | 76.133.833,52 | -6,61% | -2,55% | 35,37% |
| Energia | 81.524.646,97 | 76.133.833,52 | -6,61% | -2,55% | 35,37% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 21.406.055,88 | 14.555.705,33 | -32,00% | -3,23% | 6,76% |
| Rede Básica | 4.807.465,92 | 10.280.640,00 | 2,58% | 4,78% |  |
| Rede Básica Fronteira | 1.001.783,21 | 2.211.840,00 | 0,57% | 1,03% |  |
| Conexão | 1.373.113,96 | 1.040.839,98 | -24,20% | -0,16% | 0,48% |
| Uso do sistema de distribuição | 14.223.692,80 | 1.022.385,35 | -92,81% | -6,23% | 0,47% |
| Total de Parcela A | 130.442.196,46 | 127.641.062,33 | -2,15% | -1,32% | 59,29% |
| Total de Parcela B | 81.371.704,13 | 87.625.428,80 | 7,69% | 2,95% | 40,71% |

Variação econômica 1,63%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 7.359.681,82 3,47%
Neutralidade Encargos Setoriais (842.934,16) -0,40%
0,59%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão 1.244.848,93

Compensação DIC FIC (40.583,86) -0,02%
Subvenção CDE (15.915.170,02) -7,51%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (223,06) 0,00%
1,95%
Previsão de Risco Hidrológico 4.136.548,58

Efeito COVID da Supridora (754.124,02) -0,36%
Efeito Conta COVID (5.988.962,97) -2,83%
Total Financeiros - 10.800.918,75 -5,10%
Variação econômica e financeira -3,47%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 9,98%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 6,51%
Os custos da Parcela A representam 59,29% da receita econômica da Permissionária. A variação dos
custos relativos a essa parcela representa -1,32% da variação econômico-financeira da Certel, cuja
variação total foi de 1,63%, com destaque para:
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 55 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
b) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
4,46% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,47%, decorrente do cálculo das cotas anuais
de CDE para o ano de 2021, bem como devido ao início do pagamento da CDE
Conta Covid, com impacto tarifário de 3,00%.
Vale Destacar que, como a permissionária comprou energia de uma
comercializadora e passará a ser agente da CCEE em 2022, terá que arcar com os
custos do Encargo de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER. A
inclusão desse encargo causou um aumento tarifário de 0,58%.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de -3,23%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de -2,55% na tarifa vigente, esse impacto é reflexo da compra de
energia no ACL feito pela permissionária, com vigência a partir de 01/01/2022.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 40,71% da Receita, resultando
num efeito de 2,95% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 1,63%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -5,10%, que somado a retirada dos financeiros do processo, resultou no efeito
médio final para o consumidor em 6,51%.
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à Conta-Covid, com impacto de -
2,83% neste reajuste. O montante em questão equivale a 50% totalidade dos valores a serem
revertidos pela CERTEL da Conta-Covid e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º
da REN 885/2020.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários17, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Certel, em relação às
17 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
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Fls. 56 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 577.929,24. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.9.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 37.155,12 | 36.588,61 | 73.743,73 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Geração Fonte Incentivda | (5.531,23) | 13.369,58 | 7.838,35 |
| Subsidio Distribuição | - | 62.843,67 | 62.843,67 |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 1.896,85 | 18.470,54 | 20.367,39 |
| Subsidio Rural | (2.259,39) | 415.331,67 | 413.072,29 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | (33,13) | 96,95 | 63,81 |
| TOTAL | 31.228,22 | 546.701,02 | 577.929,24 |

O Gráfico I.9.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
5,1% 12,9%
Custo de Energia
26,7%
Impostos
ICMS
24,6%
22,8%
PIS/COFINS
Custo de 1,7%
Distribuição
30,7%
Gráfico I.9.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora
RGE Sul.
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Fls. 57 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.

Certel RGE Sul IGP_M IPCA
950
850
750
643,09
650
589,57

MWh 547,32 560,27
550
/ 508,89

R$ 480,35 478,82 484,06
452,02 458,66
450 422,87
337,93 384,00

369,38 369,38 373,23 358,46
331,35
350
287,44 297,12
262,24 269,27
253,07 253,07
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 jul-13 jul-14 jul-15 jul-16 jul-17 jul-18 jul-19 jul-20 jul-21
Gráfico I.9.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
1. Recuperação de Investimento de grande monta: a permissionária solicita que seja o
investimento feito na interligação das linhas de 69kV na Subestação Lajeado 3 seja considerado
como componente financeiro negativo. Ela propõe que o valor total do investimento, cuja
monta é de R$ 14.9712.250,42 seja considerado em duas parcelas de R$ 7.486.125,21, nos ciclos
tarifários de 2021/2022 e 2022/2023.
Pelito negado: trata-se de um custo de parcela B que deve ser incluído no pleito da Parcela B,
não cabendo, portanto, ser tratado como componente financeiro.
2. Cálculo do subsídio carga fonte incentivada: considerar o do período de 12 meses para o cálculo
da previsão, visto que haverá saídas de consumidores para o ambiente livre no próximo ciclo.
Pleito negado: os cálculos referentes aos subsídios tarifários devem estar de acordo com o
previsto no art. 13, inciso VII, da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e em cumprimento ao
disposto no art. 3º do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013.
3. Financeiro referente ao empréstimo Conta-Covid: a permissionária solicita que seja considerado
somente 25% do valor remanescente sem correção.
Pleito negado: considerado valor de 50%, conforme estabelece o Art. 5º da REN 885/2020.
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Fls. 58 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
I.10. Cerfox
A Cerfox, sediada na cidade de Fontoura Xavier - RS, atende cerca de 16 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 56 milhões. Este ano a permissionária será
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter sido regularizada em 2018, a
definição da parcela B segue a regra descrita no submódulo 8.4 do PRORET, aprovado pela REN
704/2016
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.10.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 4.226.637,99 | 4.516.524,54 | 6,86% | 0,52% | 7,59% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 124.276,76 | 131.134,69 | 5,52% | 0,01% | 0,22% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 3.624.457,28 | 3.787.844,66 | 4,51% | 0,29% | 6,37% |
| PROINFA | 477.903,96 | 597.545,19 | 25,03% | 0,21% | 1,00% |
| ENERGIA COMPRADA | 16.920.772,06 | 17.821.618,08 | 5,32% | 1,61% | 29,97% |
| Energia | 16.920.772,06 | 17.821.618,08 | 5,32% | 1,61% | 29,97% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 7.012.949,67 | 8.494.493,73 | 21,13% | 2,64% | 14,28% |
| Uso do sistema de distribuição | 7.012.949,67 | 8.494.493,73 | 21,13% | 2,64% | 14,28% |
| Total de Parcela A | 28.160.359,72 | 30.832.636,36 | 9,49% | 4,77% | 51,84% |
| Total de Parcela B | 27.901.346,04 | 28.640.981,11 | 2,65% | 1,32% | 48,16% |

Variação econômica 6,09%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 1.570.459,38 2,80%
Neutralidade Encargos Setoriais (276.711,70) -0,49%
-0,89%
Compensação DIC FIC (498.564,47)

Subvenção CDE (19.237.421,49) -34,31%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (31,03) 0,00%
Total Financeiros - 18.442.269,31 -32,90%
Variação econômica e financeira -26,81%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 39,80%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 12,99%
Os custos da Parcela A representam 51,84% da receita econômica da Permissionária. O aumento
dos custos relativos a essa parcela representa 4,77% da variação econômico-financeira da Cerfox,
cuja variação total foi de 6,09%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,52% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, com efeito de 0,29%, decorrente do cálculo das cotas
anuais de CDE para o ano de 2021.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 2,64%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
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Fls. 59 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras RGE
Sul.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 1,61% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo das novas
tarifas de suprimento da RGE Sul para a Cerfox.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 48,16% da Receita, resultando
num efeito de 1,32% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 6,09%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -32,90%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior, resultou
no efeito médio final para o consumidor em 12,99%.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários18, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cerfox, em relação às
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 318.817,77. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.10.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 9.428,67 | 26.624,44 | 36.053,11 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Geração Fonte Incentivda | 5.296,26 | 4.657,10 | 9.953,35 |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 531,72 | 2.169,16 | 2.700,87 |
| Subsidio Rural | 12.937,59 | 257.172,85 | 270.110,44 |
| 28.194,23 | 290.623,54 | 318.817,77 |  |

TOTAL
18 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 60 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
O Gráfico I.10.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de
Encargos
Trasnmissão
11,6% Setoriais
Custo de Energia 6,2%
24,4%
Impostos
ICMS
18,5%
18,0%
PIS/COFINS
0,4%
Custo de
Distribuição
39,3%
Gráfico I.10.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora RGE
Sul.

Cerfox RGE Sul IGP_M IPCA
950
850
750
660,43 643,09
650 611,44
589,57
562,08 560,27
MWh
527,59 527,59
550
/
R$
450
350
250
150

jul-18 jul-19 jul-20 jul-21
Gráfico I.10.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 61 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Pleitos Específicos
A CERFOX solicitou que o volume de perdas reais para o cálculo do repasse de energia seja calculado
com base no percentual do RTA 2020, motivada pela excepcionalidade causada pela alteração
regulatória do calendário de leitura.
Ocorre que quando as mudanças no faturamento são significativas, a SGT faz um ajuste nos
mercados de consumidores livre e geradores na alta tensão, de forma a alterar o processo tarifário
como um todo. No caso em questão, a alteração solicitada não atingiria o cálculo perdas atualmente
realizado. Neste cálculo consideramos apenas o mercado cativo. Ademais, não se verifica uma
alteração tão grande no mercado que justifique a alteração.
O gráfico a seguir faz o comparativo entre o mercado cativo e a energia injetada. Desta forma,
observa-se que a alteração no mercado não justifica a necessidade de ajuste para o cálculo das
perdas.
Gráfico I.10.3 – Comparativo entre o Mercado Cativo e a Energia Injetada
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 62 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
I.11. Certhil
A Certhil, sediada na cidade de Três de Maio - RS, atende cerca de 8 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 43 milhões. Este ano a permissionária será
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. Por ter sido regularizada em 2018, a
definição da parcela B segue a regra descrita no submódulo 8.4 do PRORET, aprovado pela REN
704/2016
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.11.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 4.473.079,68 | 4.938.151,67 | 10,40% | 1,08% | 11,26% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 88.446,13 | 93.341,64 | 5,54% | 0,01% | 0,21% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 3.850.632,96 | 3.998.167,55 | 3,83% | 0,34% | 9,12% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | - | 176.781,63 | 100,00% | 0,41% | 0,40% |
| PROINFA | 534.000,60 | 669.860,85 | 25,44% | 0,32% | 1,53% |
| ENERGIA COMPRADA | 14.565.164,01 | 12.484.550,43 | -14,28% | -4,85% | 28,46% |
| Energia | 14.565.164,01 | 12.484.550,43 | -14,28% | -4,85% | 28,46% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 6.494.861,41 | 7.852.703,94 | 20,91% | 3,17% | 17,90% |
| Uso do sistema de distribuição | 6.494.861,41 | 7.852.703,94 | 20,91% | 3,17% | 17,90% |
| Total de Parcela A | 25.533.105,10 | 25.275.406,04 | -1,01% | -0,60% | 57,62% |
| Total de Parcela B | 17.346.144,59 | 18.587.765,53 | 7,16% | 2,90% | 42,38% |

Variação econômica 2,29%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 1.509.530,99 3,52%
(429.317,62) -1,00%
Neutralidade Encargos Setoriais

| Compensação DIC FIC | (339.317,94) | -0,79% |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Subvenção CDE | (9.762.419,53) | -22,77% |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 625.594,77 | 1,46% |  |
| Total Financeiros | - | 8.395.929,34 | -19,58% |

Variação econômica e financeira -17,29%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 26,13%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 8,84%
Os custos da Parcela A representam 57,62% da receita econômica da Permissionária. A redução dos
custos relativos a essa parcela representa -0,60% da variação econômico-financeira da Certhil, cuja
variação total foi de 2,29%, com destaque para:
c) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
1,08% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,34%, decorrente do cálculo das cotas anuais
de CDE para o ano de 2021.
Vale Destacar que, como a permissionária comprou energia de uma
comercializadora e passará a ser agente da CCEE em 2022, terá que arcar com os
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Fls. 63 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
custos do Encargo de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER. A
inclusão desse encargo causou um aumento tarifário de 0,41%.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 3,17%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário das supridoras RGE
Sul.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com -
4,85% na tarifa vigente, na tarifa vigente, esse impacto é resultado da compra de
energia no ACL pela permissionária, que estará vigente a partir de 01/01/2022.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 42,38% da Receita, resultando
num efeito de 2,90% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 2,29%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -19,58%, que somados a retirada dos financeiros do processo anterior, resultou
no efeito médio final para o consumidor em 8,84%.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
tarifários19,
Quanto à subvenção da CDE para descontos valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Certhil, em relação às
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 370.246,29. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
19 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 64 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
TABELA I.11.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 90.602,93 | 98.548,51 | 189.151,44 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 199,11 | 328,75 | 527,86 |
| Subsidio Rural | 6.316,64 | 151.650,82 | 157.967,46 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 1.153,12 | 21.446,42 | 22.599,54 |
| TOTAL | 98.271,79 | 271.974,50 | 370.246,29 |

O Gráfico I.11.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de Encargos
Trasnmissão
Setoriais
14,7% 9,2%
Custo de Energia
23,3%
Impostos
ICMS
18,1%
17,1%
PIS/COFINS
1,0%
Custo de
Distribuição
34,7%
Gráfico I.11.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 4 anos
e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora RGE
Sul.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 65 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.

Certhil RGE Sul IGP_M IPCA
850
750
643,09
650
589,57 597,03
560,27 564,46

550 527,59 528,31
MWh
498,88
/
R$
450
350
250
150

jul-18 jul-19 jul-20 jul-21
Gráfico I.11.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
4. A permissionária iniciará sua aquisição de energia da Elektra a partir de 01/01/2022. Solicita,
então, que sejam considerados 210 dias na apuração da tarifa média de energia
Peito negado: Como os contratos são faturados pela CCEE, consideram-se meses fechados para
o período de referência que é de julho/2021 a junho/2022. Foi calculada a tarifa média
considerando-se 181 dias de contrato firmado com a Elektra e os montantes contratados com a
RGE. O financeiro para compensar as diferenças nos custos de energia entre os processos
tarifários para as permissionárias será debatido em consulta pública.
5. Cálculo do subsídio carga fonte incentivada: considerar o do período de 12 meses para o cálculo
da previsão, visto que haverá saídas de consumidores para o ambiente livre no próximo ciclo.
Pleito negado: os cálculos referentes aos subsídios tarifários devem estar de acordo com o
previsto no art. 13, inciso VII, da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e em cumprimento ao
disposto no art. 3º do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013.
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Fls. 66 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
I.12. Cooperluz
A Cooperluz, sediada na cidade de Santa Rosa - RS, atende cerca de 16 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 55 milhões. Este ano a permissionária será
submetida ao processo de Revisão Tarifária Periódica - RTP. A permissionária optou por assinar o
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido
no submódulo 8.4 do PRORET.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.12.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 4.607.930,01 | 5.175.195,12 | 12,31% | 1,03% | 9,53% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 114.185,98 | 130.406,51 | 14,21% | 0,03% | 0,24% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 3.973.015,85 | 4.170.764,56 | 4,98% | 0,36% | 7,68% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | - | 220.720,39 | 0,40% | 0,41% |  |
| PROINFA | 520.728,19 | 653.303,66 | 25,46% | 0,24% | 1,20% |
| ENERGIA COMPRADA | 21.669.274,95 | 17.321.394,50 | -20,06% | -7,92% | 31,89% |
| Energia | 21.669.274,95 | 17.321.394,50 | -20,06% | -7,92% | 31,89% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 3.295.113,41 | 2.715.465,48 | -17,59% | -1,06% | 5,00% |
| Rede Básica | 1.896.100,72 | 1.987.063,20 | 0,17% | 3,66% |  |
| Rede Básica Fronteira | 545.050,05 | 669.711,60 | 0,23% | 1,23% |  |
| Uso do sistema de distribuição | 853.962,65 | 58.690,68 | -93,13% | -1,45% | 0,11% |
| Total de Parcela A | 29.572.318,37 | 25.212.055,11 | -14,74% | -7,94% | 46,42% |
| Total de Parcela B | 25.342.582,27 | 29.100.000,00 | 14,83% | 6,84% | 53,58% |

Variação econômica -1,10%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação
1.309.513,98 2,38%
Repasse de PIS COFINS

Neutralidade Encargos Setoriais (231.411,42) -0,42%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão 274.050,37 0,50%
Compensação DIC FIC (69.297,57) -0,13%
-38,93%
Subvenção CDE (21.380.055,69)

Previsão de Risco Hidrológico 742.337,70 1,35%
Total Financeiros - 18.685.302,93 -35,25%
Variação econômica e financeira -36,35%
42,77%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 6,42%
Os custos da Parcela A representam 46,42% da receita econômica da Permissionária. A Variação dos
custos relativos a essa parcela representa -7,94% da variação econômico-financeira da Cooperluz,
cuja variação total foi de -1,10%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
1,03% no presente reajuste tarifário. Destacam-se, principalmente: (i) o início do
recolhimento do Encargo de Energia de Reserva (EER) e Encargo de Energia de
Sistema (ESS), com efeito de 0,40%, decorrente da contratação de energia no ACL
em substituição parcial do suprimento de energia com a RGE e (ii) o aumento das
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Fls. 67 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
cotas anuais de CDE USO para o ano de 2021, com efeito de 0,36%, decorrente
do cálculo das cotas anuais de CDE para o ano de 2021.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de -1,06%. Tal efeito deriva da redução dos
montantes de uso de sistema de distribuição contratados junto à RGE.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de -7,92% na tarifa vigente. Esse impacto negativo é reflexo do novo
contrato de compra de energia no ACL firmado pela Cooperluz junto à Electra
Comercializadora, o qual substituiu parte do suprimento da RGE a partir de
01/01/2022.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 53,58% da Receita, resultando
num efeito de 6,84% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de -1,10%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -34,03%, que somado a retirada dos financeiros do processo anterior conjugado
com a redução dos descontos para os consumidores rurais (42,77%), resultou no efeito médio final
para o consumidor em 6,42%.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
tarifários20,
Quanto à subvenção da CDE para descontos valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cooperluz, em relação às
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 302.803,46. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
20 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
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Fls. 68 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
TABELA I.12.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 464,55 | 538,81 | 1.003,36 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Geração Fonte Incentivda | (2,04) | 1.292,13 | 1.290,09 |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 1.730,76 | 6.608,97 | 8.339,73 |
| Subsidio Rural | 12.062,63 | 246.580,43 | 258.643,06 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 6.647,35 | 26.879,88 | 33.527,23 |
| TOTAL | 20.903,25 | 281.900,21 | 302.803,46 |

O Gráfico I.12.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de
Encargos
Custo de Energia Trasnmissão
Setoriais
26,3%
4,1%
7,9%
Impostos ICMS
17,6% 15,3%
PIS/COFINS
2,3%
Custo de
Distribuição
44,2%
Gráfico I.12.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora
RGE.
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Fls. 69 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
Gráfico I.12.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Não há pleito específico.
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Fls. 70 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
I.13. Creral
A Creral, sediada na cidade de Erechim - RS, atende cerca de 8 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 47 milhões. Este ano a permissionária será
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. A permissionária optou por assinar o
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido
no submódulo 8.4 do PRORET.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.13.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 4.483.310,64 | 4.981.057,41 | 11,10% | 1,05% | 10,06% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 98.986,02 | 108.896,21 | 10,01% | 0,02% | 0,22% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 3.851.843,79 | 4.001.718,29 | 3,89% | 0,32% | 8,08% |
| PROINFA | 532.480,83 | 667.915,43 | 25,43% | 0,29% | 1,35% |
| ENERGIA COMPRADA | 16.227.116,34 | 13.992.854,36 | -13,77% | -4,72% | 28,25% |
| Energia | 16.227.116,34 | 13.992.854,36 | -13,77% | -4,72% | 28,25% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 6.554.184,10 | 8.234.296,69 | 25,63% | 3,55% | 16,62% |
| Uso do sistema de distribuição | 6.554.184,10 | 8.234.296,69 | 25,63% | 3,55% | 16,62% |
| Total de Parcela A | 27.264.611,08 | 27.208.208,46 | -0,21% | -0,12% | 54,93% |
| Total de Parcela B | 20.067.521,20 | 22.325.411,55 | 11,25% | 4,77% | 45,07% |

Variação econômica 4,65%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 1.667.305,31 3,52%
Neutralidade Encargos Setoriais (274.753,60) -0,58%
Compensação DIC FIC (96.117,59) -0,20%
-18,57%
Subvenção CDE (8.787.633,23)

Previsão de Risco Hidrológico 682.236,95 1,44%
Total Financeiros -6.808.962,17 -14,39%
Variação econômica e financeira -9,74%
21,05%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 11,31%
Os custos da Parcela A representam 54,93% da receita econômica da Permissionária. A variação dos
custos relativos a essa parcela representa -0,12% da variação econômico-financeira da Creral, cuja
variação total foi de 4,65%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
1,05% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,32%, decorrente do recolhimento das cotas
anuais de CDE para o ano de 2021.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 3,55%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.
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Fls. 71 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de -4,72% na tarifa vigente. Esse impacto negativo é reflexo do novo
contrato de compra de energia no ACL firmado pela Creral junto à Electra
Comercializadora, o qual substituiu parte do suprimento da RGE Sul, a partir de
01/01/2022.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 45,07% da Receita, resultando
num efeito de 4,77% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 4,65%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de R$ -6.808.962,17, contribuindo com -14,39% para o efeito médio final nas tarifas
de energia elétrica vigentes para a Creral.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários21, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Creral, em relação às
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 208.201,19. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.13.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Geração Fonte Incentivda | (438,41) | 7.444,90 | 7.006,49 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 76,34 | 713,98 | 790,32 |
| Subsidio Rural | (3.547,20) | 171.269,56 | 167.722,36 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 10.882,04 | 21.799,99 | 32.682,03 |
| 6.972,77 | 201.228,42 | 208.201,19 |  |

TOTAL
21 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
.

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Fls. 72 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
O Gráfico I.13.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de
Encargos
Trasnmissão
Setoriais
13,9%
8,4%
Custo de Energia
23,6%
Impostos
ICMS
16,5%
16,5%
PIS/COFINS
Custo de 0,0%
Distribuição
37,6%
Gráfico I.13.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora
RGE.

Creral RGE Sul IGP_M IPCA
1.050
950
850
750
700,57
642,19 643,09
MWh 650 607,33
589,57
550,96 560,27
/
R$ 550 527,59
462,38 446,80 466,23
421,37 433,86

450 421,37 422,53 350,69 421,46 415,49
383,55
329,56 329,56

350 303,04 315,06
284,78
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 jul-13 jul-14 jul-15 jul-16 jul-17 jul-18 jul-19 jul-20 jul-21
Gráfico I.13.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 73 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
I.14. Ceris
A Ceris, sediada na cidade de São Lourenço da Serra - SP, atende cerca de 6 mil unidades
consumidoras, cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 12 milhões. Este ano a
permissionária será submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. A permissionária
optou por assinar o termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue
o que está definido no submódulo 8.4 do PRORET.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.14.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 1.086.878,73 | 1.168.963,12 | 7,55% | 0,68% | 8,67% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 32.711,45 | 36.574,64 | 11,81% | 0,03% | 0,27% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 932.586,34 | 979.868,32 | 5,07% | 0,39% | 7,26% |
| PROINFA | 121.580,94 | 152.520,16 | 25,45% | 0,26% | 1,13% |
| ENERGIA COMPRADA | 2.107.336,55 | 2.574.404,23 | 22,16% | 3,88% | 19,09% |
| Energia | 2.107.336,55 | 2.574.404,23 | 22,16% | 3,88% | 19,09% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 1.743.190,15 | 1.791.532,74 | 2,77% | 0,40% | 13,28% |
| Uso do sistema de distribuição | 1.743.190,15 | 1.791.532,74 | 2,77% | 0,40% | 13,28% |
| Total de Parcela A | 4.937.405,43 | 5.534.900,09 | 12,10% | 4,96% | 41,03% |
| Total de Parcela B | 7.111.172,20 | 7.953.642,98 | 11,85% | 6,99% | 58,97% |

Variação econômica 11,95%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 148.015,58 1,23%
Neutralidade Encargos Setoriais (26.068,54) -0,22%
-1,34%
Compensação DIC FIC (160.993,92)

Subvenção CDE (2.351.222,42) -19,51%
Total Financeiros - 2.390.269,29 -19,84%
Variação econômica e financeira -7,89%
22,13%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 14,24%
Os custos da Parcela A representam 41,03% da receita econômica da Permissionária. O aumento
dos custos relativos a essa parcela representa 4,96% da variação econômico-financeira da Ceris, cuja
variação total foi de 11,95%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,68% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, o aumento das
cotas de CDE USO, que impactou o reajuste em 0,39%.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 0,40%. Tal efeito deriva da variação do Custo
de Uso de Sistemas de Distribuição da Eletropaulo.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005052/2020-10
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Fls. 74 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 3,88% na tarifa vigente. Esse impacto é reflexo da variação da tarifa
de suprimento da Eletropaulo.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 58,97% da Receita, resultando
num efeito de 6,99% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 11,95% foram adicionados os componentes financeiros
devidos, no total de -19,84%, e o percentual de 22,13%, associados à retirada dos financeiros do
processo anterior conjugado com a redução dos descontos para os consumidores rurais, resultando
no efeito médio final para o consumidor de 14,24%.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários22, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Ceris, em relação às
competências entre julho de 2021 a junho de 2022, é de R$ 4.831,07. Esse valor já inclui o ajuste da
diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela a
seguir mostra o cálculo.
TABELA I.7.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

Subsidio Água, Esgoto e Saneamento (114,22) 296,15 181,92
Subsidio Rural (427,76) 5.076,91 4.649,14
TOTAL (541,98) 5.373,05 4.831,07
O Gráfico I.14.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
22 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
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Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
Custo de Energia

15,0% 10,5% 6,8%
Impostos ICMS
21,3%
19,2%
PIS/COFINS
2,1%
Custo de
Distribuição
46,4%
Gráfico I.14.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora
Eletropaulo.

Ceris Eletropaulo IGP_M IPCA
950
850
750
688,71
650
604,56 594,48
MWh
550 531,81 515,59 534,19
/ 484,86
R$ 483,63

450 436,11 441,30
404,43 419,61

364,27 364,27 364,27 365,46 365,46
290,16
350 322,36
291,14 278,06

238,01 238,44 238,44
250
150

ago-12 jan-13 jul-13 jul-13 jul-14 jul-15 jul-16 jul-17 jul-18 jul-19 jul-20 jul-21
Gráfico I.14.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Não há pleito específico.
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I.15. Ceriluz
A Ceriluz, sediada na cidade de Ijuí - RS, atende cerca de 14 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 90 milhões. Este ano a permissionária será
submetida ao processo de Reajuste Tarifário Anual - RTA. A permissionária optou por assinar o
termo aditivo proposto pela REN 704/2016, assim a definição da parcela B segue o que está definido
no submódulo 8.4 do PRORET.
A Tabela a seguir mostra um resumo do cálculo tarifário periódico.
TABELA I.15.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

Processo tarifário DRA (R$) DRP (R$) Variação
processo tarifário Receita

| ENCARGOS SETORIAIS | 9.378.672,06 | 13.005.434,43 | 38,67% | 4,04% | 14,97% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 163.915,83 | 184.177,52 | 12,36% | 0,02% | 0,21% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 8.096.267,29 | 8.410.306,49 | 3,88% | 0,35% | 9,68% |
| CDE Conta-COVID | - | 2.202.975,46 | 2,45% | 2,54% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | - | 805.299,27 | 0,90% | 0,93% |  |
| PROINFA | 1.118.488,95 | 1.402.675,69 | 25,41% | 0,32% | 1,61% |
| ENERGIA COMPRADA | 31.621.873,12 | 22.281.523,62 | -29,54% | -10,39% | 25,65% |
| Energia | 31.621.873,12 | 22.281.523,62 | -29,54% | -10,39% | 25,65% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 13.005.263,25 | 13.755.494,97 | 5,77% | 0,83% | 15,84% |
| Rede Básica | 2.232.072,01 | 1.966.646,00 | -11,90% | -0,30% | 2,26% |
| Rede Básica Fronteira | 3.259.632,95 | 2.467.291,00 | -24,30% | -0,88% | 2,84% |
| Conexão | 1.426.502,63 | 1.166.123,54 | -18,30% | -0,29% | 1,34% |
| Uso do sistema de distribuição | 6.087.055,67 | 8.155.434,43 | 33,98% | 2,30% | 9,39% |
| Total de Parcela A | 54.005.808,44 | 49.042.453,02 | -9,19% | -5,52% | 56,46% |
| Total de Parcela B | 35.854.336,93 | 37.819.712,54 | 5,48% | 2,19% | 43,54% |

Variação econômica -3,34%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 2.763.359,79 3,08%
Neutralidade Encargos Setoriais (243.492,39) -0,27%
0,65%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão 582.395,58

Compensação DIC FIC (8.529,17) -0,01%
Subvenção CDE (16.723.686,88) -18,61%
Previsão de Risco Hidrológico 2.371.001,23 2,64%
-5,43%
Efeito Conta COVID (4.880.985,94)

Financeiros associados ao §7º do Art. 88 da Ren 414/2021 -54,54 0,00%
Total Financeiros - 13.169.104,60 -17,96%
Variação econômica e financeira -21,30%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 34,33%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 13,03%
Os custos da Parcela A representam 56,46% da receita econômica da Permissionária. A variação dos
custos relativos a essa parcela representa -5,52% da variação econômico-financeira da Ceriluz, cuja
variação total foi de -3,34%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
4,04% no presente reajuste tarifário. Destacam-se, principalmente: (i) o início do
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recolhimento do Encargo de Energia de Reserva (EER) e Encargo de Energia de
Sistema (ESS), com efeito de 0,90%, decorrente da contratação de energia no ACL
em substituição parcial do suprimento de energia com a RGE; e (ii) o início do
recolhimento da CDE Covid, com efeito de 2,45%, correspondente ao
recolhimento dos recursos para pagamento dos empréstimos destinados à Conta
Covid.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 0,83%. Tal efeito positivo deriva do aumento
dos custos de uso de sistema de distribuição contratados junto à RGE.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de -10,39% na tarifa vigente. Esse impacto negativo é reflexo do novo
contrato de compra de energia no ACL firmado pela Ceriluz junto à Electra
Comercializadora, o qual substituiu grande parte do suprimento da RGE, com
início de vigência 01/08/2021.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 43,54% da Receita, resultando
num efeito de 2,19% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de -3,34% foram adicionados os componentes financeiros
devidos, no total de -14,66%, e o percentual de 34,33%, associados à retirada dos financeiros do
processo anterior conjugado com a redução dos descontos para os consumidores rurais, resultando
no efeito médio final para o consumidor de 13,03%.
Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à Conta-Covid, cujos montantes
somados implicaram em impacto de -5,43% neste reajuste. Os montantes em questão equivalem a
100% dos valores remanescentes, não contemplados no processo tarifário de 2020,
correspondentes aos itens previstos no §2º do Art. 5º da REN 885/2020.
SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários23, valor mensal de recursos da CDE a ser
repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Ceriluz, em relação às
23 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto
nº 7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público
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Fls. 78 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.
competências entre julho de 2021 a junho de 2022 , é de R$ 701.617,25. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho de 2020 a junho de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
TABELA I.15.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

Tipo de Subsidio cobertura e 2021/2022 +
2021/2022
apurado Diferença

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 68.535,65 | 105.185,86 | 173.721,51 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Geração Fonte Incentivda | 13.948,01 | 53.635,28 | 67.583,29 |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 805,58 | 17.313,58 | 18.119,16 |
| Subsidio Rural | 20.602,24 | 273.960,97 | 294.563,21 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 23.693,06 | 123.937,02 | 147.630,08 |
| TOTAL | 127.584,53 | 574.032,72 | 701.617,25 |

O Gráfico I.15.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de Encargos
Trasnmissão Setoriais
13,1% 12,4%
Custo de Energia
21,2%
Impostos
ICMS
17,4%
16,6%
PIS/COFINS
Custo de 0,8%
Distribuição
35,9%
Gráfico I.15.1 – Composição da Receita com Tributos
O Gráfico a seguir mostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos e as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período, bem como as tarifas de sua supridora
RGE.
de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
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Fls. 79 Nota Técnica nº 163/2021-SGT/ANEEL, de 20 de julho de 2021.

Ceriluz RGE IGP_M IPCA
1.150
1.050
950
850
750
MWh 643,09
650
/ 589,57
R$ 560,27
527,59 539,69

550 514,23 496,95
458,59 454,61

458,59 446,80 433,86
450 422,53 350,69 415,49 415,73
363,70

350 329,56 323,39 329,56 339,78 344,61
284,78 301,13
250
150

ago-12 jan-13 RTE-13 jul-13 jul-14 jul-15 jul-16 jul-17 jul-18 jul-19 jul-20 jul-21
Gráfico I.15.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Não há pleito específico.
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DAVI ANTUNES LIMA, LEONARDO DE ARAUJO SILVA, ANA LUCIA DE ANDRADE PASSOS, ERIKA BRAGA LOURENCATTO, FRANCISCO DE MATTOS FAE, CECILIA MAGALHAES FRANCISCO