REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2873/2021
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Cooperativa de Eletrificação Rural da Região de Promissão Ltda - Cerpro.
Assunto: Reajuste tarifário anual
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-05-28
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL
Em, 19 de maio de 2021
Processo: 48500.005053/2020-64.
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 29 de
maio 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 29 de maio 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 29 de maio de 2021 seguem
metodologia estabelecida pelo PRORET 8.4. A Tabela 1 detalha as informações das permissionárias.
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Tabela
1. Permissionárias com data de aniversário contratual em 29 de maio de 2021
Número do Tipo de Processo

Sigla Permissionária Metodologia Carta
Contrato Tarifário
Reajuste

Cercos Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento Rural Centro Sul de Sergipe Ltda 09/2008 8.4 Ofício nº 15/2021,de 29 e abril de 2021
Tarifário Anual
Reajuste

Cerpro Cooperativa de Eletrificação Rural da Região de Promissão 07/2008 Tarifário Anual 8.4 Ofício 003/2021, de 28/04/2021
CERRP Cooperativa de Eletrificação Rural da Região de São José do Rio Preto 13/2008 Reajuste 8.4 Ofício 077/2021-CERRP, de 28/04/2021
Tarifário Anual

Cemirim Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento da Região de Mogi Mirim - CEMIRIM 001/2019 Reajuste 8.4 Ofício DD 77/2021, de 28 de abril de 2021
Tarifário Anual
1
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. De acordo com os contratos de permissão das permissionárias em questão serão
submetidas ao processo de Reajuste Tarifário Anual.
9. Os processos tarifários das permissionárias com data de aniversário contratual em 29
de maio de 2021 conduziram ao seguinte resultado:
1 Documentos Sic: 48581.000791/2021-00, 48581.000792/2021-00, 48581.000793/2021-00 e 48581.000794/2021-00.
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Tabela 2. Efeito Médio Para o Consumidor Cativo
Permissionária Alta Tensão Baixa Tensão Efeito Médio

| Cercos | 4,52% | 3,18% | 3,21% |
| --- | --- | --- | --- |
| Cerpro | 3,20% | 11,30% | 5,71% |
| CERRP | 9,54% | 9,04% | 9,21% |
| Cemirim | 9,34% | 9,13% | 9,22% |

10. Destaca-se a diferença entre os efeitos para o Baixa tensão e para o Alta tensão da
Cerpro, essa diferença decorre da retirada de desconto dos consumidores rurais os quais são
majoritariamente conectados na baixa tensão.
11. 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.
12. A Tabela 3 mostra como cada item custo contribuiu para o efeito médio.
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Tabela 3. Itens de custo que conduziram ao efeito médio

| Itens de Custo | Cemirim | Cercos | Cerpro | CERRP |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1,57% | 0,52% | 0,97% | 0,67% |
| CDE | 0,47% | 0,34% | 0,45% | 0,36% |
| ESS/EER | 0,68% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Proinfa | 0,41% | 0,19% | 0,52% | 0,30% |
| TFSEE | 0,02% | -0,01% | 0,00% | 0,01% |
| Transporte | 1,19% | 1,93% | 3,12% | 1,77% |
| Rede Básica | 0,77% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Rede Básica Fronteira | 0,12% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Uso do sistema de distribuição | 0,30% | 1,93% | 3,12% | 1,77% |
| Compra de Energia | -1,16% | 0,96% | 0,45% | 2,58% |
| Parcela A | 1,60% | 3,41% | 4,54% | 5,02% |
| Parcela B | -0,13% | -3,24% | -1,02% | -0,37% |
| Total Econômico | 1,47% | 0,17% | 3,52% | 4,65% |
| Repasse de PIS COFINS | 2,83% | 2,11% | 2,04% | 3,08% |
| Neutralidade Encargos Setoriais | -0,83% | -0,03% | -1,09% | -0,64% |
| Compensação DIC FIC | -0,08% | -0,05% | -0,35% | -0,03% |
| Subvenção Baixa Densidade de Carga | -10,76% | -11,21% | -7,26% | -9,51% |
| Ajuste CUST RB - PIS/COFINS | 2,01% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Previsão Risco Hidrológico | 1,25% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Postergação Conta Covid | 0,62% | -0,23% | 0,03% | 0,61% |
| Efeito COVID da Supridora | 0,00% | 0,00% | 0,00% | -0,69% |
| Total Financeiro | -4,96% | -9,40% | -6,63% | -7,17% |

Retirada dos Finan. do Ano Anterior e alteração

12,71% 12,44% 8,82% 11,73%
dos descontos na tarifa.

Efeito Médio 9,22% 3,21% 5,71% 9,21%
13. A variação nos custos de compra de energia das permissionárias foi motivada pelas
novas tarifas de suprimento.
14. Especificamente na Cemirim, foi considerado o contrato de compra energia com
Cemig GT que estará vigente a partir de janeiro 2022, que permitiu uma redução no Preço médio
de compra de energia de 283,15 para 234,23 R$/MWh e a redução do desconto da tarifa de
suprimento passando de 16,03% para 0%.
15. O Gráfico 1 mostra a participação dos itens de Parcela A e B na composição da Receita
das permissionárias.
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Gráfico 1. Participação dos itens de Parcela A e B na Receita Requerida
29,5%
35,1%
44,1%
48,8%
14,8%
10,2%
3,5% 11,7%
16,9% 14,3%
14,2%
24,0%
40,4% 44,0%
33,4%
14,9%

Cercos Cerpro CERRP Cemirim
Custo de Energia Custo de Transmissão Encargos Setoriais Custo de Distribuição
16. 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
0,3%
0,0%
1,0% 2,1%
48,0%
25,1%
28,7%
34,3%
12,6%
3,5% 8,4%
10,0%
14,0%
11,7%
13,2%
18,7%
37,5%
32,8% 33,0%
11,6%

Cercos Cerpro CERRP Cemirim
Custo de Energia Custo de Transmissão Encargos Setoriais
Custo de Distribuição PIS/COFINS ICMS
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17. 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
B1-Permissionária B1- Supridora
761,28
678,01
613,14

595,66 595,66 595,66
580,44
536,98

Cercos (Energisa SE) Cerpro (CPFL Paulista) CERRP (CPFL Paulista) Cemirim (CPFL Paulista)
III.1. Do Cálculo Tarifário
III.1.1 Período de Referência
18. O período de referência para o cálculo dos processos tarifários das permissionárias,
ora em análise, é de maio de 2020 a abril de 2021.
III.1.2 Receita de Referência (RA)
19. 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
Econômica – SAMP para o período de referência e as tarifas homologadas no processo tarifário
anterior. A tabela 4 apresenta o valor final da Receita de Referência (RA) por permissionária.
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Tabela 4 - Receita de Referência

Fornecimento Consum. Energia Total Número de
Permissionária Receita (R$)

| (MWh) | Livres | (MWh) | Consumidores |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cercos | 10.718 | - | 10.718 | 8.255.423,05 | 6.073 |
| Cerpro | 10.894 43.427 | 54.322 | 19.793.251,47 | 1.879 |  |
| CERRP | 66.694 | 4.107 | 70.800 | 44.463.071,29 | 11.690 |
| Cemirim | 146.462 28.264 | 174.726 | 80.289.943,57 | 10.722 |  |

III.1.3. Encargos Setoriais
20. Os encargos setoriais, oriundos das políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria2. 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.
21. 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
de referência, pelos custos da CDE (R$/MWh), por nível de tensão, descontados os montantes das
unidades consumidores classificadas na Subclasse Residencial Baixa Renda.
22. A cobertura tarifária relativa à quota de custeio do Proinfa é calculada pela
multiplicação do mercado de energia da permissionária (MWh), verificado no período de referência,
descontando os valores da Subclasse Residencial Baixa Renda, pelo custo do Proinfa (R$/MWh).
23. Os ESS e EER ocorrem para as empresas que possuem contratos de energia no ACL, no
caso em questão para a Cemirim.
24. A tabela 5 a seguir mostra os encargos setoriais considerados nos cálculos tarifários:
2
- 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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Tabela 5 – Encargos Setoriais

| Permissionária | TFSEE | CDE | ESS/EER | PROINFA | Encargo Total |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cercos | 16.914,62 | 196.106,30 | - | 80.404,59 | 293.425,52 |
| Cerpro | 48.628,48 | 2.909.045,88 | - | 506.096,84 | 3.463.771,19 |
| CERRP | 82.349,02 | 4.019.276,11 | - | 655.864,90 | 4.757.490,02 |
| Cemirim | 128.497,62 | 9.769.730,56 546.142,74 | 1.620.554,02 | 12.064.924,95 |  |

III.1.4. Compra de Energia
25. 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.
26. 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
encaminhada, a ANEEL utilizaria o percentual do último processo tarifário3. A Tabela 6 a seguir
mostra o cálculo da energia requerida.
Tabela 6 – Energia Requerida

| Fornecimento + | Perdas | Perdas | Energia |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Permissionária | Suprimento | Regulatórias Regulatórias Requerida |  |  |
| (MWh) | (%) | (MWh) | (MWh) |  |
| Cercos | 10.718,42 | 11,80% | 1.433,83 | 12.152,25 |
| Cerpro | 10.894,42 | 3,48% | 392,80 | 11.287,21 |
| CERRP | 66.693,58 | 7,44% | 5.360,48 | 72.054,05 |
| Cemirim | 146.462,03 | 4,32% | 6.614,65 153.076,68 |  |

* perdas não técnicas incidem somente sobre o mercado de baixa tensão.
27. 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 –
3 Conforme disposto no Submódulo 8.4 do PRORET.
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CCGF (Lei 12.783/2013) nos casos que a permissionária compra energia por meio
de Leilão (quando houver);4
d) nos montantes de PROINFA, os quais são valorados a custo zero; e
e) de Geração Própria (quando aplicável).
28. Relata-se sobre a alteração contratual realizada pela Cemirim. A permissionária
comprou energia, por meio de chamada pública, da CEMIG GT com início de vigência a partir de
01/01/2022, conforme tabela abaixo5.
Tabela 8 – Compra de Energia Cemirim

Permissionária Vendedor Montante Preço Despacho Aneel
Cemirim Cemig GT 34.560 166,55 457/2021
*Preço atualizado a janeiro/2022, conforme contrato.
29. A Tabela a seguir resume a compra de energia para as permissionárias, considerando
o montante com glosa.
30. A tabela 7 resume o cálculo dos custos de energia.
Tabela 7. Custos com Compra de Energia
Leilão de Compra de Energia Tarifa Média

| Permissionária | Angra | CCGF | Proinfa (MWh) | Suprimento (MWh) | Despesa (R$) |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| compras | (MWh) | (R$/MWh) |  |  |  |  |  |
| Cercos | 152,79 | 11.999,46 | 12.152,25 | 227,21 2.761.074,60 |  |  |  |
| Cerpro | 922,87 | 10.364,34 | 11.287,21 | 271,32 3.062.456,38 |  |  |  |
| CERRP | 1.251,16 | 70.802,90 | 72.054,05 | 260,60 18.777.364,21 |  |  |  |
| Cemirim | 2.105,95 | 15.447,29 | 3.024,98 | 34.078,56 | 98.419,89 | 153.076,68 | 234,23 35.855.495,32 |

31. 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%.
32. A tabela 8 elenca os descontos tarifários e as novas tarifas de suprimento de energia.
4 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.
5 Conforme Memorando 76/2021-SRM/ANEEL, de 04/05/2021. SIC:48580.0000301/2021-00
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Tabela 8. Descontos e tarifas de suprimento

| Nível de | Desconto | Tarifa com |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Permissionária | Supridora | Desconto Atual | REH Supridora |  |  |  |
| Tensão | Anterior | desconto |  |  |  |  |
| Cercos | Energisa Se | A4 | 0,00% | 0,00% | 230,10 | 2.860/2021 |
| Cerpro | CPFL Paulista | A4 | 0,00% | 0,00% | 295,48 | 2.854/2021 |
| Cerrp | ESS | A4 | 7,56% | 6,02% | 230,88 | 2.722/2020 |
| Cerrp | CPFL Paulista | A4 | 7,56% | 6,02% | 277,70 | 2.854/2021 |
| Cemirim | CPFL Paulista | A2 | 16,03% | 0,00% | 295,48 | 2.854/2021 |
| Cemirim | Elektro | A4 | 16,03% | 0,00% | 252,06 | 2.762/2020 |

III.1.5 Custos de Transporte
33. Os custos de transporte são compostos pelos custos:
i. Rede Básica, composta pelos custos de Rede Básica Sistêmica, de Rede Básica de
Fronteira e de Conexão à Transmissão (DIT)
ii. Uso do Sistema de Distribuição - CUSD
34. 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 9 demonstra o custo de transporte de energia de
cada permissionária.
Tabela 9. Custos de Transporte de Energia

Permission Rede Básica Custos com
Rede Básica CUSD

| ária | Fronteira | Transporte |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Cercos | - | - | 1.177.957,74 | 1.177.957,74 |
| Cerpro | - | - | 4.921.262,53 | 4.921.262,53 |
| CERRP | - | - | 6.640.672,17 | 6.640.672,17 |
| Cemirim | 2.890.366,60 2.959.890,80 | 3.698.082,57 | 9.548.339,97 |  |

35. Para a obtenção dos custos referentes ao CUSD, multiplicam-se os montantes de
demanda e energia constantes nas faturas de suprimento pelas respectivas tarifas de suprimento6.
A Tabela 10 elenca tarifas de suprimento relativas ao CUSD.
6 Estabelecidas nas resoluções homologatórias referentes aos processos tarifários das supridoras.
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Tabela 10. Descontos e tarifas de suprimento relativas ao CUSD7

| Nível de | TUSD KW | TUSD KW | TUSD |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Permissionária | Supridora | REH Supridora |  |  |  |  |
| Tensão | Ponta | Fora Ponta MWh |  |  |  |  |
| Cercos | Energisa Se | A4 | 29,89 | 15,06 | 9,65 | 2.860/2021 |
| Cerpro | CPFL Paulista | A4 | 22,77 | 10,80 | 12,61 | 2.854/2021 |
| Cerrp | ESS | A4 | 23,28 | 14,53 | 8,05 | 2.722/2020 |
| Cerrp | CPFL Paulista | A4 | 22,77 | 10,8 | 12,61 | 2.854/2021 |
| Cemirim | CPFL Paulista | A2 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 2.854/2021 |
| Cemirim | Elektro | A4 | 19,40 | 13,66 | 11,50 | 2.762/2020 |

III.1.6 Valor da Parcela B conforme Submódulo 8.4 do PRORET
36. 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
de atualização8. Caso o pleito não seja apresentado considera-se o valor de Parcela B do último
processo tarifário.
37. A tabela 11 apresenta o valor de Parcela B solicitado pelas permissionárias e o
efetivamente considerado para a permissionária.
Tabela 11. Custos de Parcela B

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

| Mauntenção | Considerada | relação ao limite |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cercos | 1.190.169,53 | 2.846.743,69 | 4.036.913,22 | 4.546.914,28 | 4.036.913,22 | 12,6% |
| Cerpro | 5.164.115,31 | 3.879.230,85 | 9.043.346,16 | 9.353.553,32 | 9.043.346,16 | 3,4% |
| CERRP | 7.030.826,38 | 9.324.683,13 16.355.509,51 | 16.735.013,35 16.355.509,51 | 2,3% |  |  |
| Cemirim | 10.317.538,72 | 13.687.655,99 24.005.194,71 | 24.005.194,72 24.005.194,71 | 0,0% |  |  |

III.1.7 Componentes Financeiros
38. Os componentes financeiros presentes nestes processos tarifários são decorrentes
dos seguintes ajustes financeiros, apresentados na Tabela 12:
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;
7
A Cemirim está conectada a Rede Básica, por isso as tarifas em A2 com a CPFL Paulista são zero.
8 Regra definida no Submódulo 8.4 do PRORET.
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Fls. 12 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
iv. Subvenção Baixa Densidade de Carga;
v. Retenção adicional de Bandeiras Tarifarias;
vi. Postergação Conta Covid;
vii. Reversão Conta Covid;
viii. Financeiro referente aos efeitos da Conta-Covid na tarifa de suprimento; e
ix. Previsão de risco hidrológico.
Tabela 12- Componentes Financeiros
Repasse de PIS Ajuste CUST RB - Subvenção Baixa Previsão de Risco Adicional de Postergação Efeito COVID da

| Permissionária | Neutralidade Comp.DIC FIC | Bandeiras | Total Financeiros |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| COFINS | PIS/COFINS Densidade de Carga | Hidrológico | Tarifárias | Conta Covid | Supridora |  |  |  |  |  |
| Cercos | 174.522,96 | - 2.877,49 | - 3.876,03 | - | - 925.355,44 | - | - | - 18.630,15 | - | - 776.216,15 |
| Cerpro | 403.778,64 | - 215.170,34 - 70.111,75 | - | - 1.437.466,84 | - | - | 6.487,28 | - | - 1.312.483,01 |  |
| CERRP | 1.369.033,31 | - 282.698,16 - 11.502,57 | - | - 4.226.536,97 | - | - 98,53 270.289,69 | - 308.579,72 | - 3.190.092,95 |  |  |
| Cemirim | 2.273.970,66 | - 669.968,61 - 61.819,96 1.611.905,50 | - 8.639.273,39 | 1.006.138,59 | - | 499.225,61 | - | - 3.979.821,61 |  |  |

39. Relata-se também sobre o financeiro 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. Assim foi criado um
financeiro de forma a compartilha com consumidor os efeitos da conta covid da supridora.
40. A CEMIRIM e a CERRP tiveram redução do desconto na tarifa de suprimento. No caso
da CEMIRIM o desconto passou de 16,03% para 0%. No cálculo das duas situações tarifárias a
retirada de todo o desconto no suprimento gerou um efeito médio a ser percebido pelos
consumidores abaixo de 10%, não havendo, portanto, a necessidade de cálculo do financeiro de
Conta-Covid supridora.
41. Na CERRP o desconto tarifário na tarifa de suprimento passou de 7,56% para 6,02%.
No cálculo das duas situações tarifárias a retirada de todo o desconto no suprimento gerou,
também, um efeito médio a ser percebido pelos consumidores abaixo de 10%, porém não foi
possível retirar todo o desconto para o que o efeito se mantivesse no patamar de 10%. Assim, foi
calculado o financeiro de Conta- Covid supridora no valor de R$ -308.579,72, com impacto tarifário
de -0,69%. Este mesmo valor será repassado a distribuidora por meio do subsídio de distribuição.
42. Destaca-se também o financeiro previsão de risco hidrológico para Cemirim. Com o
novo contrato no Ambiente livre, a Cemirim tem a obrigação de arcar com os custos com o risco
hidrológico das usinas repactuadas e das usinas sob a Lei no 12.783/23012. Para cobrir os custos
com essa nova obrigação foi calculado o financeiro previsão de risco hidrológico no valor de R$
1.006.138,59.
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Fls. 13 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
III.1.8 Subvenção CDE
43. 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 maio de 2021 a abril de 20229. Contempla também, o
ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de maio de 2020 a
abril de 2021.
Tabela 13 – Valores dos subsídios relativos aos descontos tarifários
Serviço Público
Carga Fonte Irrigante/

Permissionária Distribuição Água, Esgoto Rural Total
Incentivada Aquicultor
Saneamento

| Cercos | - | - | 2.185,08 | 20.296,66 | 1.778,63 | 24.260,37 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cerpro | 616.363,50 | - | - 20.556,80 | - 434.978,85 | - 35.823,63 | 125.004,22 |
| CERRP | 104.710,05 | 25.714,98 | 31.511,76 | 60.687,63 | 33.145,04 | 255.769,46 |
| Cemirim | 261.994,56 | - | 6.397,17 | 250.039,65 | 14.476,54 | 532.907,92 |

44. 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 maio
de 2021 a abril de 2022. A Tabela 14 apresenta os valores mensais dos subsídios relativos à
compensação da baixa Densidade de Carga das permissionárias de cada permissionária.
Tabela 14. Subsídios relativos à compensação da baixa densidade.
Compensação em
função da baixa
Permissionária
densidade de
carga
Cercos 77.112,95
Cerpro 119.788,90
CERRP 352.211,41
Cemirim 719.939,45
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
45. 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.
9 Esses recursos deverão ser repassados até o 10º dia útil do mês subsequente.
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Fls. 14 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
46. 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.
47. 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
no

48. Com base na legislação vigente, no que consta do Processo 48500.005053/202064 e nas informações contidas nessa Nota Técnica, opinamos:
a.
pela aprovação dos efeitos médios constantes da Tabela 15 que representam os
resultados dos cálculos tarifários das permissionárias com data de aniversário em
29 de maio de 2021;
Tabela 15. Efeito médio para os consumidores cativos
Permissionária Alta Tensão Baixa Tensão Efeito Médio

| Cercos | 4,52% | 3,18% | 3,21% |
| --- | --- | --- | --- |
| Cerpro | 3,20% | 11,30% | 5,71% |
| CERRP | 9,54% | 9,04% | 9,21% |
| Cemirim | 9,34% | 9,13% | 9,22% |

b.
pela fixação das Tarifas de Suprimento das supridoras para as Permissionárias com
data de aniversário contratual em 29 de maio 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 29 de maio 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 29 de maio de 2021, de
modo a custear a baixa densidade de carga das permissionárias.
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Fls. 15 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
49. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação dos
Cálculos Tarifários em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
50. O Anexo I detalha o cálculo em cada uma das Permissionárias.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
FRANCISCO DE MATTOS FAÉ CECÍLIA MAGALHÃES FRANCISCO
Analista Administrativo Especialista em Regulação
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
ANA LÚCIA DE ANDRADE PASSOS ÉRIKA BRAGA LOURENÇATTO
Especialista em Regulação Analista Administrativo
De acordo,
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005053/2020-64
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Fls. 16 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
ANEXO I – DETALHAMENTO DO CÁLCULO TARIFÁRIO DE CADA
PERMISSIONÁRIA
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Fls. 17 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
I.1. Cercos
A Cercos, sediada na cidade de Lagarto - SE, atende cerca de 6 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 8 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 | 250.700,46 | 293.425,52 | 17,04% | 0,52% | 3,55% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 17.998,54 | 16.914,62 | -6,02% | -0,01% | 0,20% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 168.328,95 | 196.106,30 | 16,50% | 0,34% | 2,37% |
| PROINFA | 64.372,97 | 80.404,59 | 24,90% | 0,19% | 0,97% |
| ENERGIA COMPRADA | 2.681.564,39 | 2.761.074,60 | 2,97% | 0,96% | 33,39% |
| Energia | 2.681.564,39 | 2.761.074,60 | 2,97% | 0,96% | 33,39% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 1.018.448,73 | 1.177.957,74 | 15,66% | 1,93% | 14,24% |
| Uso do sistema de distribuição | 1.018.448,73 | 1.177.957,74 | 15,66% | 1,93% | 14,24% |
| Total de Parcela A | 3.950.713,58 | 4.232.457,85 | 7,13% | 3,41% | 51,18% |
| Total de Parcela B | 4.304.709,47 | 4.036.913,22 | -6,22% | -3,24% | 48,82% |

Variação econômica 0,17%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 174.522,96 2,11%
Neutralidade Encargos Setoriais (2.877,49) -0,03%
-11,21%
Subvenção CDE (925.355,44)

Postergação Covid-19 -18.630,15 -0,23%
Total Financeiros - 776.216,15 -9,40%
Variação econômica e financeira -9,23%
12,44%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 3,21%
Os custos da Parcela A representam 51,18% da receita econômica da Permissionária. O aumento
dos custos relativos a essa parcela representa 3,41% da variação econômico financeira da Cercos,
cuja variação total foi de 0,17%, 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, 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 1,93%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante do processo tarifário da supridora.
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Fls. 18 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 0,96% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da Energisa SE para a Cercos .
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 48,82% da Receita, resultando
num efeito de -3,24% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 0,17%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -9,40%, contribuindo com -9,23% para o efeito médio final nas tarifas de energia
elétrica vigentes para a Cercos.
Além dos financeiros usuais, neste processo tarifário foi incluído um financeiro referente a
postergação das tarifas de 2019 até junho de 2020, em função da pandemia do novo coronavírus.
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 Cercos, em relação às
competências entre maio de 2021 a abril de 2022, é de R$ 24.260,37. Esse valor já inclui o ajuste da
diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio de 2020 a abril de 2021. A Tabela a
seguir mostra o cálculo.
TABELA I.1.2 – SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (472,77) | 2.657,85 | 2.185,08 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Rural | (821,94) | 21.118,61 | 20.296,66 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 366,23 | 1.412,40 | 1.778,63 |
| TOTAL | (928,49) | 25.188,86 | 24.260,37 |

O Gráfico I.1.1 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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Fls. 19 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
Custo de Energia
32,8% Custo de
Trasnmissão
14,0%
Encargos
Setoriais
3,5%
Impostos ICMS
1,8% 1,5%
PIS/COFINS
0,3%
Custo de
Distribuição
48,0%
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 SE.

Cercos Energisa SE IGP_M IPCA
850
782,78
744,47 761,28
753,85
750
681,93
650
580,44
546,46 535,51

550 514,30 530,72
MWh
/ 467,59
R$ 454,81 432,33
450 409,35
396,87
344,79
363,71 353,69 363,71 363,71 363,71

350 308,29 308,29
290,03
250
150

ago-12 jan-13 abr-13 mai-13 mai-14 mai-15 mai-16 mai-17 mai-18 mai-19 mai-20 mai-21
Gráfico I.1.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
A permissionária não apresentou pleitos específicos.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
I.2. Cemirim
A Cemirim, sediada na cidade de Mogi Mirim - SP, atende cerca de 11 mil unidades consumidoras,
cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 80 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 | 10.804.523,33 | 12.064.924,95 | 11,67% | 1,57% | 14,81% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 116.016,57 | 128.497,62 | 10,76% | 0,02% | 0,16% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 9.396.281,82 | 9.769.730,56 | 3,97% | 0,47% | 11,99% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. – EER | - | 546.142,74 | 100,00% | 0,68% | 0,67% |
| PROINFA | 1.292.224,94 | 1.620.554,02 | 25,41% | 0,41% | 1,99% |
| ENERGIA COMPRADA | 36.784.997,25 | 35.855.495,32 | -2,53% | -1,16% | 44,01% |
| Energia | 36.784.997,25 | 35.855.495,32 | -2,53% | -1,16% | 44,01% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 8.594.528,68 | 9.548.339,97 | 11,10% | 1,19% | 11,72% |
| Rede Básica | 2.274.724,37 | 2.890.366,60 | 27,06% | 0,77% | 3,55% |
| Rede Básica Fronteira | 2.860.460,69 | 2.959.890,80 | 3,48% | 0,12% | 3,63% |
| Uso do sistema de distribuição | 3.459.343,62 | 3.698.082,57 | 6,90% | 0,30% | 4,54% |
| Total de Parcela A | 56.184.049,26 | 57.468.760,24 | 2,29% | 1,60% | 70,54% |
| Total de Parcela B | 24.105.894,31 | 24.005.194,71 | -0,42% | -0,13% | 29,46% |

Variação econômica 1,47%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 2.273.970,66 2,83%
Neutralidade Encargos Setoriais (669.968,61) -0,83%
2,01%
Ajuste CUST + PISCONFINS Transmissão 1.611.905,50

Compensação DIC FIC (61.819,96) -0,08%
Subvenção CDE (8.639.273,39) -10,76%
Previsão de Risco Hidrologico 1.006.138,59 1,25%
0,62%
Postergação Covid-19 499.225,61

Total Financeiros - 4.985.960,20 -4,96%
Variação econômica e financeira -3,49%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 12,71%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 9,22%
Os custos da Parcela A representam 70,54% da receita econômica da Permissionária. O aumento
dos custos relativos a essa parcela representa 1,60% da variação econômico financeira da Cemirim,
cuja variação total foi de 1,47%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
1,57% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,47%, decorrente do cálculo preliminar das
cotas anuais de CDE para o ano de 2021. Vale Destacar que, como a
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Fls. 21 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
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.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 1,19%. 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 -1,16% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da CPFL Paulista para a Cemirim e a redução do desconto
tarifário de 16,03% para 0%. Embora a permissionária tenha optado por comprar
energia do ACL, e firmado contrato com a CEMIG GT, seus efeitos ainda não foram
plenamente sentidos neste processo, uma vez que o suprimento terá início
somente em 01/01/2022.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 29,46% da Receita, resultando
num efeito de -0,13% na variação econômico-financeira da tarifa vigente.
Ao resultado da variação econômica, de 1,47%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -4,96%, contribuindo com o efeito final de -3,49% sobre as tarifas de energia
elétrica vigentes para a Cemirim.
Além dos financeiros usuais, neste processo tarifário foi incluído um financeiro referente a
postergação das tarifas de 2019 até junho de 2020, em função da pandemia do novo coronavírus.
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 Cemirim, em relação às
competências entre maio de 2021 a abril de 2022 , é de R$ 532.907,92. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio de 2020 a abril 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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Fls. 22 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
TABELA I.2.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 134.091,37 | 127.903,19 | 261.994,56 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | 921,17 | 5.476,00 | 6.397,17 |
| Subsidio Rural | (3.895,19) | 253.934,84 | 250.039,65 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 1.550,53 | 12.926,01 | 14.476,54 |
| 132.667,87 | 400.240,05 | 532.907,92 |  |

TOTAL
O Gráfico I.2.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de Encargos
Trasnmissão
Setoriais
10,0% 12,6%
Custo de Energia
37,5%
Impostos
ICMS
14,8%
14,8%
PIS/COFINS
Custo de 0,0%
Distribuição
25,1%
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.
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Fls. 23 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.

Cemirim CPFL Paulista IGP_M IPCA
750
650
595,66
550,20
536,98
550 523,02
508,20
470,82
MWh
450
/
R$
350
250
150

mai-19 mai-20 mai-21
Gráfico I.2.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
Com relação ao pleito de perdas, ressalta-se que a SGT seguiu a regra de cálculo atual, ou seja
considerou a perda compatível com o mercado.
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Fls. 24 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
I 3. Cerpro
A Cerpro, sediada na cidade de Promissão - SP, atende cerca de 2 mil unidades consumidoras, cujo
consumo de energia representa uma receita de R$ 20 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.3.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 3.272.540,11 | 3.463.771,19 | 5,84% | 0,97% | 16,90% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 48.838,57 | 48.628,48 | -0,43% | 0,00% | 0,24% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 2.820.169,30 | 2.909.045,88 | 3,15% | 0,45% | 14,20% |
| PROINFA | 403.532,24 | 506.096,84 | 25,42% | 0,52% | 2,47% |
| ENERGIA COMPRADA | 2.972.643,39 | 3.062.456,38 | 3,02% | 0,45% | 14,95% |
| Energia | 2.972.643,39 | 3.062.456,38 | 3,02% | 0,45% | 14,95% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 4.303.001,86 | 4.921.262,53 | 14,37% | 3,12% | 24,02% |
| Uso do sistema de distribuição | 4.303.001,86 | 4.921.262,53 | 14,37% | 3,12% | 24,02% |
| Total de Parcela A | 10.548.185,35 | 11.447.490,11 | 8,53% | 4,54% | 55,87% |
| Total de Parcela B | 9.245.066,12 | 9.043.346,16 | -2,18% | -1,02% | 44,13% |

Variação econômica 3,52%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 403.778,64 2,04%
(215.170,34) -1,09%
Neutralidade Encargos Setoriais

| Compensação DIC FIC | (70.111,75) | -0,35% |
| --- | --- | --- |
| Subvenção CDE | (1.437.466,84) | -7,26% |
| Postergação Covid-19 | 6.487,28 | 0,03% |
| Total Financeiros | (1.312.483,01) | -6,63% |

Variação econômica e financeira -3,11%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior 8,82%
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 5,71%
Os custos da Parcela A representam 55,87% da receita econômica da Permissionária. O aumento
dos custos relativos a essa parcela representa 4,54% da variação econômico financeira da Cerpro,
cuja variação total foi de 3,52%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,97% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,45%, decorrente do cálculo preliminar 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 3,12%. 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 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 0,45% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo da nova
tarifa de suprimento da CPFL Paulista para a Cerpro.
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 44,13% da Receita, resultando
num efeito de -1,02% na variação econômico-financeira da tarifa vigente, em função do pleito de
parcela B ter sido inferior ao teto estabelecido para a permissionária.
Ao resultado da variação econômica, de 3,52%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -6,63%, contribuindo com o efeito final de -3,11% sobre as tarifas de energia
elétrica vigentes para a Cerpro.
Além dos financeiros usuais, neste processo tarifário foi incluído um financeiro referente a
postergação das tarifas de 2019 até junho de 2020, em função da pandemia do novo coronavírus.
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 Cerpro, em relação às
competências entre maio de 2021 a abril de 2022, é de R$ 125.004,22. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio de 2020 a abril de 2021. A Tabela
a seguir mostra o cálculo.
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 | 160.238,38 | 456.125,12 | 616.363,50 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (22.691,84) | 2.135,04 | (20.556,80) |
| Subsidio Rural | (472.521,64) | 37.542,78 | (434.978,85) |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | (43.757,76) | 7.934,13 | (35.823,63) |
| TOTAL | (378.732,86) | 503.737,08 | 125.004,22 |

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.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005053/2020-64
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Fls. 26 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
O Gráfico I.3.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Encargos
Custo de
Setoriais
Trasnmissão
18,7% 13,2%
Custo de Energia
11,6% Impostos
ICMS
22,2%
21,2%
PIS/COFINS
Custo de 1,0%
Distribuição
34,3%
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
CPFL Paulista.

Cerpro CPFL Paulista IGP_M IPCA
950
850
750
650 613,14
601,67 595,66
582,08
MWh 550,20

550 504,96 523,02
/
R$ 467,95 484,63
447,19
450 419,64

404,93 404,93 404,93 404,93 404,17
371,50
316,86 371,50

350 316,86 316,86
276,21 272,12
263,03
250
150

ago-12 jan-13 abr-13 mai-13 mai-14 mai-15 mai-16 mai-17 mai-18 mai-19 mai-20 mai-21
Gráfico I.3.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
A permissionária não apresentou pleitos específicos.
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Fls. 27 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
I.4. CERRP
A CERRP, sediada na cidade de São José do Rio Preto - SP, atende cerca de 12 mil unidades
consumidoras, cujo consumo de energia representa uma receita de R$ 44 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.4.1 – CÁLCULO TARIFÁRIO
Participação no Participação na

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

| ENCARGOS SETORIAIS | 4.459.423,48 | 4.757.490,02 | 6,68% | 0,67% | 10,22% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 78.101,33 | 82.349,02 | 5,44% | 0,01% | 0,18% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 3.858.036,94 | 4.019.276,11 | 4,18% | 0,36% | 8,64% |
| PROINFA | 523.285,21 | 655.864,90 | 25,34% | 0,30% | 1,41% |
| ENERGIA COMPRADA | 17.630.698,57 | 18.777.364,21 | 6,50% | 2,58% | 40,35% |
| Energia | 17.630.698,57 | 18.777.364,21 | 6,50% | 2,58% | 40,35% |
| TRANSPORTE DE ENERGIA | 5.852.303,00 | 6.640.672,17 | 13,47% | 1,77% | 14,27% |
| Uso do sistema de distribuição | 5.852.303,00 | 6.640.672,17 | 13,47% | 1,77% | 14,27% |
| Total de Parcela A | 27.942.425,05 | 30.175.526,40 | 7,99% | 5,02% | 64,85% |
| Total de Parcela B | 16.520.646,24 | 16.355.509,51 | -1,00% | -0,37% | 35,15% |

Variação econômica 4,65%
COMPONENTES FINANCEIROS Participação

Repasse de PIS COFINS 1.369.033,31 3,08%
(282.698,16) -0,64%
Neutralidade Encargos Setoriais

Compensação DIC FIC (11.502,57) -0,03%
Subvenção CDE (4.226.536,97) -9,51%
Retenção de Adicionais de Bandeiras Tarifárias (98,53) 0,00%
-0,69%
Efeito COVID da Supridora (308.579,72)

Postergação Covid-19 270.289,69 0,61%
Total Financeiros (3.190.092,95) -7,17%
Variação econômica e financeira -2,52%
11,73%
Retirada dos componentes financeiros relativos ao processo anterior
Efeito médio a ser percebido pelos Consumidores 9,21%
Os custos da Parcela A representam 64,85% da receita econômica da Permissionária. O aumento
dos custos relativos a essa parcela representa 5,02% da variação econômico financeira da CERRP,
cuja variação total foi de 4,65%, com destaque para:
a) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais corresponde ao efeito de
0,67% no presente reajuste tarifário. Destaca-se, principalmente, ao aumento do
orçamento da CDE-USO, efeito de 0,36%, decorrente do cálculo preliminar das
cotas anuais de CDE para o ano de 2021.
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Fls. 28 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
b) Custos de Transmissão. O valor dos custos com o uso do sistema de distribuição
equivale a um impacto tarifário de 1,77%. Tal efeito deriva das novas tarifas de
uso do sistema de distribuição, resultante dos processos tarifários da supridoras.
c) Compra de Energia. O valor dos custos de compra de energia contribuiu com
acréscimo de 2,58% na tarifa vigente, esse impacto é, também, reflexo das novas
tarifas de suprimento da CPFL Paulista e Energisa Sul Sudeste para a CERRP .
Com relação à Parcela B, sua participação no reajuste tarifário é de 35,15% da Receita, resultando
num efeito de -0,37% na variação econômico-financeira da tarifa vigente, devido ao pleito da
permissionária ter sido inferior ao teto pré-estabelecido.
Ao resultado da variação econômica, de 4,65%, foram adicionados os componentes financeiros
devidos no total de -7,17%, contribuindo com o efeito final de -2,52% sobre as tarifas de energia
elétrica vigentes para a CERRP.
Além dos financeiros usuais, neste processo tarifário foi incluído um financeiro referente a
postergação das tarifas de 2019 até junho de 2020, em função da pandemia do novo coronavírus.
Merece destaque ainda, a inclusão de -R$ 308.579,72 relativo ao Efeito da Conta Covid nas tarifas
da supridora, tendo em vista o movimento de retirada do desconto em TE da CERRP. Referida
metodologia foi iniciada nos processos tarifários das permissionárias de setembro de 2020, por
iniciativa da diretoria colegiada da ANEEL, e permite aos consumidores das permissionárias
experimentarem o efeito da conta covid nas tarifas da supridora, considerando um possível
aumento em função da retirada de desconto em TE. Referido financeiro contribuiu com -0,69% para
o efeito final deste reajuste.
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 CERRP, em relação às
competências entre maio de 2021 a abril de 2022, é de R$ 255.769,46. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio de 2020 a abril 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 500 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.
___________________________________________________________________________________________________________________________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005053/2020-64
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Fls. 29 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.
TABELA I.4.2 – SUBSIDIOS TARIFÁRIOS MENSAIS
Diferença Previsão
Previsão

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

| Subsidio Carga Fonte Incentivda | 51.954,22 | 52.755,83 | 104.710,05 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsidio Água, Esgoto e Saneamento | (969,23) | 32.480,99 | 31.511,76 |
| Subsidio Rural | (3.694,55) | 64.382,18 | 60.687,63 |
| Subsidio - Irrigante/Aquicultor | 9.720,95 | 23.424,10 | 33.145,04 |
| 57.011,38 | 198.758,08 | 255.769,46 |  |

TOTAL
O Gráfico I.4.1 apresenta a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora com tributos.
Custo de
Encargos
Trasnmissão
Setoriais
11,7% 8,4%
Custo de Energia
33,0%
Impostos
ICMS
18,3% 16,1%
PIS/COFINS
2,1%
Custo de
Distribuição
28,7%
Gráfico I.4.1 – 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 principal
supridora a CPFL Paulista.
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Fls. 30 Nota Técnica nº 93/2021-SGT/ANEEL, de 19 de maio de 2021.

CERRP CPFL Paulista IGP_M IPCA
850
750
678,01
650 631,75
589,30 595,66
538,43 550,20
550 523,02
MWh 511,56
484,63
/
R$ 447,19
450 419,64
404,17
362,71

362,71 362,71 362,71 316,86
350 330,57 330,57
316,86 316,86
272,12
276,21 259,15
250
150

ago-12 jan-13 abr-13 mai-13 mai-14 mai-15 mai-16 mai-17 mai-18 mai-19 mai-20 mai-21
Gráfico I.4.2 – Evolução da Tarifa Residencial B1
Pleitos Específicos
A permissionária não apresentou pleitos específicos.
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DAVI ANTUNES LIMA, ERIKA BRAGA LOURENCATTO, ANA LUCIA DE ANDRADE PASSOS, CECILIA MAGALHAES FRANCISCO, FRANCISCO DE MATTOS FAE