REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3049/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2022, as Tarifas de Energia – TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD referentes à Copel Distribuição S.A - Copel-DIS.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-06-24
Autor: ANEEL

22ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL
Brasília, 21/06/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.004903/2021-98
INTERESSADOS: COPEL-DIS - Copel Distribuição S/A
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da COPEL-DIS - Copel Distribuição S/A, a vigorar a
partir de 24 de junho de 2022.
I. RELATÓRIO
A COPEL é prestadora do serviço público de distribuição de energia elétrica e
atende cerca de 5 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica
representa faturamento anual da ordem de R$ 12 bilhões.
2. Em 22 de junho de 2021, foi aprovado o reajuste tarifário anual da COPEL,
conforme Resolução Homologatória – REH nº 2.886/2021, onde as tarifas foram, em média,
reajustadas em 9,89%.
3. Em 15 de março de 2022, a Diretoria Colegiada decidiu, na 8ª Reunião Pública
Ordinária da Diretoria de 2022, sobre o resultado da Consulta Pública nº 2/2022, aprovando a
Resolução Normativa nº 1.008/2022, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações
financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.
4. Em 25 de abril de 2022, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 16/2022, o
Processo foi a mim distribuído.
5. Em 07 de junho de 2022, foi aprovado no Congresso Nacional o Projeto de Lei n.
1.280/2022, que trata da devolução aos consumidores de energia elétrica, dos valores

relacionados as ações judiciais que versam sobre a retirada do ICMS da base do PIS/COFINS. O
Projeto de Lei, encaminhado para sanção em 08 de junho de 2022.
6. A COPEL, por meio da Carta REC-DIS-727/2022, solicitou que fosse considerada a
reversão do valor de R$ 1.593.100.425,47, antecipando-se à conclusão da Consulta Pública nº
005/2021 e à sanção do projeto de Lei n. 1.280/2022, decorrente de êxito da ação judicial movida
pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o ICMS
nas contas de energia.
7. Em 20 de junho de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, por meio
da Nota Técnica nº 90/2022-SGT/ANEEL1, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA
de 2022 da Concessionária, sendo que o cálculo em questão considera a proposta de
regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás, disposta na
Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL2, do mesmo dia.
8. Em 20 de junho de 2022, a SGT encaminhou por meio eletrônico e-mail ao
Conselho de Consumidores da COPEL as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução
Normativa nº 652, de 17 de março de 2015.
9. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás indicada
na Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021, de 31 de
agosto de 2021, e a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia acerca do aporte
Eletrobrás3,
inicial associado ao processo de capitalização da esta Diretoria Colegiada decidiu
anuir com a proposta preliminar de regulamentação do componente tarifário denominado CDE
Modicidade Eletrobrás disposta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL.
10. É o Relatório.
Documento SIC nº 48581.001705/2022-00
1
2 Documento SIC nº 48581.001709/2022-00
3 Documento SIC nº 48513.014192/2022-00

II. FUNDAMENTAÇÃO
11. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da COPEL conduz a um efeito médio nas tarifas a
ser percebido pelos consumidores de 4,90%, sendo de 9,32%, em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de 2,68%, em média, para os consumidores conectados na Baixa
Tensão.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 9,32%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 2,68%
Efeito Médio AT+BT 4,90%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
12. O efeito médio de 4,90% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A
e B, contribuindo para o efeito médio em 8,18% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros
apurados no atual reajuste, levando a uma variação de -3,04%; e (iii) da retirada dos
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma
variação de -0,24%, conforme apresentado no Gráfico 1.

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
5,05%
4,90%
3,14%
0,59%
0,22%
-0,24%
-0,83%
-3,04%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
13. O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da
modalidade tarifária a qual pertence.
14. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Processo Anterior Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 9.082.315.765 | 9.082.870.033 | 9.687.711.394 | 6,7% | 5,03% | 74,6% |
| Encargos Setoriais | 2.518.289.251 | 2.518.442.935 | 3.125.038.773 | 24,1% | 5,05% | 24,0% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 13.236.586 | 13.237.394 | 14.940.053 | 12,9% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 1.572.606.565 | 1.572.702.537 | 2.321.875.056 | 47,6% | 6,24% | 17,9% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 188.000.512 | 188.011.985 | 181.044.787 | -3,7% | -0,06% | 1,4% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 164.156.153,1 | 164.166.171 | 167.342.130 | 1,9% | 0,03% | 1,3% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE ( Eletrobrás) | - | - | (318.060.000) | - | -2,65% | -2,4% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 208.256.090 | 208.268.800 | 240.719.415 | 15,6% | 0,27% | 1,9% |
| PROINFA | 271.436.793 | 271.453.358 | 418.076.592 | 54,0% | 1,22% | 3,2% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 100.596.551 | 100.602.690 | 99.100.741 | -1,5% | -0,01% | 0,8% |
| Custos de Transmissão | 1.584.362.456 | 1.584.459.145 | 1.484.768.701 | -6,3% | -0,83% | 11,4% |
| Rede Básica | 966.940.266 | 966.999.276 | 955.204.163 | -1,2% | -0,10% | 7,4% |
| Rede Básica Fronteira | 281.158.531 | 281.175.690 | 252.539.564 | -10,2% | -0,24% | 1,9% |
| Rede Básica ONS (A2) | 1.984.269 | 1.984.390 | 2.447.764 | 23,4% | 0,00% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 111.997.880 | 112.004.715 | 96.355.802 | -14,0% | -0,13% | 0,7% |
| Transporte de Itaipu | 150.726.496 | 150.735.694 | 115.954.636 | -23,1% | -0,29% | 0,9% |
| Conexão | 71.555.012 | 71.559.379 | 62.266.772 | -13,0% | -0,08% | 0,5% |
| Custos de Aquisição de Energia | 4.913.771.360 | 4.914.071.234 | 4.985.121.405 | 1,4% | 0,59% | 38,4% |
| Receitas Irrecuperáveis | 65.892.698 | 65.896.719 9278251418% | 41% | 0,22% | 0,7% |  |
| PARCELA B | 2.929.905.973 | 2.929.905.973 | 3.307.161.057 | 12,9% | 3,14% | 25,4% |
| IRT | 12.012.221.737 12.012.776.006 12.994.872.450 | 8,2% | 8,18% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (365.275.271) | -3,04% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 548.741.281 | 4,57% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | (13.521.584) | -0,11% |  |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 973.172.785 | 8,10% |  |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 5.854.786 | 0,05% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 7.921.270 | 0,07% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 113.828.406 | 0,95% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (49.260.052) | -0,41% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 9.466.000 | 0,08% |  |  |  |  |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 35.333 | 0,00% |  |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (192.098.610) | -1,60% |  |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.045.013 | 0,01% |  |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 354.595.081 | 2,95% |  |  |  |  |
| Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE | 246.752.940 | 2,05% |  |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (386.754) | 0,00% |  |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (642.819.062) | -5,35% |  |  |  |  |
| Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) | - 4.737.752,78 | -0,04% |  |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | - | 650.537,95 | -0,01% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | - 3.697.888,94 | -0,03% |  |  |  |  |
| Crédito de PIS/COFINS | - 1.593.100.425,47 | -13,26% |  |  |  |  |
| Neutralidade Crédito de Pis/COFINS | 9.808.101,54 | 0,08% |  |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica - Importação julho-agosto/2021 | - 46.075.179,60 | -0,38% |  |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária | - 102.061.326,48 | -0,85% |  |  |  |  |
| Ajuste do financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021 | 12.013.505,62 | 0,10% |  |  |  |  |
| Ajuste financeiro da Parcela B | - | 100.600,04 | 0,00% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -0,24%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 4,90%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
15. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 74,6% dos
5,03%
custos da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por pontos
percentuais na composição do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens
mais representativos.

16. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de
5,05%. A CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 6,24%.
Adicionalmente, o aumento do encargo de Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – PROINFA representou um impacto de 1,22%.
17. Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,65% associada à
nova CDE Modicidade Eletrobrás, cuja proposta preliminar de regulamentação, disposta na Nota
Técnica 92/2021-SGT/ANEEL, de 20 de junho de 2022, foi anuída por esta Diretoria Colegiada.
18. Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de -0,83%. Sobre esse
item, destaca-se a redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022, aprovadas por meio
das Resoluções homologatórias nos 2.895 e 2.896, respectivamente, ambas de 13 de julho de
2021, alteradas pela REH nº 2.959, de 05 de outubro de 2021.
19. Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 0,59%.
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos de Compra
no Ambiente Regulado - CCEAR com impacto de 1,43%. Em contrapartida, a redução dos custos
com o contrato de Itaipu provocou uma redução de -2,59% nos custos de energia, essa variação
é resultado da redução da tarifa de repasse da potência contratada de Itaipu, estabelecida na
REH nº 3007, de 23 de dezembro de 2021, e da redução da cotação do dólar em relação àquela
considerada no último processo tarifário.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
0,87%
0,75%

0,59% 0,58% 0,54%
0,41%
0,05%
-0,02%
-2,59%

Total CCEAR-DSP CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Itaipu Proinfa
Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
20. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 25,4% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,14% do total do
efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
21. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre junho
de 2021 e maio de 2022 do IPCA, de 11,73%, subtraída do Fator X, de -0,75%, além do abatimento
dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de
Demanda (UD).
22. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora (sem4 e com tributos 5), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de
4 No Gráfico 2, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
5 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 26,6% para o ICMS e de 4,7% para o PIS/COFINS incidentes sobre a
fatura (total de 31,3% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que
representa a majoração de 45,7% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

energia elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de
transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais.
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Encargos
Setoriais
Custo de Receitas
24,0%
Transporte
Irrecuperáveis
11,4% 0,7%
Custo de
Custo de
Energia
Distribuição
38,4%
25,4%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Encargos
Receitas
Custo de
Setoriais; Irrecuperáveis

Transmissão 16,5% ; 0,5%
; 7,8%
ICMS;
26,6%
Tributos;
Custo de 31,3%
Energia;
PIS/COFINS;
26,3%
Custo de 4,7%
Distribuição;
17,5%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
financeiros6

23. Quanto aos componentes a serem recuperados no próximo período
tarifário, esses contribuíram com o efeito em -3,04% no atual reajuste da COPEL, conforme
indicado na Tabela 3.
6 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos
pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros
considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

24. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos
Setoriais, com 8,1%, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao
longo de 2021.
25. Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste
de 4,6%, os impactos mais significativos foram: (i) as exposições ao MCP relacionadas ao risco
hidrológico dos CCGF e dos CCEAR-Q repactuados e (ii) custos dos CCEAR por disponibilidade
decorrente do cenário de CMO elevado em alguns meses de 2021.
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 548.741.281 | 4,6% |
| CVA em processamento - Transporte | (13.521.584) | -0,1% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 973.172.785 | 8,1% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 5.854.786 | 0,0% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 7.921.270 | 0,1% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 113.828.406 | 0,9% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (49.260.052) | -0,4% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 9.466.000 | 0,1% |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 35.333 | 0,0% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (192.098.610) | -1,6% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.045.013 | 0,0% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 354.595.081 | 3,0% |
| Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE | 246.752.940 | 2,1% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (386.754) | 0,0% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (642.819.062) | -5,4% |
| Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) | (4.737.753) | 0,0% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (650.538) | 0,0% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | (3.697.889) | 0,0% |
| Crédito de PIS/COFINS | (1.593.100.425) | -13,3% |
| Neutralidade Crédito de Pis/COFINS | 9.808.102 | 0,1% |
| Conta Escassez Hídrica - Importação julho-agosto/2021 | (46.075.180) | -0,4% |
| Conta Escassez Hídrica - Bônus Redução Voluntária | (102.061.326) | -0,8% |
| Ajuste do financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021 | 12.013.506 | 0,1% |
| Ajuste financeiro da Parcela B | (100.600) | 0,0% |
| Total | (365.275.271) | -3,04% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
26. Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, foram desenvolvidos pela ANEEL e
pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as

empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria
neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por
consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico.
27. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão
relacionados abaixo e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica nº 90/2022-SGT/ANEEL:
a) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
28. Nos termos do Decreto n° 10.939/2022, da Resolução n° 2/2021 da CREG e da
Medida Provisória n° 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear
medidas de combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi
aprovada a partir da Resolução Normativa n° 1.008/2022, de 15 de março de 2022.
29. O Despacho n° 1.177/2022, de 3 de maio de 2022 indicou a data de 9 de maio para
fixar os valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e
permissionárias de distribuição de energia elétrica referentes aos montantes de recursos
solicitados nos Termos de Aceitação às disposições do Decreto n° 10.939/2022. À COPEL foram
repassados R$ 148.136.506,08, valor que foi considerado como componente financeiro para
atenuar o efeito do atual processo tarifário em -1,23%
b) Projeto de Lei 1.280/2022 - Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
30. Em 07/06/2022, foi aprovado no Congresso Nacional o Projeto de Lei n.
1.280/2022, que trata da devolução aos consumidores de energia elétrica, dos valores
relacionados as ações judiciais que versam sobre a retirada do ICMS da base do PIS/COFINS. O
Projeto de Lei, encaminhado para sanção em 08/06/2022, prevê a devolução da integralidade
dos valores requeridos a Receita Federal (RFB) até o próximo processo tarifário.
31. Os créditos de PIS/COFINS acerca dessas ações judiciais que questionam a

incidência sobre ICMS já era o tema em Consulta Pública nº 05/2021. No entanto, o Despacho nº
361/2021, em situações excepcionais, autorizava o uso antecipado à conclusão da referida
Consulta Pública, limitando em 20% do valor total de potencial crédito associado à respectiva
ação judicial.
32. A COPEL, por meio da Carta REC-DIS-727/2022, solicitou que fosse considerada a
reversão do valor de R$ 1.593.100.425,47, antecipando-se à conclusão da Consulta Pública nº
005/2021 e à sanção do projeto de Lei n. 1.280/2022, decorrente de êxito da ação judicial movida
pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o ICMS
nas contas de energia.
Efeito das Bandeiras Tarifárias
33. Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos
adicionais das bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no
período contribuiu para que a tarifa da COPEL não sofresse aumento adicional médio de 14,80%.
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
34. A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de junho/2022 a maio/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse
valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados
no período de junho/2021 a maio/2022.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 3.893.694 | 31.573.212 | 35.466.906 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 88.291 | 966.069 | 1.054.360 |
| Subsídio Rural | (746.862) | 5.984.960 | 5.238.098 |
| Total | 3.235.123 | 38.524.240 | 41.759.364 |

IV. DIREITO
35. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei
nº 9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; e vi) e
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 046/1999-ANEEL.
V. DISPOSITIVO
36. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004903/202198, voto pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da COPEL, a
vigorar a partir de 24 de junho de 2022, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 4,90%, sendo 9,32% para os consumidores
em alta tensão e 2,68% para os consumidores em baixa tensão;
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de
Energia Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da COPEL;
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;
d) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica – CCEE à COPEL, de modo a custear os descontos retirados da
estrutura tarifária;
Brasília, 21 de junho de 2022.
(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor