REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2837/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Companhia Jaguari de Energia – CPFL Santa Cruz.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-03-22
Autor: ANEEL

8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
Brasília, 16/03/2021
VOTO
PROCESSOS: 48500.004622-54 e 48500.005344/2020-52
INTERESSADO: CPFL Santa Cruz
RELATOR: Sandoval de Araújo Feitosa Neto
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos
Serviços de Distribuição – SRD.
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Companhia Jaguari de Eletricidade – CPFL Santa
Cruz e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de
Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade
Consumidora – FEC, para o período de 2022 a 2026, consolidados após a avaliação das contribuições
trazidas na Consulta Pública nº 076/2020.
I. RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição n. 015, de 1999, que regula a exploração dos
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CPFL Santa Cruz1, estabelece
a data de 22 de março de 2021 para a realização da Revisão Tarifária Periódica da Concessionária.
2. As metodologias aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das Concessionárias de
Distribuição de Energia Elétrica estão contidas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação
Tarifária – Proret, que tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária2.
1
Conforme Art. 2º da Resolução Autorizativa - REA 6.723/2017 , de 21 de novembro de 2017, foi dada anuência pela ANEEL à
incorporação societária pela concessionária CPFL Jaguari (contrato de concessão 15/1999, CNPJ 53.859.112/0001-69) das
concessionárias CPFL Mococa, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista e CPFL Santa Cruz, até então detentoras dos contratos de
concessão nº 17/1999, 18/1999, 19/1999 e 21/1999, respectivamente. Conforme parágrafo 4º daquele mesmo artigo da REA
6.723/2017, no ato da incorporação a razão social da concessionária incorporadora, CPFL Jaguari, deverá ser mantida,
adotando o nome de fantasia de CPFL Santa Cruz, sendo esta última denominação utilizada nesta NT.
2
Quando aplicável, também serão considerados os regramentos previstos na Resolução Normativa - REN n.º 716, de 3 de maio
de 2016, que fixou os critérios para o agrupamento de áreas de concessão atendidas por concessionárias de distribuição de
energia elétrica sujeitas a controle societário comum e o tratamento tarifário da nova área de concessão.

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3. Em 4 de dezembro de 2020, a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de
Mercado – SRM, encaminhou a Nota Técnica n. 143/2020-SRM/ANEEL/2020, com as informações
necessárias à aplicação de metodologia de cálculo de custos operacionais e das perdas não técnicas nesse
processo de revisão tarifária da CPFL Santa Cruz, considerando o respectivo agrupamento das
concessionárias.
4. Em 15 de dezembro de 2020, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública - CP
n. 076, de 2020, com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de
contribuições se estendeu de 16 de dezembro de 2020 a 1º de fevereiro de 2021, tendo sido realzada
Audiência Pública no dia 21 de janeiro de 2021, por videoconferência.
5. Em 18 de fevereiro de 2021, por meio da Nota Técnica nº 0009/2021-SRD/ANEEL, a
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD encaminhou as informações relativas
ao cálculo das perdas técnicas regulatórias.
6. Em 23 de fevereiro de 2021, por meio da Nota Técnica n. 0013/2021-SRD/ANEEL, a SRD
apresentou proposta para a fixação dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades
consumidoras da CPFL Santa Cruz, para o período de 2022 a 2026, após análise das contribuições
recebidas na Consulta Pública.
7. Em 1º de março de 2021, por meio da Nota n. 027/2021-SGT/ANEEL, foi disponibilizada no
site da Agência, no link da Consulta Pública n. 076, de 2020, a análise das contribuições relativas à matéria
tarifária.
8. Em 9 de março de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF,
por meio do Memorando n. 051/2021-SFF/ANEEL, informou os valores referentes à Base de Remuneração
Regulatória da Concessionária.
9. No dia 11 de março de 2021, a concessionária apresentou, por meio da Carta nº
016/RR/CPFL SANTA CRUZ/20213, proposta de: (i) diferimento tarifário, por meio de componente
financeiro negativo, no valor de R$ 45.559.416,76 e (ii) inclusão de item financeiro extraordinário
3 Documento SIC 48513.006627/2021-00

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referente à devolução de créditos fiscais associados ao excesso de tributo decorrente da indevida inclusão
do ICMS na base de cálculo do PIS e da COFINS, no total de R$ 20.240.583,24, equivalente a 78,85% dos
créditos fiscais recuperados e efetivamente aproveitados pela companhia até fevereiro de 2021. Em
contatos posteriores com a equipe da SGT o valor citado em (i) teve incremento de montante de R$
1.500.000,00, restando como resultado a atenuação do impacto tarifário médio para o consumidor nesse
processo para 9,95%.
10. Em 12 de março de 2021, por meio da Nota Técnica n. 036/2021-SGT/ANEEL, a SGT
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da CPFL Santa Cruz.
11. Em 13 de março de 2021, a proposta final da Revisão Tarifária foi encaminhada à
Distribuidora e ao Conselho de Consumidores. Vale destacar que foram realizadas reuniões virtuais, em
função da pandemia de coronavirus, com a distribuidora e o Conselho de Consumidores, respectivamente,
em 3 e 7 de março, para discussão sobre a planilha de cálculo da revisão.
12. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
13. O presente processo trata da revisão tarifária periódica da CPFL Santa Cruz, a vigorar a
partir do dia 22 de março de 2021, bem como da definição dos correspondentes limites dos indicadores
de continuidade DEC e FEC, para o período de 2022 a 2026.
14. Ao avaliar os autos do processo, encaminho Decisão no sentido de HOMOLOGAR o
resultado da Revisão Tarifária Periódica, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores
de 9,95%, sendo 18,27% para os consumidores em alta tensão e 5,38% para os consumidores em baixa
tensão, conforme Tabela 1:
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 18,27%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 5,38%
Efeito Médio AT+BT 9,95%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

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15. O efeito médio de 9,95% decorre: (i) do reposicionamento econômico dos itens de custos
das Parcelas A e B, com efeito tarifário de 16,98%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados
no atual processo tarifário, com efeito tarifário de 0,21%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data da presente revisão, que
representam um impacto de -7,24%.
16. O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da modalidade
tarifária a qual pertence. A diferença de efeito para os consumidores conectados em alta tensão e baixa
tensão se deve em boa parte pela forte pressão de custos alocados na TUSD, que impactam mais os
consumidores da AT, como o aumento da CDE e dos custos de rede básica.
17. O Gráfico 1 apresenta o detalhamento do efeito médio por modalidade de custo.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Reposicionamento Tarifário
18. O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com
a cobertura dos custos operacionais e com a remuneração dos investimentos prudentes.

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19. A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, a variação entre
os valores atuais e os estabelecidos nesta revisão tarifária, a contribuição de cada item para o efeito médio
calculado e a participação de cada item na composição da receita da concessionária.

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Tabela 2 – Revisão Tarifária da CPFL Santa Cruz
Receita Verificada Receita Requerida Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 836.100.284 | 972.247.169 | 16,28% | 11,90% | 72,7% |
| Encargos Setoriais | 209.539.302 | 242.726.811 | 15,84% | 2,90% | 18,1% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 1.717.249 | 1.874.091 | 9,13% | 0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 151.160.301 | 158.518.450 | 4,87% | 0,64% | 11,8% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 11.626.679 | 1,02% | 0,9% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 0 | 9.470.151 | 0,83% | 0,7% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 24.845.835 | 23.184.589 | -6,69% | -0,15% | 1,7% |
| PROINFA | 21.185.889 | 26.515.788 | 25,16% | 0,47% | 2,0% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 10.630.029 | 11.537.063 | 8,53% | 0,08% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 173.449.073 | 222.281.079 | 28,15% | 4,27% | 16,6% |
| Rede Básica | 67.543.272 | 96.252.758 | 42,51% | 2,51% | 7,2% |
| Rede Básica Fronteira | 75.831.727 | 88.643.575 | 16,90% | 1,12% | 6,6% |
| Rede Básica ONS (A2) | 1.079.421 | 750.831 -30,44% | -0,03% | 0,1% |  |
| MUST Itaipu | 7.978.487 | 11.381.076 | 42,65% | 0,30% | 0,9% |
| Transporte de Itaipu | 12.252.397 | 15.403.855 | 25,72% | 0,28% | 1,2% |
| Conexão | 6.609.319 | 7.410.013 | 12,11% | 0,07% | 0,6% |
| Uso do sistema de distribuição | 2.154.450 | 2.438.971 | 13,21% | 0,02% | 0,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 452.497.622 | 501.066.796 | 10,73% | 4,25% | 37,5% |
| Receitas Irrecuperáveis | 614.287 | 6.172.483 904,82% | 0,49% | 0,5% |  |
| PARCELA B | 307.520.011 | 365.611.270 | 18,89% | 5,08% | 27,3% |
| Custos Operacionais | 159.756.776 | 160.040.392 | 0,18% | 0,02% | 12,0% |
| Anuidades | 31.850.949 | 31.768.227 | -0,26% | -0,01% | 2,4% |
| Remuneração | 84.877.057 | 134.167.683 | 58,07% | 4,31% | 10,0% |
| Depreciação | 39.668.613 | 65.683.626 | 65,58% | 2,27% | 4,9% |
| Outras Receitas | (8.633.385) | (14.257.776) 65,15% | -0,49% | -1,1% |  |
| Ultrap.Demanda e Exced. Reativo | - | (11.790.881) | 0,00% | -1,03% | -0,9% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 1.143.620.295 | 1.337.858.439 | 16,98% | 100,0% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 2.401.054 | 0,21% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 98.577.253 | 8,62% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 39.699.535 | 3,47% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (1.490.823) | -0,13% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 77.727 | 0,01% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 2.965.246 | 0,26% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 4.568.206 | 0,40% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (740.599) | -0,06% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (14.896) | 0,00% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (5.784.431) | -0,51% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 2.061.248 | 0,18% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 36.199.213 | 3,17% |  |  |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A3a) | 4.898 | 0,00% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (1.349.507) | -0,12% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 180.774 | 0,02% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 9.726 | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (43.321.848) | -3,79% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (14.475.095) | -1,27% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (10.948.651) | -0,96% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 388.581 | 0,03% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (29.426.184) | -2,57% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (4.300.223) | -0,38% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (3.179.095) | -0,28% |  |  |  |
| Crédito PIS/COFINS | (20.240.583) | -1,77% |  |  |  |
| Diferimento | (47.059.417) | -4,11% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -7,24%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,95%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

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20. O reposicionamento econômico de 16,98% é composto pelo aumento de 11,90% na
Parcela A e do aumento de 5,08% na Parcela B.
21. A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em
legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica. A Parcela A
representa 72,67% dos custos da concessionária e sua variação contribuiu com o efeito médio em 11,90%.
22. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 2,90%. Destaca-se, o
aumento do orçamento da CDE-USO, decorrente da consideração das cotas anuais da CDE para 2021 de
acordo com a CP 072/2020 , contribuiu para o aumento do efeito médio de 0,64%. O Encargo CDE – ContaCovid, tendo como referência o Despacho n. 181, de 2021, representou impacto de 1,84%.
23. Por sua vez, os custos de transmissão impactaram a revisão em 4,27%. Sobre esse item,
destaca-se a aprovação das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as novas Receitas Anuais
Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão, conforme Resoluções Homologatórias n. 2.725 e n.
2.726, ambas de julho de 2020.
24. Os custos com compra de energia impactaram a revisão em 4,25%. Contribuiu
significativamente para essa variação o aumento do custo da energia proveniente de Itaipu, que responde
pelo impacto de 3,06%, decorrente da variação positiva do dólar cuja cotação de cobertura passou de
R$ 4,41/US$ no processo de 2020, para R$ 5,48 /US$ neste processo. O gráfico a seguir detalha os
impactos do custo com compra de energia por tipo de contrato da concessionária.

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4,25%
3,06%
0,50%
0,47%
0,34%
0,21%
0,02%
-0,20% -0,16%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Itaipu Bilateral Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Perdas Regulatórias
25. As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist,
resultando no valor de 6,8450% em relação à energia injetada.
26. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória de
perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média
histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de chegada da trajetória é
estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que atuam em áreas tão ou mais
complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores.
27. No caso da CPFL Santa Cruz, estabeleceu-se como referência o valor de 3,4164% do
mercado de Baixa Tensão, computado a partir do percentual médio do ciclo anterior (2016-2020), a ser
considerado por todo o ciclo 2021-2025.
Custos da Parcela B

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28. A Parcela B, que representa os custos com a atividade de distribuição, é o ponto central
das metodologias de revisão tarifária. Essa Parcela trata dos custos com a atividade de distribuição e
compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos operacionais
eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela distribuidora.
A Parcela B representa 27,33% dos custos da concessionária, impactando a revisão em 5,08%.
29. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de
comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.
30. No caso da CPFL Santa Cruz, os custos operacionais variaram em 0,18%, contribuindo para
uma variação tarifária de 0,02%.
31. O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo
de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos realizados e visa
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de
Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos investimentos de curto período de
recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, e em toda a infraestrutura de
edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço.
32. A remuneração do capital variou 58,07% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas,
o que representou impacto tarifário de 4,31%. A situação adveio principalmente do aumento de 72,41%
da Base de Remuneração Líquida, em decorrência dos investimentos realizados pela CPFL Santa Cruz
desde sua última revisão tarifária (considerando na RTP de 2016 o somatório das empresas componentes
do atual agrupamento). A redução da taxa de remuneração regulatória atenuou o impacto tarifário. O
Gráfico 3 demonstra os efeitos que explicam a variação na remuneração de capital.

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Gráfico 3 – Efeito da remuneração do capital sobre a revisão
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
33. A quota de reintegração regulatória variou 65,58% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 2,27%. Este aumento se dá principalmente em
função da variação da base bruta em 61,24%, enquanto a taxa média de depreciação variou 4,34%. O
Gráfico abaixo demonstra ambos os efeitos.
Gráfico 4 – Efeitos da Quota de Reintegração sobre a revisão
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
34. Já a cobertura para anuidades variou -0,26% em relação aos valores hoje contidos nas
tarifas, com impacto de -0,01% na revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios

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adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória,
da qual o cálculo das anuidades depende.
35. Os valores arrecadados de Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER)
no período de referência são subtraídos da Parcela B. Cabe destacar que foram também considerados os
respectivos montantes relacionados a período anterior, de setembro de 2015 a fevereiro de 2017, em
atendimento ao estabelecido no parágrafo 38 do Proret 2.1A. Os valores em questão tiveram o impacto
de -1,03% nas tarifas. Quanto a Outras Receitas (OR), o impacto foi de -0,49%.
Componentes Financeiros
36. Uma vez demonstrado o reposicionamento tarifário econômico, passa-se agora a
apresentar os componentes financeiros4 considerados nesta revisão tarifária da CPFL Santa Cruz,
conforme Tabela 3, que contribuíram para um impacto tarifário em 0,21%.
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos
pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros
considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

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Tabela 3 – Componentes financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 98.577.253,29 | 8,62% |
| CVA em processamento -Transporte | 39.699.535,18 | 3,47% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (1.490.823,31) | -0,13% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 77.726,50 | 0,01% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 2.965.245,79 | 0,26% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 4.568.205,82 | 0,40% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (740.598,64) | -0,06% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (14.895,85) | 0,00% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (5.784.430,93) | -0,51% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 2.061.247,60 | 0,18% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 36.199.213,07 | 3,17% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A3a) | 4.898,28 | 0,00% |
| Conselho de Consumidores | (1.349.506,61) | -0,12% |
| Ajuste CUSD | 180.774,18 | 0,02% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 9.725,92 | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (43.321.848,20) | -3,79% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (14.475.094,98) | -1,27% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (10.948.650,96) | -0,96% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | 388.580,86 | 0,03% |

Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (29.426.184,28) -2,57%

| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (4.300.223,40) | -0,38% |
| --- | --- | --- |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (3.179.094,85) | -0,28% |
| Crédito PIS/COFINS | (20.240.583,24) | -1,77% |
| Diferimento | (47.059.416,76) | -4,11% |
| Total | 2.401.054,50 | 0,21% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
37. Os componentes financeiros mais representativos foram a Previsão de Risco Hidrológico e
a CVA Energia, com impactos no efeito médio de 3,17% e 8,62%, respectivamente. Por outro lado, com
impacto negativo, a reversão de Risco Hidrológico contribuiu com impacto de -3,79%.
38. Quanto aos financeiros relacionados à CONTA-COVID, está sendo considerada a reversão,
em favor dos consumidores, correspondente a R$ 61.940.667,60. Os montantes em questão equivalem a
totalidade dos valores recebidos pela CPFL Santa Cruz da CONTA-COVID, devidamente atualizados pela
SELIC, e correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, contribuindo, dessa
forma, para a amenizar o efeito para os consumidores em 5,42%.
39. Em atendimento à já citada proposta da concessionária, a consideração da antecipação da
reversão dos valores oriundos de créditos decorrentes da exclusão do ICMS da base de cálculo do

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PIS/PASEP e da COFINS, assunto que é tema da Consulta Pública 05/2021 ainda aberta a contribuições,
como componente financeiro negativo extraordinário nessa revisão a ser compensado do montante total
habilitado pela Receita Federal do Brasil, no valor de R$ 20.240.583,24, impactaram em -1,77%.
40. Adicionalmente a este efeito, a concessionária solicitou um diferimento, na forma de um
componente negativo, no valor de R$ 45.559.416,76, posteriormente complementado em R$1.500.000,
cuja inclusão impactou a tarifa em -4,11%.
41. Destaca-se ainda que as bandeiras tarifárias contribuíram com 1,05% de redução nas
tarifas.
42. Quanto à sobrecontratação involuntária de energia, vale destacar que resta pendente de
julgamento o recurso administrativo interposto pela concessionária em face do Despacho n. 2.508/2020SGT-SRM/ANEEL5, que definiu os valores de exposição e sobrecontratação involuntárias dos agentes de
distribuição referentes ao ano de 2016 e 2017. O julgamento do referido recurso pela Diretoria Colegiada
da ANEEL será considerado em processos tarifários futuros da concessionária.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
43. O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O objetivo é
compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o
que contribui para a modicidade tarifária.
44. Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo que apenas 1 deles é definido na revisão
tarifária, o que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T.
45. O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indica a necessidade de revisão desses
5 -
Despacho 2.508/2020 Publica os valores de exposição e sobrecontratação involuntárias dos agentes de distribuição
referentes ao ano de 2016 e 2017 -

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custos ao longo do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes
da CPFL Santa Cruz é de -0,09%.
46. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma
distribuidora em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do número
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd para o processo atual
é de 0,79%.
47. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à Qualidade
e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da Concessionária
entre 2018 e 2019, resultando em -0,76%. Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na
prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas
praticadas.
48. Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CPFL Santa Cruz, até a próxima
revisão tarifária, será de -0,09%, equivalente ao Componente T, sendo que os Componentes Q e Pd devem
ser calculados em cada processo de reajuste.
Subvenção CDE – Descontos Tarifários
49. O valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de
março/2021 a fevereiro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente, é de R$ 4.147.023,31, conforme
tabela seguinte. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e
os realizados no período de março/2020 a fevereiro/2021.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

| TIPO | Ajuste (R$) | Previsão (R$) | Valor Mensal (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 572.242,91 | 3.162.570,06 | 3.734.812,98 |  |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 53.415,60 | 256.815,63 | 310.231,23 |  |
| Subsídio Distribuição | - | 2.847.677,72 | 43.260,42 - | 2.804.417,30 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 10.943,88 | 270.969,93 | 281.913,81 |  |
| Subsídio Rural | 107.409,44 | 1.441.227,81 | 1.548.637,25 |  |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 314.809,57 | 761.035,77 | 1.075.845,34 |  |
| Total | - | 1.788.856,31 | 5.935.879,62 | 4.147.023,31 |

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50. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
e sem tributos, está demostrada nos Gráficos 5 e 66.
Gráfico 5 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Gráfico 6 – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
51. Por fim, o Gráfico abaixo ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial da concessionária
nos últimos 10 anos (45,27%), considerando-se o resultado dessa revisão, em comparação a variação do
IGP-M (114,46%) e do IPCA (73,09%) no mesmo período, com indicação até 2017 das empresas individuais
antes de seu agrupamento.
6
No Gráfico 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 6, foram considerados
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS,
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.

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Gráfico 7 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
52. Os gráficos a seguir, constantes da Nota Técnica n. 0013/2021-SRD/ANEEL apresentam os
limites para os indicadores DEC e FEC para o período 2022 a 2026, comparando com os valores propostos
em Consulta Pública. O limite de DEC será reduzido em pouco mais de uma hora ao longo do ciclo tarifário,
enquanto o limite de FEC será reduzido em pouco mais de 1,2 interrupções. Nota-se o processo de
melhoria contínua nos limites definidos pela ANEEL.

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Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites propostos para o DEC global da CPFL SANTA CRUZ
Fonte: Superintendência de Regulação da Distribuição - SRD/ANEEL
Gráfico 9 – Histórico de apuração e limites propostos para o FEC global da CPFL SANTA CRUZ
Fonte: Superintendência de Regulação da Distribuição - SRD/ANEEL
53. Por fim, os gráficos seguintes apresentam uma comparação entre os limites propostos para
a CPFL SANTA CRUZ e os limites de outras distribuidoras da região Sudeste. Observa-se que os limites de
DEC e FEC da Distribuidora estão aderentes à realidade da região.

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Gráfico 10 – Limites de DEC de distribuidoras da região Sudeste com NUC menor que 1 milhão
Fonte: Superintendência de Regulação da Distribuição - SRD/ANEEL
Gráfico 11 – Limites de FEC de distribuidoras da região Sudeste com NUC menor que 1 milhão
Fonte: Superintendência de Regulação da Distribuição - SRD/ANEEL
III. DIREITO
54. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.;

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c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.;
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009;
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret;
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional – Prodist;
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 015/1999.
IV. DISPOSITIVO
55. Diante do exposto e do que consta nos processos 48500.004622/2020-54 e
48500.005344/2020-52, voto por APROVAR o resultado da 5ª Revisão Tarifária Periódica da CPFL Santa
Cruz, na forma das Resoluções anexas, a fim de:
a) homologar o resultado da quinta revisão tarifária periódica da CPFL Santa Cruz, a
vigorar a partir de 22 de março de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido
pelos consumidores de 9,95%, sendo de 18,27% para os consumidores em alta tensão
e de 5,38% para os consumidores em baixa tensão;
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da CPFL Santa Cruz;
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo;
d) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica à CPFL Santa Cruz,
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
e) definir os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
f) fixar o componente T do Fator X de -0,09%;
g) fixar os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2022
a 2026 a serem observados pela CPFL Santa Cruz; e
h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para o período de 2021 a 2025,
conforme tabela abaixo:

2021 2022 2023 2024 2025
Perdas Técnicas sobre Energia 6,8450% 6,8450% 6,8450% 6,8450% 6,8450%
Injetada
Perdas Não Técnicas sobre

3,4164% 3,4164% 3,4164% 3,4164% 3,4164%
Mercado BT

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Brasília, 16 de março de 2021.
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor