AAP - AVISO DE AUDIÊNCIA PÚBLICA 012
Tipo de documento: voto
Ementa: Comunica aos interessados que foi aberta a Audiência Pública, no dia 24 de junho de 2022, no formato de reunião virtual em Brasília, (DF), com o objetivo de obter subsídios para o aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Periódica da Cooperativa Aliança - Cooperaliança, a vigorar a partir de 29 de agosto de 2022, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC, para o período de 2023 a 2027.
Assunto: Aviso
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-05-25
Autor: SMA/ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.003566/2021-11 e 48500.002245/2022-81
INTERESSADO: Cooperativa Aliança - Cooperaliança
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
ÁREAS RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação
dos Serviços de Distribuição – SRD
ASSUNTO Proposta de abertura de Consulta Pública para colher subsídios e informações para
aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da Cooperativa Aliança -
Cooperaliança, a vigorar a partir de 29 de agosto de 2022, e definir os correspondentes limites dos
indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC
e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2023
a 2027.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição 145/2002-ANEEL, que regula a exploração dos
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Cooperativa Aliança –
Cooperaliança, estabelece a data de 29 de agosto de 2022 para a realização da Revisão Tarifária
Periódica da concessionária.
2. As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão
tarifária e da estrutura tarifária.
3. Em 8 de novembro de 2021, na 44ª Sessão de Sorteio Público Ordinária, o presente
processo foi distribuído a minha relatoria.
4. Em 27 de janeiro de 2022, as informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão
tarifária foram solicitadas por meio do Ofício nº 13/2022-SGT/ANEEL1 sendo que os dados foram
1 Documento SIC nº 48581.000218/2022

encaminhados pela concessionária por meio da Ofício nº 035/2022- COOPER/ADM2, em 14 de abril de
2022.
5. Em 28 de março de 2022, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição
– SRD, emitiu a Nota Técnica nº 19/2022,3, que apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada
para a proposta de estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos
conjuntos de unidades consumidoras da Cooperaliança, para os anos de 2023 a 2027.
6. Em 29 de abril de 2022, por meio do Memorando nº 55/20224, a Superintendência de
Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM prestou as informações concernentes ao contrato
bilateral que a distribuidora possui com a Copel Comercializadora S.A..
7. Em 4 de maio de 2022, por meio do Memorando nº 126-SFF/ANEEL5, a Superintendência
de Fiscalização Econômico-Financeira – SFF informou os valores para a composição da Base de
Remuneração da COOPERALIANÇA, os valores brutos concernentes a Outras Receitas (OR),
Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER).
8. Em 8 de maio de 2022, a SRD, pelo Memorando nº 0088/20226, enviou informação
acerca das perdas técnicas na distribuição da concessionária.
9. Em 16 de maio de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGR realizou reunião
técnica com representares da COOPERALIANÇA7 para discussão da proposta de Revisão Tarifária
Periódica.
10. Em 16 de maio de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGR realizou reunião
Cooperaliança8
técnica com representares da para discussão da proposta de Revisão Tarifária
Periódica.
2
Documento SIC nº 48513.011073/2022
3 Documento SIC nº 48554.000727/2022
4
Documento SIC nº 48580.000544/2022
5 Documento SIC nº 48536.001573/2022
6 Documento SIC nº 48554.000818/2022
7 Documento SIC nº 48581.001483/2022
8 Documento SIC nº 48581.001483/2022

11. No dia 18 de maio de 2022 seria realizada reunião com os representantes do Conselho
de Consumidores da Cooperaliançay, para a apresentação dos resultados preliminares, contudo não
houve resposta à convocação encaminhada pela SGT9. No mesmo dia, as planilhas de cálculo
preliminares, para fins de abertura de consulta pública, foram encaminhadas ao Conselho de
Consumidores10.
77/2022–SGT/ANEEL11,

12. Por meio da Nota Técnica n° de 19 de maio de 2022, a SGT
apresentou a proposta de cálculo a ser submetida à Consulta Pública da Revisão Tarifária Periódica da
Cooperaliança..
II – FUNDAMENTAÇÃO
13. A revisao tarifária da Cooperaliança conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 15,93%, sendo de 13,66%, em média, para os consumidores conectados na alta
tensão e de 17,36%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
14. Importante ressaltar que as tarifas constantes desse processo, bem como a comparação
de tarifas, e por consequência, os efeitos percebidos, não consideram o definido na Lei nº 14.299, de
5 de janeiro de 2022, que institui subvenção para as concessionárias de distribuição de energia elétrica
com mercado anual menor que 350 GWh, nem a aplicação desse comando legal pela Resolução
Homologatória nº 3.009, de 1º de fevereiro de 2022. Isto porque as tarifas de 2022 da Centrais Elétricas
de Santa Catarina - Celesc, as quais constituirão base de comparação para as tarifas da CooperaliançaA,
serão conhecidas após a deliberação do RTA daquela concessionária, o que deverá ocorrer no dia 16
de agosto de 2022.
15. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1.
9 Documento SIC nº 48581.001482/2022
10 Documento SIC nº 48581.001510/2022
11 Documento SIC nº 48581.001508/2022

Tabela 1. Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 13,66%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 17,36%
Efeito Médio AT+BT 15,93%
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL
16. O efeito médio de 15,93% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 8,20%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados
no atual processo tarifário, com efeito tarifário de 10,62%; e (iii) da retirada dos componentes
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão,
representando -2,89% de efeito.
17. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuíram para o efeito médio.
15,93%
10,62%
7,93%
3,27%
0,79%
0,01%
-2,89%
-3,82%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL
18. O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível
compatível com a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos
investimentos prudentes.

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

Receita Receita Participação Participação
Variação
Verificada (R$) Requerida (R$) na Revisão na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 87.453.563 | 96.033.362 | 9,8% | 7,40% | 76,6% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 18.262.806 | 27.456.156 | 50,3% | 7,93% | 21,9% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 137.992 | 143.155 | 3,7% | 0,00% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 13.774.520 | 19.906.891 | 44,5% | 5,29% | 15,9% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 1.021.126 | 2.949.123 188,8% | 1,66% | 2,4% |  |
| PROINFA | 2.270.266 | 3.322.149 | 46,3% | 0,91% | 2,6% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 1.058.902 | 1.134.838 | 7,2% | 0,07% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 21.769.958 | 25.564.791 | 17,4% | 3,27% | 20,4% |
| MUST Itaipu | - | 578.245 | 0,0% | 0,50% | 0,5% |
| Transporte de Itaipu | - | 562.015 | 0,0% | 0,48% | 0,4% |
| Uso do sistema de distribuição | 21.769.958 | 24.424.530 | 12,2% | 2,29% | 19,5% |
| Custos de Aquisição de Energia | 47.353.433 | 42.930.577 | -9,3% | -3,82% | 34,2% |
| Receitas Irrecuperáveis | 67.367 | 81.838 | 21,5% | 0,01% | 0,1% |
| PARCELA B | 28.471.904 | 29.393.382 | 3,2% | 0,79% | 23,4% |
| Custos Operacionais | 17.689.082 | 17.230.869 | -2,6% | -0,40% | 13,7% |
| Anuidades | 2.803.498 | 3.093.494 | 10,3% | 0,25% | 2,5% |
| Remuneração | 6.542.991 | 7.217.852 | 10,3% | 0,58% | 5,8% |
| Depreciação | 4.121.194 | 4.493.165 | 9,0% | 0,32% | 3,6% |
| UD+ER+OR | (2.684.861) | (2.641.999) | -1,6% | 0,04% | -2,1% |
| IRT considerando a varição tarifária da RTP | 115.925.468 | 125.426.744 | 8,20% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 12.315.240 | 10,62% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 1.200.178 | 1,04% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 359.739 | 0,31% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 10.248.404 | 8,84% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (138.105) | -0,12% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 470.794 | 0,41% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (132.207) | -0,11% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.323.594) | -1,14% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 20.614 | 0,02% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (66.870) | -0,06% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 5.572.472 | 4,81% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | (261.088) | -0,23% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (2.056.517) | -1,77% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (351.598) | -0,30% |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica - Bônus de Redução Voluntária | (1.226.980) | -1,06% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,89%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 15,93%
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL
20. O reposicionamento econômico de 8,20% é derivado das variações de custos das
Parcelas A e B.

Parcela A
21. A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais,
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica,
inclusive a geração própria. A Parcela A representa 76,6% dos custos da concessionária, cuja variação
identificada foi de 9,8%, representando um impacto tarifário 7,40%.
22. Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma participação
de 7,93%. Destacam-se o aumento a previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para a distribuidora,
cujo impacto foi de 5,29%, o aumento dos ESS e EER, com impacto de 1,66%, e do Proinfa, com impacto
de 0,91%.
23. Os custos de transmissão deverão impactar a revisão em 3,27%, cujo valor depende dos
montantes contratados e das tarifas de uso do sistema de distribuição previstos.
24. Os custos com compra de energia, impactaram a revisão de -3,82%. Destaca-se a
redução de custo da energia associada à substituição do contrato de suprimento por contrato de
Comercialização de Energia a partir de Licitação Pública - CCELP, firmado junto à COPEL
Comercializadora S.A., cuja contribuição direta para o efeito médio foi de -3,32%.
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 6,546% em relação à energia injetada, conforme informado pela SRD/ANEEL.
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 Cooperaliança, conforme regra definida no Submódulo 2.6 do Proret,
observado o aprimoramento da metodologia aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião Pública
Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021, o ponto de partida para o ano de 2022 foi
estabelecido em 0,262% sobre o mercado de baixa tensão faturado, sem trajetória de redução ao longo
do ciclo.
Receitas Irrecuperáveis
28. A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela
empresa que tem baixa expectativa de arrecadação em função da inadimplência por parte dos
consumidores, conforme previsto no regulamento.
29. Na presente revisão, as receitas irrecuperáveis variaram 21,5% em relação aos valores
hoje contidos nas tarifas, com impacto de 0,01% nas tarifas. Ressalta-se que o cálculo já observou o
aprimoramento do Submódulo 2.6A, aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião Pública
Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021.
Custos da Parcela B
30. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se
opera a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade
de distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados
pela distribuidora.
31. A Parcela B representa 23,4% dos custos da concessionária e apresentou uma variação
de 3,2%, o que representa um impacto tarifário de 0,79%.

32. 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.
33. No caso da COOPERALIANÇA, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa
está dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo o que não haverá aplicação
de trajetória de redução ou aumento ao longo do ciclo. Sendo assim, em função da aplicação dos
componentes Pd e Q do Fator X, os custos operacionais presentes nas tarifas estão sendo reduzidos
em 2,59%, com impacto de 0,40% no efeito tarifário.
34. 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.
35. A respeito da remuneração do capital, houve variação de 10,3% em relação aos valores
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 0,58%. Esse aumento deveu-se
principalmente ao aumento da base líquida, conforme indica o Gráfico 2.

11,6%
- 1,3%
110,3%
100,0%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL
36. A quota de reintegração regulatória variou de 9,0% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 0,32% nas tarifas. Este aumento se dá
principalmente em função do aumento da taxa de depreciação média dos ativos, conforme indica o
Gráfico 3.
8,6% 0,4%
109,0%
100,0%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL

37. A cobertura para anuidades variou 10,3% em relação aos valores hoje contidos nas
tarifas, com impacto de 0,25% na revisão. Esse resultado proveio do aumento das bases de
remuneração das quais o cálculo das anuidades depende, conforme indicado no Gráfico 4.
14,5%
-4,2%
110,3%
100,0%

Anuidades Efeito Efeito Base de Anuidades
Processo Anterior WACC Anuidades Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL
38. Quanto às outras receitas (OR), referem-se a receitas de atividades relacionadas com a
concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser
classificadas em duas categorias, conforme sua natureza: "receitas inerentes ao serviço de distribuição
de energia elétrica", que são as relativas aos serviços cobráveis; e "receitas de atividades acessórias",
que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida
por conta e risco das concessionárias.
39. A Resolução Normativa nº 414/2010 estabelece a obrigatoriedade da cobrança de
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de conexão,
sendo esta chamada "Ultrapassagem de Demanda" (UD), e de montantes de energia reativa e
demanda de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92,
sendo chamado "Excedente de Reativos" (ER), sendo que ambas as receitas são contabilizadas como
redutoras da Parcela B.

40. Assim, o efeito tarifário referente a outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e
Excedente de Reativos nesta revisão tarifária foi no total de 0,04%.
Componentes Financeiros
41. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da
Cooperaliança.
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 1.200.178 | 1,04% |
| CVA em processamento - Transporte | 359.739 | 0,31% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 10.248.404 | 8,84% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (138.105) | -0,12% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 470.794 | 0,41% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (132.207) | -0,11% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.323.594) | -1,14% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 20.614 | 0,02% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (66.870) | -0,06% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 5.572.472 | 4,81% |
| Ajuste CUSD | (261.088) | -0,23% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (2.056.517) | -1,77% |
| Conselho de Consumidores | (351.598) | -0,30% |
| Conta Escassez Hídrica - Bônus de Redução Voluntária | (1.226.980) | -1,06% |
| Total | 12.315.240 | 10,62% |

Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL
42. Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se os valores da CVA, estimado
pela concessionária, que totalizam um impacto de 10,19%, sendo 1,04% associado aos custos de
energia e 8,84% aos custos de encargos. Ressalta-se que os financeiros estimados pela distribuidora
nessa Consulta Pública serão recalculados pela ANEEL até a versão final deste processo.
43. É importante destacar também a diferença, em módulo, entre o financeiro de Previsão
de Risco Hidrológico, com impacto de 4,81%, em relação ao financeiro de Reversão da previsão de
Risco Hidrológico, com impacto negativo de 1,77%. Ocorre que, a despeito do melhor cenário hídrico
em relação àquele vivenciado no ano de 2021, em função da data de término do contrato de
suprimento com a CELESC, 31 de dezembro de 2021, no processo tarifário de 2021 foi considerada
cobertura parcial, ao passo que no atual processo está sendo considerada cobertura completa.

44. Já com efeito negativo, destaca-se o empréstimo setorial assossiado à Conta Escassez
Hídrica.
45. 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.
46. 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 COOPERALIANÇA foram
repassados R$ 1.226.980,57, valor que foi considerado como componente financeiro para atenuar o
efeito do atual processo tarifário em -1,06%.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
47. 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.
48. Esse índice é constituído de três componentes, sendo apenas um deles definido na revisão
tarifária, o que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T.
49. 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 nesta fase
da Revisão foi de 1,94%.
50. O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão
desses custos ao longo do ciclo tarifário. Tendo em vista que os custos operacionais atualmente
presentes nas tarifas estão dentro do intervalo de eficiência, o valor do componente T a ser aplicado
nos reajustes subsequentes da Cooperaliança é 0,00%.
51. 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 2020 e 2021, resultando em 0,65%. 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.
52. Assim, o valor do Fator X calculado nessa fase da Revião foi de 2,59%.
53. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora,
com e sem tributos, é apresentada nos Gráficos 5 e 612.
Transmissão
Receitas
20,4%
Irrecuperáveis
0,1% PROINFA
2,6%
Energia
34,2%
CDE
15,9%
Encargos
21,9% ESS/EER
2,4%
Outros
Distribuição
1,0%
23,4%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
12
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.

Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL
Receitas
Setoriais
15,7% Irrecuperáveis
Transmissão 0,0%
14,6%
Tributos
28,5%
ICMS
28,0%
Energia
24,5%
PIS/COFINS
Distribuição
0,5%
16,8%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL
54. Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (72,67%) e as variações do IGP-M (142,37%) e do IPCA (84,76%) no
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 7.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
656,82
553,08 562,52
524,41 521,06 515,24
512,00
446,26 467,60
428,57
380,38 380,17
348,67
311,87
Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Revisão

2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Nota Técnica nº 77/2022-SGT/ANEEL

Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
55. O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária
foi obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro
de 2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada na Seção 8.2 do Módulo 8
do PRODIST13.
56. No Gráfico 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos
para a Cooperaliança. Em relação aos limites globais propostos para os anos de 2023 a 2027, é proposta
uma redução anual de 4,00% no FEC, bem como a manutenção do valor do DEC.
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - Cooperaliança
7,00
6,00

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

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

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

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite DEC Limite Proposto FEC Limite Proposto
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Cooperaliança.
13 "Limites de continuidade do serviço.
209. Para o estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC, as distribuidoras
devem enviar à ANEEL suas BDGD, conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físicoelétricos de seus conjuntos de unidades consumidoras.
210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser aplicado o
seguinte procedimento:
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o desempenho
dos conjuntos semelhantes; e
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, para a definição dos limites para os indicadores DEC e
FEC.

Fonte: Nota Técnica nº 0019/2022–SRD/ANEEL.
57. Para avaliar a consistência dos limites globais da Cooperaliança, apresenta-se, nos
Gráficos 9 e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Observa-se que os limites de DEC e FEC da DIstribuidora já são os menores da região.
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul com NUC < 1 mi
18,00
16,00
14,00
COOPERALIANÇA
12,00 COCEL
DCELT
(horas)
DEMEI
10,00
EFLJC
Limite
EFLUL
8,00
DEC ELETROCAR
FORCEL
HIDROPAN
6,00
MUXENERGIA
UHENPAL
4,00
2,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 0019/2022–SRD/ANEEL.

Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul com NUC < 1 mi
16,00
14,00
12,00
COOPERALIANÇA
COCEL
(interrupções) 10,00 DCELT
DEMEI
EFLJC
8,00
EFLUL
Limite
ELETROCAR
FORCEL
FEC 6,00
HIDROPAN
MUXENERGIA
4,00
UHENPAL
2,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul
Fonte: Nota Técnica nº 0019/2022–SRD/ANEEL.
58. A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 4 apresenta os valores pagos e o número
de compensações efetuadas pela Cooperaliança entre 2017 e 2021:
Tabela 4. Compensações efetuadas pela Cooperaliança.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2017 | 13.939 | 16.760,60 |
| --- | --- | --- |
| 2018 | 3.268 | 3.554,98 |
| 2019 | 10.103 | 16.678,15 |
| 2020 | 7.035 | 27.969,99 |
| 2021 | 8.242 | 9.234,78 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
59. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.;

d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009;
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret;
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional – Prodist;
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição 145/2002-ANEEL.
IV – DISPOSITIVO
60. A partir de tais argumentos, considerando o que consta dos Processos nº
48500.003566/2021-11 e 48500.002245/2022-81, voto por instaurar consulta pública, entre 25 de
maio de 2022 e 9 de julho de 2022, com reunião virtual em 24 de junho de 2022, para colher subsídios
e informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da
Cooperativa Aliança - Cooperaliança, a vigorar a partir de 29 de agosto de 2022, e definir os
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 2023 a 2027.
Brasília, 24 de maio de 2022.
(assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor