REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2887/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da quarta revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Companhia Campolarguense de Energia - Cocel.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-06-29
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004620/2020-65 e 48500.006073/2020-52 (DEC e FEC)
INTERESSADO: COCEL - Companhia Campolarguense de Energia
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO Resultado da Revisão Tarifária Periódica 2021 da COCEL - Companhia Campolarguense de
Energia, a vigorar a partir de 29/06/2021, 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.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 27/1998, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da COCEL - Companhia Campolarguense
de Energia, estabelece a data de 29 de junho de 2021 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 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa
885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor elétrico
para enfrentamento do estado de calamidade pública (Conta-Covid) reconhecido pelo Decreto Legislativo
nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; e dispôs
sobre outras providências.
4. Em 23 de novembro de 2020, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 46/2020, o
Processo nº 48500.004620/2020-54, foi distribuído a minha relatoria.
5. E, 25 de janeiro de 2021, foram solicitadas à COCEL as informações iniciais para subsidiar o
15/2020-SGT/ANEEL1,
cálculo da revisão tarifária, por meio do Ofício n° respondido pela concessionária
mediante a s/n2, de 11 de fevereiro de 2020.
1 48581.000099/2021-00
2 48513.003396/2021-00

6. Em 26 de fevereiro de 2021, em resposta ao Memorando nº 198/2020-SGT/ANEEL3, a
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD enviou, por meio do Memorando nº
37/2021-SRD/ANEEL4, a apuração das perdas na distribuição da COCEL para fins da Consulta Pública nº
12/2021. Referidas informações foram complementadas em 02/06/2021, por meio do Memorando nº
135/2021-SRD/ANEEL5 e da Nota Técnica nº 72/2021-SRD/ANEEL6.
7. Em 10 de março de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF
53/2021-SFF/ANEEL7,
enviou, por meio do Memorando nº os valores solicitados para a composição da
Base de Remuneração para Consulta Pública nº 12/2021, em função de ter sido questionada em
203/2020-SGT/ANEEL8,
18/09/2020, pelo Memorando nº de mesma data.
8. Em 31 de maio de 2021, por meio de Carta s/n, a Cocel encaminhou informações
atualizadas relacionadas aos itens financeiros.
9. Em 2 de junho de 2021, as informações para cálculo da Parcela B foram complementadas
por meio do Memorando nº 152/2021-SFF/ANEEL9 (UDEROR), e em 08 de junho de 2021, com o
Memorando nº 169/2021-SFF/ANEEL10 (base de remuneração).
10. Em 17 de junho de 2021, a proposta da revisão tarifária preliminar foi discutida em reunião
virtual com o Conselho de Consumidores COCEL.
11. A Consulta Pública nº 12/2021 foi instaurada pela Diretoria da ANEEL em 30/03/2021 e o
período de contribuições se estendeu de 31/03/2021 a 14/05/2021.
12. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, por meio da Nota
Técnica n° 71/2021-SRD/ANEEL, de 2 de junho de 2021, apresentou proposta para a fixação dos limites
para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da COCEL, para o período de 2022
a 2026.
13. A SGT, por intermédio da Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL11, de 17 de junho de 2021,
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da Cocel.
14. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
3 48581.001522/2020-00.
4 48554.000439/2021-00.
5 48544.000929/2021-00.
6 48554.000927/2021-00.
7 48536.001002/2021-00.
8
48581.001542/2020-00.
9 48536.002007/2021-00.
10 48536.002145/2021-00.
11 48581.000955/2021-00.

15. A revisão das tarifas da COCEL, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 10,64%, sendo de 14,08%, em média, para os
consumidores conectados na alta tensão e de 8,52%, em média, para os consumidores conectados na
baixa tensão.
16. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1.
Tabela 1. Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 14,08%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,52%
Efeito Médio AT+BT 10,64%
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021
17. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de custos
que compõem a tarifa e as novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões tarifárias. Quanto aos
custos, destaca-se o aumento dos custos de transmissão, que tem impacto mais significativos nos
consumidores de alta tensão; já quanto às novas TRs, destaca-se o custo médio de construção de redes
que teve maiores aumentos, comparados a revisão de 2016, na alta e na média tensão.
18. O efeito médio de 10,64% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas
A e B, com efeito tarifário de 4,63%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de 6,90%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de -0,90%.
19. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.

10,64%
6,90%
4,79%
0,99%
0,12%
0,01%
-0,90%
-1,27%

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 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021.
20. 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.
21. 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 COCEL

Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação

| Verificada (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 91.757.721 | 98.651.992 | 7,5% | 5,90% | 80,7% |
| Encargos Setoriais | 23.661.972 | 24.818.846 | 4,9% | 0,99% | 20,3% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 113.915 | 104.742 | -8,1% | -0,01% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 17.806.526 | 17.123.002 | -3,8% | -0,59% | 14,0% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 1.001.028 | 0,0% | 0,86% | 0,8% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 0 | 490.422 | 0,0% | 0,42% | 0,4% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 2.269.072 | 2.123.020 | -6,4% | -0,13% | 1,7% |
| PROINFA | 2.479.720 | 2.868.892 15,7% | 0,33% | 2,3% |  |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 992.739 | 1.107.740 11,6% | 0,10% | 0,9% |  |
| Custos de Transmissão | 20.908.213 | 26.500.835 26,7% | 4,79% | 21,7% |  |
| MUST Itaipu | 1.120.116 | 1.516.407 35,4% | 0,34% | 1,2% |  |
| Transporte de Itaipu | 1.719.889 | 2.040.754 18,7% | 0,27% | 1,7% |  |
| Uso do sistema de distribuição | 18.068.208 | 22.943.673 27,0% | 4,17% | 18,8% |  |
| Custos de Aquisição de Energia | 47.095.734 | 47.232.618 | 0,3% | 0,12% | 38,7% |
| Receitas Irrecuperáveis | 91.802 | 99.694 | 8,6% | 0,01% | 0,1% |
| PARCELA B | 25.037.518 | 23.551.677 | -5,9% | -1,27% | 19,3% |
| Custos Operacionais | 17.884.986 | 17.907.470 | 0,1% | 0,02% | 14,7% |
| Anuidades | 2.575.083 | 2.814.166 | 9,3% | 0,20% | 2,3% |
| Remuneração | 3.746.378 | 4.786.389 27,8% | 0,89% | 3,9% |  |
| Depreciação | 2.334.757 | 2.873.915 23,1% | 0,46% | 2,4% |  |
| UD+ER+OR | (1.503.686) | (4.830.263) 221,2% | -2,85% | -4,0% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 116.795.239 | 122.203.669 | 4,63% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 8.062.919 | 6,90% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 6.845.622 | 5,86% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 1.051.920 | 0,90% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.417.992 | 2,07% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (165.396) | -0,14% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (49.374) | -0,04% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 507.033 | 0,43% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.410.530) | -1,21% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (979) | 0,00% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 1.152 | 0,00% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 6.745.187 | 5,78% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 55.137 | 0,05% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (12.736) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (5.328.537) | -4,56% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | 2.258.621 | 1,93% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | 605.253 | 0,52% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (1.171.169) | -1,00% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (2.666.903) | -2,28% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (118.617) | -0,10% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (308.540) | -0,26% |  |  |  |
| Reversão do Diferimento 2020 (art. 10 ReH 2.706/2020) | 1.072.063 | 0,92% |  |  |  |
| Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - Transporte de | (546.396) | -0,47% |  |  |  |
| Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - Must Itaipu | (214.728) | -0,18% |  |  |  |
| Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Energia de Revenda | (1.347.394) | -1,15% |  |  |  |
| Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas não Técnica | (15.598) | -0,01% |  |  |  |
| Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas Técnicas | (100.270) | -0,09% |  |  |  |
| Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas RB sobre dist. | (3.159) | 0,00% |  |  |  |
| Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas RB sobre merc | (36.735) | -0,03% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -0,90%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 10,64%
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021.
22. O reposicionamento econômico de 4,63% é derivado das variações de custos da Parcela A
e da Parcela B.
Parcela A

23. 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 80,7% dos custos da concessionária, variou em 7,5%,
o que representa um impacto tarifário 5,90%.
24. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 0,99%. A partir de 2021, por
meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, conforme disposto no Decreto nº
10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das
distribuidoras em 2020. Os efeitos, neste processo, referente a CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid
TUSD são, respectivamente, de 0,42% e 0,86%.
25. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 4,79%. Sobre esse
item, destaca-se o aumento dos custos de CUSD, devido ao aumento das Tarifas do Uso dos Sistemas de
Distribuição (TUSD) da Copel, distribuidora na qual a COCEL está conectada, com impacto de 4,17% no
efeito médio.
26. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 0,12%. Contribuiu
especialmente para esse efeito o aumento do custo da energia proveniente do contrato bilateral com a
TRADENER (1,52%), bem das cotas da lei n. 12.783/2012 (impacto de 0,73%). A energia proveniente de
Itaipu impactou em -1,67% em virtude da recente queda do Dólar.
27. O Gráfico 2 abaixo ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
1,52%
0,73%
0,12%
-0,03%
-0,43%
-1,67%

Total Cotas Angra I/II Cotas Lei nº Itaipu Bilateral Proinfa
12.783/2013
Gráfico 2. Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021.
Perdas Regulatórias
28. O valor de perdas técnicas foi informado pela Superintendência de Regulação e
Distribuição – SRD, por meio do Memorando nº 135/2021, de 21/06/2021, que encaminhou o cálculo
indicando o percentual de 4,18% em relação à energia injetada.

29. 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.
No caso da COCEL, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em 1,70% sobre
o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução.
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. A Parcela B representa 19,3% dos custos da concessionária e variou em -5,9%, o que
representa um impacto tarifário de -1,27%.
31. 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.
32. A aplicação da metodologia indicou o aumento dos custos regulatórios ao longo do ciclo,
porém o conjunto do índice de produtividade, agregado ao mecanismo de incentivo à qualidade fizeram
com que os custos operacionais ficassem apenas levemente superiores daqueles existente nas tarifas
atuais, variação de 0,1%, com impacto na revisão tarifária de 0,02%.
0,1%
100,0% 100,1%

Custo Operacional Efeito Custo Custo Operacional
Processo Anterior Operacional Revisão
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre os Custos Operacionais

Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021
33. 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.
34. A respeito da remuneração do capital, houve variação de 27,8% em relação aos valores
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 0,89%. A situação adveio
principalmente do aumento da Base de Remuneração Líquida, que passou de R$ 26,9 milhões (a preço
de jun/2016) para R$ 37 milhões (a preço de junho/21). A taxa média de remuneração diminuiu desta
revisão comparadas com a de 2016. O Gráfico a seguir demonstra os efeitos que explicam a variação na
remuneração de capital.
34,4%
- 6,6%
127,8%
100,0%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021.
35. A quota de reintegração regulatória variou de 23,1% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,46%. O resultado proveio da
variação da Base de Remuneração Bruta, que passou de R$ 56,7 milhões (a preço de jun/16) para R$ 71,3
milhões (a preço de junho/2021), combinado com o aumento na taxa média de depreciação em relação
a última revisão tarifária (de 4,01% para 4,03%). O gráfico a seguir demonstra ambos os efeitos.

0,6%
22,5%
123,1%
100,0%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 5. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021
36. A cobertura para anuidades variou 9,3% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas,
com impacto de 0,20% na revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios
adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória,
da qual o cálculo das anuidades depende.
37. 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.
38. 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).
39. Houve alteração na forma de tratamento das receitas de ultrapassagem de demanda e
excedente de reativos que no ciclo tarifário anterior eram contabilizadas como obrigações especiais e
nesta revisão entram como redudores da Parcela B, que juntamente com outras receitas impactaram este
revisão tarifária em -2,85%.
Componentes Financeiros
40. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da COCEL:

Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 6.845.622 | 5,9% |
| CVA em processamento - Transporte | 1.051.920 | 0,9% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.417.992 | 2,1% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (165.396) | -0,1% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (49.374) | 0,0% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 507.033 | 0,4% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.410.530) | -1,2% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (979) | 0,0% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 1.152 | 0,0% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 6.745.187 | 5,8% |
| Ajuste CUSD | 55.137 | 0,0% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (12.736) | 0,0% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (5.328.537) | -4,6% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | 2.258.621 | 1,9% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | 605.253 | 0,5% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (1.171.169) | -1,0% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (2.666.903) | -2,3% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (118.617) | -0,1% |
| Conselho de Consumidores | (308.540) | -0,3% |
| Reversão do Diferimento 2020 (art. 10 ReH 2.706/2020) | 1.072.063 | 0,9% |
| Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - Tra | (546.396,41) | -0,5% |
| Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - M | (214.727,56) | -0,2% |

Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Energia de (1.347.393,63) -1,2%

| Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas não | (15.597,94) | 0,0% |
| --- | --- | --- |
| Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas Téc | (100.269,53) | -0,1% |
| Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas RB | (3.158,95) | 0,0% |
| Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu - Perdas RB | (36.734,67) | 0,0% |
| Total | 8.062.919 | 6,90% |

Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021.
41. Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes,
contribuiram com um efeito de 6,90% na atual revisão da concessionária.
42. Merece destaque o montante do financeiro negativo relacionados à Conta-Covid, com
impacto de -0,94% na revisão tarifária. Considerando que foi estabelecido para a COCEL o valor de R$
3.817.815,67 e que, destes, já foram deduzidos no processo tarifário de 2020 o valor de R$ 2.725.002,10
(valores em junho/2021), restaram para serem compensandos neste Revisão o valor de R$ 1.092.813.77.
Os montantes somados completam a totalidades dos valores a serem revertidos pela COCEL da ContaCovid, previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020.
43. Ressalta-se também a Reversão do Diferimento realizado no RTA 2020 da COCEL, de acordo
com o art. 10 da ReH 2.706/2020, com impacto de 0,92% no efeito.

44. Ressalta-se ainda os financeiros implementados para mitigação dos efeitos
tarifários, aqui incluídos os relacionados ao reperfilamento de valores devidos a RBSE, com efeito de -
0,65%, bem como os relacionados ao diferimento do pagamento de Itaipu, objeto do Decreto nº
10.664/2021, com efeito de -1,29%.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
45. 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.
46. Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 1 deles definido na revisão tarifária, o
que trata da Eficiência dos Custos Operacionais – T.
47. 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 Revisão é de
0,69%. Índice que será atualizado a cada reajuste.
48. 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. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes
da COCEL é de -0,55%.
49. 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 2019 e 2020, resultando em -0,08%. 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.
50. Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da COCEL, até a próxima revisão
tarifária, será de -0,55%, acrescido dos Componentes Pd e Q, que deverão ser atualizados em cada
processo de reajuste.
Subvenção CDE – Descontos Tarifários
51. A previsão de subsídios anual para o mercado subsidiado da COCEL no período de
competência de junho/2021 a maio/22, é de R$ 2.467.903,87, no entanto, em virtude de queda
considerável no mercado subsidiado fonte incentivada desde junho de 2020, o ajuste, ou seja, a diferença
entre os valores previstos e realizados no período de junho/2020 até maio/2021, é de -R$4.028.908,00,
assim, deverá ocorrer compensação dos valores devidos pela distribuidora para CCEE no valor de R$
1.561.004,13.

52. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 6 e 712.
Custo de
Transmissão Receitas
21,7% Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
2,3%
Custo de
Energia
CDE
38,7%
15,2%
Impostos
20,3%
ESS/EER
Custo de 1,7%
Outros
Distribuição
1,0%
19,3%
Gráfico 6. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 1706/2021.
Encargos Receitas

Custo de Setoriais; Irrecuperáveis
Transmissão 13,6% ; 0,1%
; 14,5%
ICMS;
28,2%
Impostos
; 33,1%
PIS/COFINS;
Custo de
Custo de
4,9%
Energia;
Distribuição;
25,9%
12,9%
Gráfico 7. Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021.
53. O Gráfico 8 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos, que variaram 78,07%, abaixo da variação do IGP-M, e pouco acima do IPCA no mesmo período,
respectivamente 129,80% e 73,16%.
12
No Gráfico 6, 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 7, 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.

Gráfico 8. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021.
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
54. 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 no item 5.10 da Seção 8.2 do
Módulo 8 do PRODIST13.
55. Nos Gráficos XX e XY são apresentados o histórico de apuração, os limites globais de DEC
e FEC propostos pela ANEEL antes e após a Consulta Pública, que são idênticos já que não houve revisão
dos limites. Em relação aos limites globais propostos para o período 2022 a 2026, a redução média anual
é de 2,14% no DEC e de 3,79%
13 "5.10 Limites de continuidade do serviço.
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD
conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades
consumidoras.
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será 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; e
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC."

Gráfico XX. Histórico de apuração e limites globais de DEC da COCEL finais – Pós CP.
Fonte: Nota Técnica nº 071/2021-SRD/ANEEL.
Gráfico XX. Histórico de apuração e limites globais de FEC da COCEL finais – Pós CP.
Fonte: Nota Técnica nº 071/2021-SRD/ANEEL.

56. Para avaliar a consistência dos limites globais da COCEL, 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 COCEL estão aderentes à realidade da região.
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 0071/2021-SRD/ANEEL.

Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 0071/2021-SRD/ANEEL.
57. A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta
em compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela XX apresenta os valores pagos e o
número de compensações efetuadas pela COCEL entre 2016 e 2020.
Tabela 5. Compensações efetuadas pela COCEL.

| Ano | Nº de | Compensação (R$) |
| --- | --- | --- |
| 2016 | 48.062 | 245.394,80 |
| 2017 | 48.248 | 224.695,07 |
| 2018 | 43.207 | 250.793,19 |
| 2019 | 25.898 | 224.126,21 |
| 2020 | 37.360 | 233.934,66 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
80,64%
B1 - Residencial
IGPM 129,80%
IPCA
607,35
598,23
546,90 557,12 561,58
531,99
480,99
475,16
453,72
341,07 345,74
317,75
278,97
259,27
Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Revisão

2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021
III – DIREITO
58. 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 nº 27/1998.
IV – DISPOSITIVO
59. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 27/1998 e no que consta dos
Processos nº 48500.004620/2020-65 e 48500.006073/2020-52 (DEC e FEC), voto:
a) pela aprovação do resultado da revisão tarifária periódica 2021 da COCEL, a vigorar a
partir de 29 de junho de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 10,64%, sendo de 14,08%, em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de 8,52%, em média, para os consumidores conectados na
Baixa Tensão;

b) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica
– TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;
c) pela aprovação do valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético –
CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à COCEL,
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
d) pela definição dos postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
e) pela fixação do componente T do Fator X em -0,55%;
f) pela fixação dos limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período
de 2022 a 2026 a serem observados pela COCEL;
g) pela fixação do referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2022,
2023, 2024 e 2025, conforme tabela abaixo:

2022 2023 2024 2025
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 4,178% 4,178% 4,178% 4,178%%
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 1,703% 1,703% 1,703% 1,703%
22 de junho de 2021
HELVIO NEVES GUERRA
Diretor