REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3128/2022
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2022, as Tarifas de Energia – TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD referentes à Companhia Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-10-21
Autor: ANEEL

Número: 48581.002456/2022-00

ED ANEEL

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA

Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL

Em 11 de outubro de 2022.

Processo nº: 48500.004906/2021-21

Assunto: Homologação das Tarifas de Energia — TE e das
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição — TUSD
referentes à Companhia Piratininga de Força E Luz, e demais
providências pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de
2022.

| - DO OBJETIVO

1. Apresentar a análise e o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Companhia
Piratininga de Força E Luz, a vigorar a partir de 23 de outubro de 2022, calculado em conformidade com
as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do
Contrato de Concessão de Distribuição 9/2002 e de acordo com a metodologia de cálculo presente nas
versões vigentes dos Submódulos do PRORET, a qual é sintetizada no Anexo | desta Nota Técnica.

Il- DOS FATOS
2. A CPFL Piratininga, sediada na cidade de Sorocaba/SP, atende aproximadamente 1,88

milhões de unidades consumidoras, conforme apresentado na Tabela 1, cujo consumo de energia elétrica
representa atualmente um faturamento anual na ordem de R$ 5,1 bilhões.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 2 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal

Nº de Unidades — Consumode Participação no

Cassejde Consumo Consumidoras* Energia (MWh) Consumo (%)

Residencial 1.768.913 324.826 26,5%
Industrial 7.135 624.205 51,0%
Comercial 81.693 148.550 12,1%
Rural 6.409 9.544 0,8%
Iluminação Pública 2.178 26.565 2,2%
Poder Público 8.487 15.178 1,2%
Serviço Público 1.303 44.544 3,6%
Demais classes 177 31.212 2,5%
Total 1.876.295 1.224.623 100%

Fonte: SAMP — competência agosto/22.

3. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.966, de 21 de outubro de 2021, o
Reajuste Tarifário Anual da CPFL Piratininga em 2021 representou, em média, uma variação das tarifas de
12,40%.

4, Em 15 de março de 2022, a Diretoria Colegiada decidiu, na 8º Reunião Pública Ordinária

da Diretoria de 2022, sobre o resultado da Consulta Pública nº 2/2022, aprovando a Resolução Normativa
nº 1.008/2022, que dispõe sobre a Conta Escassez Hídrica, as operações financeiras e a utilização do
encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético — CDE.

5. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás indicada na Lei
nº 14.182, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021, de 31 de agosto de 2021,
e a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia acerca do aporte inicial associado ao processo
de capitalização da Eletrobrás, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu anuir com a proposta de
regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás disposta na Nota
Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL. Posteriormente por meio do Despacho nº 1.959/2022 a SGT divulgou a
atualização dos valores correspondentes a esse encargo.

6. Em 27 de junho, a Lei 14.385 disciplinou a devolução dos valores relacionados à retirada
do ICMS da base do PIS/COFINS.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 3 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

7. Em 14 de setembro?, a SGT realizou reunião virtual, via Microsoft Teams, com os
representantes da distribuidora, com o objetivo de esclarecer diversos temas sobre o reajuste tarifário
anual.

8. O Memorando nº 143/2022-SRM/ANEEL?, de 22 de setembro de 2022, informou o valor

de repasse para os contratos bilaterais de compra de energia celebrados pela CPFL Piratininga.

9. Em 28 de setembro de 2022, a SGT recebeu o Memorando nº 267/2022-SFF/ANEEL?,
com os valores das receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos e das Outras
Receitas, além da validação dos pagamentos de itens da Parcela A e Garantias Financeiras.

10. Em 23 de setembro de 2022, por meio da Carta nº 130/RR/CPFL Piratininga /2022º, a
CPFL Piratininga encaminhou proposta para esse RTA. Na mesma data a concessionária apresentou
dados* em resposta ao Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL, de 04/11/2021, contendo a informação
sobre os valores totais faturados por meio do encargo tarifário Conta Covid, aplicável ao faturamento dos
consumidores que migraram ao ACL.

11. Em 11 de outubro de 2022, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidoresº as
planilhas de cálculo relativas ao reajuste tarifário anual, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº
652, de 17 de março de 2015.

12, Em 10 de outubro de 2022, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a CPFL Piratininga encontra-se adimplente com suas
obrigações intrassetoriais!, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no
art. 10 da Lei nº 8.631, de 04 de março de 1993, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 15 de março de
2004.

1 Documento SIC nº 48581.002393/2022-00.
? Documento SIC nº 48580.001530/2022-00.
3 Documento SIC nº 48536.003629/2022-00.
* Documento SIC nº 48513.025692/2022-00.
? Documento SIC nº 48513.025693/2022-00.
6 Documento SIC nº 48581.002458/2022-00.
? Documento SIC nº 48581.002455/2022-00.

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I!l - DO RESULTADO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL

13. O Reajuste Tarifário Anual — RTA da CPFL Piratininga conduz a um efeito médio nas
tarifas a ser percebido pelos consumidores de 14,72%, sendo de 24,16%, em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de 9,60%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão,
conforme apresentado na Tabela 2.

Tabela 2: Efeito médio

Grupo de Consumo Variação Tarifária

AT - Alta Tensão (>2,3kV) 24,16%

BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 9,60%

Efeito Médio AT+BT 14,72%
14. O efeito médio de 14,72% decorre:

(i)) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculados conforme estabelecido no
PRORET, para a formação da Receita Requerida;

(1) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para
compensação nos 12 meses subsequentes; e

(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo tarifário anterior, que
vigoraram até a data do reajuste em processamento.

15; Conforme apresentado na Tabela 2, o efeito médio a ser percebido por consumidor
depende do grupo e modalidade tarifária a qual pertence. Nesse RTA, o maior efeito para os consumidores
do grupo A deve-se ao maior impacto dos itens de custo arrecadados via TUSD, tais como a CDE Uso.

16. Na composição do efeito médio, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o
efeito médio em 14,47% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável por 2,03%, conforme
Tabela 3:

Tabela 3: Variação e Participação no IRT das Parcelas Ae B

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DRA (R$)

DRP (R$)

Variação

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Participação Participação

no Reajuste

na Receita

PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
Encargos Setoriais
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. — TFESEE
Conta de Desenv. Energético — CDE (USO)
Conta de Desenv. Energético — CDE Conta-Covid (TUSD)
Conta de Desenv. Energético — CDE Conta-Covid (TE)
Conta de Desenv. Energético — CDE Eletrobrás
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
PROINFA
P&D, Efic.Energ e Ressarc.!CMS Sist.Isol.
ONS
Custos de Transmissão
Rede Básica
Rede Básica Fronteira
Rede Básica ONS (A2)
MUST lItaipu
Transporte de Itaipu
Conexão
Uso do sistema de distribuição e CCD
Custos de Aquisição de Energia
PARCELA B
IRT

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual
CVA em processamento - Energia

CVA em processamento -Transporte

CVA em processamento - Encargos Setoriais

Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
Neutralidade de Parcela A- Encargos Setoriais
Sobrecontratação/exposição de energia

3.625.779.212
1.035.069.580
6.848.200
703.290,861
27.073.592
70.968.654

56.139.281
124.815.180
45.742.738
191.075
508.742.992
311.103.629
72.561.020
240.475
36.461.684
43.873.054
22.918.743
21.584.388
2.081.966.640
1.440.310.188
5.066.089.400

Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)

Previsão de Risco Hidrológico

Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg
Ajuste CUSD

Repasse de compensação DIC/FIC

Reversão do Risco Hidrológico

Reversão Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica RTA 2021

Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins

Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia

Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária

Bônus Itaipu - Decreto 11.027/2022

Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (R
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circ

Recálculo RTA 2021 (Subgrupo A2 - UTE Petrocoque)

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior

Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores

4.358.893.759
1.502.511.331
7.340.717
1.066.686.283
26.605.751
73.186.045
(130.808.931)
212.310.970
199.443.827
47.557.014
189.654
617.069.676
399.952.927
77.242.674
266.261
36.282.115
52.655.330
25.187.779
25.482.589
2.239.312.752
1.543.305.200
5.902.198.959

233.284.850
(69.825.213)
29.357.118
361.933.618
78.690.688
(11.945.126)
259.991.033
982.258
189.606.102
340.710
2.079.629
(15.874)
(215.594.564)
227.971.951
(434.862.895)
(18.910.137)
(41.905.473)
(119.327.246)
(1.962.041)
(2.704.828)
(614.860)

20,22%
45,16%
7,19%
51,67%
-1,73%
3,12%
0,00%
278,19%
59,79%
3,97%
-0,74%
21,29%
28,56%
6,45%
10,72%
-0,49%
20,02%
9,90%
18,06%
7,56%
7,15%

14,47%
9,23%
0,01%
717%

-0,01%
0,04%

-2,58%
3,08%
147%
0,04%

-0,00%
2,14%
1,75%
0,09%
0,00%

-0,00%
0,17%
0,04%
0,08%
3,11%
2,03%

16,50%

4,57%
-1,37%
0,58%
7,09%
1,54%
-0,23%
5,09%
0,02%
3,71%
0,01%
0,04%
0,00%
-4,22%
4,47%
-8,52%
-0,37%
-0,82%
-2,34%
-0,04%
-0,05%
-0,01%
-6,35%
14,72%

73,85%
25,46%
0,12%
18,07%
0,45%
1,24%
-2,22%
3,60%
3,38%
0,81%
0,00%
10,45%
6,78%
131%
0,00%
0,61%
0,89%
0,43%
0,43%
37,94%
26,15%
100%

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17. O Gráfico 1 demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da
nova Receita Anual da concessionária.

Encargos
Setoriais
25,5%
Custo de EP .
Transmissão

10,5%

< Custo de

Distribuição
Custo Éie 26,1%
Energia
37,9%

Gráfico 1: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual

18. Já o Gráfico 2 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 18,2% para o ICMS e
3,7% para o PIS e COFINS (total de 21,9% por dentro), o que equivale a uma majoração de 28,1% por fora
sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.

Custo de Encargos
Transmissão — Setoriais
8,2% D AÇ 9, 9%
ICMS
18,2%
Custo de —
Energia ributos
o ——
29,6% 2% PIS/COFINS
3,1%
Distribuição
20,4%

Gráfico 2: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos

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IV - DA ANÁLISE

IV.1. Metodologia Aplicada

19. Conforme detalhado no Anexo |.

IV.2. Período de Referência

20. O período de referência para o cálculo do reajuste anual da CPFL Piratininga é de
outubro/2021 a setembro/2022.

IV.3. Receita Anual

21. No cálculo da Receita Anual inicial (RAO) da distribuidora nesse processo tarifário,
foram considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações
de Mercado para Regulação Econômica — SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior,

representando um faturamento anual de R$ R$5.066.089.399,92, conforme demonstrado na Tabela 4.

Tabela 4: Mercado no Período de Referência

Subgrupos Mercado (MWh) Receita(R$)
Fornecimento 7.335.076 3.990.857.119
A2 (88a138kV) 28.259 11.601.007
A (23kVa25kV) 1.702.739 831.612.305
BT (menor que 2,3 kV) 5.604.078 3.147.643.807
Suprimento 144.375 29.858.611
Livres Al - 5.887.443
Demais livres 7.329.326 1.020.493./756
Distribuição 203.891 15.428.077
Geração - 3.564.393
Total 15.012.668 5.066.089.400
IV.4. PARCELA A
IV.4.1. Encargos Setoriais
22 Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário, bem como os

dispositivos legais associados estão demonstrados na Tabela 5:

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Tabela 5: Encargos Setoriais

Encargos Setoriais DRA (R$) DRP (R$) Dispositivo Legal

Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. — TFESEE 6.848.200 7.340.717 — Conforme módulo 5.5 do PRORET
Conta de Desenv. Energético — CDE (USO) 703.290.861 1.066.686.283 REH3.034/2022eDSP 939/2021
Conta de Desenv. Energético — CDE Conta-Covid 98.042.246 99,791.795 DSP 939/2021
Conta de Desenv. Energético — CDE El etrobrás - (130.808.931) DSP 1.959/2022
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EFER 56.139.281 212.310.970 DSP nº 2.368/2022
PROINFA 124.815.180 199.443.827 ReH 2.995/2021
P&D e Eficiência Energética 45.742.738 47.557.014 Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS 191.075 189.654 Contribuição 2021

Total de Encargos Tarifários 1.035.069.580 — 1.502.511.331

23. O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 9,23%.

Destacam-se os seguintes encargos: a CDE Uso que variou 51,67% impactando o efeito médio em 7,17%,
o acréscimo de EER/ESS em 278,19%, representando 3,08% no efeito médio e o Proinfa que variou
59,79%, impactando o reajuste em 1,47%.

24. Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,58% no efeito médio
associada à nova CDE Modicidade Eletrobrás, que será detalhada adiante, conforme valores do Despacho
nº 1.959/2022.

IV.4.2. Transmissão

25. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados
neste reajuste tarifário estão demonstrados na Tabela 6:

Tabela 6: Custo total de transmissão de energia elétrica

Componente DRA (R$) DRP (R$)

Rede Básica 311.103.629 — 399.952.927
Rede Básica Fronteira 72.561.020 77.242.674
Rede Básica ONS (A2) 240.475 266.261
MUST Itaipu 36.461.684 36.282.115
Transporte de Itaipu 43.873.054 52.655.330
Conexão 22.918.743 25.187.779
Uso do sistema de distribuição 21.584.388 25.482.589

Total dos Custos de Transporte 508.742.992 — 617.069.676

26. Os Custos de Transmissão, que tiveram uma variação de 21,29%, impactaram o efeito
médio em 2,14%. Esse aumento decorre principalmente da atualização das despesas relacionadas às
Receitas Anuais Permitidas (RAP) e das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST), incluindo a tarifa

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associada ao transporte da energia proveniente de Itaipu, aprovadas pelas Resoluções Homologatórias
3.066 e 3.067, ambas de 12 de julho de 2022.

IV.4.3. Compra de Energia

IV.4.3.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida

27. A Tabela 7 apresenta os valores de perdas utilizados no atual reajuste tarifário da CPFL
Piratininga.

Tabela 7: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas

Perdas DRA DRP Referência
Não Técnica (s/ Baixa Tensão) 4,93% 4,93% REH 2.627/2019
Técnica (s/ merc. injetado) 4,75% 4,75% REH 2.627/2019
Rede Básica (s/ merc. Injetado) 247% 2,85% CCEE (últimos 12 meses)
Mercado Baixa Tensão (MWh) 5.604.078 5.604.078 SAMP
28. A Tabela 8 demonstra os requisitos de energia elétrica da CPFL Piratininga para

atendimento ao seu mercado de referência apurado, obtidos pela soma das perdas regulatórias com o
mercado de venda da concessionária.

Tabela 8: Energia Requerida (MWh) - DRP

Descrição DRA (MWh) DRP (MWh)

Mercado Total 7.383.756 7.383.756
Fornecimento 7.335.076 7.335.076
Suprimento 48.680 48.680
Consumidores Livres 7.533.217 7.533.217
Perdas Totais 1.270.921 1.290.251
Perdas Rede Básica 211.132 243.227
Perdas na Distribuição 1.059.789 1.047.024
Perda Não Técnica 276.078 276.078
Perda Técnica 783.711 770.946
Energia Requerida 8.654.676 8.674.007

29. Cumpre registrar que a concessionária apresentou pleito no sentido de que fosse

considerado, para fins de composição na base de cálculo do montante de perdas, um montante de energia
de inversões. |sso ocorre porque os dados informados pela distribuidora no SAMP Balanço consideram a
energia passante na rede de distribuição da concessionária sem um faturamento associado. Como não há
campo específico, para essa finalidade, no SAMP Fornecimento e no SAMP Receita, que são insumos da
planilha de reajuste tarifário, a energia de inversões deve ser adicionada. Para tanto, foi calculado o valor

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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total de Uso Distribuidoras no SAMP Balanço (que considera as inversões) deduzido dos valores que já
constam da planilha de reajuste tarifário, que foram adicionados à energia injetada no atual processo

tarifário.

IV.4.3.2. Valoração da Compra de energia

Tabela 9: Informações de montante e preço para valoração da compra de energia

Tipo de Contrato Dado Utilizado Dispositivo Legal
Cota Angra |/Angra |l Receita Fixa e Tarifa de repasse REH 3.002/2021
Itaipu Tarifa de repasse de potência REH 3.007/2021
Bilaterais Montante e preço Memo nº 143/2022-SRM/ANEEL
Cotas Lei n º 12.783/2013 Receitas Anuais de Geração REH 3.068/2022
Cota PROINFA Montante e preço da cota REH 2.995/2021
CCEARs Montante CCEE
CCEARs (exceto térmicas) Preços Resultado dos leilões atualizado
CCEARs térmicas Preços Previsão SGT
30. A Tabela 10 demonstra o resumo dos contratos de compra de energia elétrica, e os seus

respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos
montantes de energia adquirida.

Tabela 10: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas
Contratado Considerado Tarifa Despesa

Contratos (MWh) (MWh) — (R$/MWP) (R$)

Bilateral 1.562.907 1.124.218 420,79 473.055.030
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 6.115.327 4.398.831 243,52 1.071.202.080
Existente - CCEAR-QTD 87.654 63.050 243,28 15.338.800
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP 3.119.615 2.243.978 291,16 653.345.712
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD 1.272.428 915.273 231,94 212.292.945
Madeira e Belo Monte 1.635.631 1.176.529 161,68 190.224.623
Energia Base 4.311.488 3.150.958 220,59 695.055.642
Cota Angra |/Angra |l 349.103 251.114 349,15 87.676.393
Cotas Lei n º 12783/2013 1.944.479 1.398.688 150,97 211.159.3817
Itaipu (tirando as perdas) 1.841.015 1.324.265 299,20 396.219.931
PROINFA 176.890 176.890 - -

Total 10.426.815 8.674.007 258,16 2.239.312.752

31. A Tabela 11 e o Gráfico 5 demonstram a variação dos montantes e do custo com compra

de energia em relação ao processo anterior por tipo de contrato:

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Tabela 11: Comparação da variação do custo de energia
Proces'so Processo Variação Proces_so Processo Variação
Anterior Atual Anterior Atual
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP 3.160.840 3.119.615 -1,3% 291,16 9,3%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD 1.272.428 1.272.428 0,0% 231,94 8,3%

Madeira e Belo Monte 1.635.631 1.635.631 0,0% 161,68 8,8%
Cota Angra | e Angra |l 375.672 349.103 -7,1% 349,15 39,9%

Cotas Lei n º 12.783/2013 2.337.582 1.944.479 -16,8% 150,97 23,1%
Itaipu 1.937.695 1.841.015 -5,0% 299,20 -13,5%
Bilateral 1.562.907 1.562.907 0,0% 420,79 8,1%

Proinfa 182.227 176.890 -2,9% - -

Sobra (-) / Exposição (+) (3.810.305) — (3.315.714) -13,0% 245,29 263,54

TOTAL I 8.654.676 8.674.007 0,2% I 240,56 258,16

32. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a CPFL Piratininga, em
função do Mercado de Referência e das perdas regulatórias totalizam R$2.239.312.751,97 e levaram a
uma variação no efeito médio de 3,11%. Contribuíram para o aumento, principalmente, a atualização das
tarifas dos CCEARs-D e CCEARs-Q, nas modalidades quantidade e disponibilidade, com impacto total de
1,45%. Além disso, o aumento de 23,09% da tarifa média dos CCGFs, associado à atualização inflacionária
e redução do montante contratado em função do processo de descotização das usinas de titularidade da
Eletrobras, contribuiu para o aumento do custo médio de aquisição de energia da concessionária em
1,47%. Por outro lado, com contribuição negativa, destaca-se a redução de custo da energia proveniente
de Itaipu, com impacto de -1,35%,.

3,11%

0,71%

0,33%

0,32%

-1,35%
Total CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Bilateral Proinfa
Existente — Nova/Alt Nova/Alt BeloMonte Angralell 12.783/2013
QOTD DSP QTD

Gráfico 5: Comparação da variação do custo de energia

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Fls. 12 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
IV.5. PARCELA B

33. A Tabela 12 demonstra o cálculo da Parcela B na DRP e respectivos parâmetros
associados:

Tabela 12: Cálculo da Parcela B

Descrição Valores Referência
(1) Parcela B- DRA (RS) 1.440.310.188 TUSD aplicada ao Mercado
(2) IGP-M 8,25% SGT/ANEEL
(3) Fator X 1,10%
(3.1) Componente Pd do Fator X 0,66% REH 2.627/2019
(3.2) Componente T do Fator X -0,36% REH 2.627/2019
(3.3) Componente Q do Fator X 0,58% PRORET 2.5 A
Parcela B - DRP (R$) = [(1)*((2)-(3))] 1.543.305.200
34. A atualização da Parcela B representou 2,03% na composição do efeito médio,

refletindo a variação acumulada do IGPM, de 8,25% no período de referência, descontada do Fator X.
IV.6. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico

35. A Tabela 14 consolida os valores dos componentes financeiros:

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Fls. 13 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

Tabela 14: Componentes Financeiros

Componentes Financeiros Valor (R$) Participação
CVA em processamento - Energia (69.825.213) -1,37%
CVA em processamento -Transporte 29.357.118 0,58%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 361.933.618 7,09%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 78.690.688 1,54%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (11.945.126) -0,23%
Sobrecontratação/exposição de energia 259.991.033 5,09%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 982.258 0,02%
Previsão de Risco Hidrológico 189.606.102 3,71%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 340.710 0,01%
Ajuste CUSD 2.079.629 0,04%
Repasse de compensação DIC/FIC (15.874) 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico (215.594.564) -4,22%
Reversão Finaceiro de Bandeira Escassez Hidrica RTA 2021 227.971.951 4,47%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins (434.862.895) -8,52%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação de Energia (18.910.137) -0,37%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária (41.905.473) -0,82%
Bônus Itaipu - Decreto 11.027/2022 (119.327.246) -2,34%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN (1.962.041) -0,04%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circul: (2.704.828) -0,05%
Recálculo RTA 2021 (Subgrupo A2 - UTE Petrocoque) (614.860) -0,01%
Total 233.284.850 4,57%
36. Em relação aos componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses

subsequentes, esses contribuíram com o efeito de 4,57% no atual reajuste da CPFL Piratininga. Destacase, com valores positivos, a CVA — Encargos Setoriais, com 7,09%, principalmente em função do
desconcatenamento da cota de CDE, com impacto de 5,93%.

37. Ressalta-se que o Anexo || desta Nota Técnica contém o relatório de apuração do Saldo
da CVA em Processamento e dos Resultados do Mercado de Curto Prazo considerados neste processo
tarifário.

IV.7 Itens de Mitigação dos efeitos tarifários

38. Cabe reportar uma série de medidas e mecanismos que foram desenvolvidos para
mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com intuito de preservar a capacidade de
pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que
compõe o setor elétrico. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário, contribuindo
substancialmente para a redução tarifária e estão indicados abaixo.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 14 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
IV.7.a — Componentes financeiros

Financeiro associado Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial

39. Em 27 de junho de 2022, foi sancionada a Lei n. 14.385/2022, que disciplina devolução
aos consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais que versam sobre a
retirada do ICMS da base do PIS/COFINS. A Lei, estabelece os critérios para devolução da integralidade
dos valores requeridos a Receita Federal (RFB) até o próximo processo tarifário.

40. Nesse sentido, foi incluído neste processo a devolução de valores já compensados pela
concessionária, incluindo o aproveitamento projetado para compensação nos doze meses subsequentes,
totalizando -RS$ 434.862.895,95, com efeito de -8,52%.

41. Ressalta-se que o tema ainda se encontra em discussão no âmbito da CP nº 05/2021.
Uma vez definida e homologada a metodologia regulatória para o tratamento dos valores, e após a
fiscalização dos montantes pela ANEEL, eventuais ajustes deverão ser feitos nos processos tarifários
subsequentes.

Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)

42. Nos termos do Decreto nº 10.939/2022, da Resolução nº 2/2021 da CREG e da Medida
Provisória nº 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 nº 1.008/2022, de 15 de março de 2022.

43. O Despacho nº 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 nº 10.939/2022., À CPFL Piratininga foram repassados
R$ 58.425.528,20, que devidamente atualizados, originaram um componente financeiro negativo de
R$ 60.815.610,05 e contribuiu para atenuar o efeito do atual processo tarifário em 1,19%.

Financeiro do Spread da Conta Covid - REN 952/2021

44, Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-ANEEL,
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por distribuidoras
de energia elétrica. Nesse processo tarifário relativo ao spread da conta covid da CPFL Piratininga, foi
apurado valor nulo.

Financeiro associado ao encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes
para o ACL

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 15 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

45. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL$, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à
CPFL Piratininga informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores
migrantes para o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota Técnica
nº 237/2020-SGT/ANEEL?, de 27/11/2020. O valor correspondente informado*º pela CPFL Piratininga e
devidamente atualizado pela Selic foi de -R$ 2.704.827,57, originando um componente financeiro de -
0,05%.

Decreto 11.027/2022 - Bônus de Itaipu

46. Por meio do Despacho 1.192/2022 SGT/ANEEL, de 04 de maio de 2022, e com base no
que consta no processo 48500.007732/2007-09, foi informado que o saldo da Conta de Comercialização
da Energia Elétrica de Itaipu em 2021 foi positivo em R$ 947.768.999,02 e que não haverá o rateio e o
crédito do bônus de Itaipu nas faturas de energia elétrica dos consumidores em 2022, em função da
utilização desse saldo para a modicidade tarifária, de acordo com o Artigo. 16 do Decreto 11.027/2022.

47. A SGT procedeu ao rateio do Saldo da Conta de Comercialização de Itaipu entre as
concessionárias, observando a necessidade de redução tarifária individual das distribuidoras. Segundo os
critérios de rateio, os recursos alocados para a CPFL Piratininga alcançam a monta de R$ 119.327.246,30,
cuja aplicação resultou em uma atenuação tarifária de 2,34%. Ressalta-se que o detalhamento dos
cálculos, os critérios de alocação do repasse do saldo da Conta de Comercialização de Itaipu para a
modicidade tarifária, bem como o processamento dos diferimentos dos pagamentos à ENBPar constam
no processo nº 48500.001671/2021-16, e foram homologados por meio da REH nº 3.093/2022, de
16/08/2022.

IV.7.b — Componentes econômicos

CDE Modicidade Eletrobrás

48. A Medida Provisória nº 1.031/2021 dispôs sobre a desestatização da Eletrobras. Após
tramitação no Congresso Nacional, tal MP foi convertida na Lei nº 14.182, de 12 julho de 2021.

49, O inciso | da Lei 14.182/2021 dispôs que a Eletrobras aportará na CDE, para fins de
modicidade tarifária, o valor correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor adicionado à concessão
pelos novos contratos, nos termos abaixo:

8 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.
? Documento SIC nº 48581.001953/2020-00.
º Documento SIC nº 48513.025693/2022-00.

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Fls. 16 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

[..]

Art. 4º São condições para as novas outorgas de concessão de geração de energia elétrica de
que trata o art. 2º desta Lei:

|- o pagamento pela Eletrobras ou por suas subsidiárias, na forma definida pelo Conselho
Nacional de Política Energética (CNPE), à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), de que
trata a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor
adicionado à concessão pelos novos contratos;

[iss]

8 2º O disposto no art. 7º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, não se aplica aos novos
contratos de concessão de geração de energia elétrica de que trata este artigo, e a quota de que
trata o inciso | do caput deste artigo será creditada integralmente em favor das concessionárias e
permissionárias de distribuição de energia elétrica, para fins de modicidade tarifária no Ambiente
de Contratação Regulada (ACR), distribuída de forma proporcional aos montantes descontratados
em decorrência da alteração do regime de exploração para produção independente de que trata
o inciso Ill do caput deste artigo.

[L...]

50. Em 31 de agosto de 2021, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a
Resolução CNPE nº 151, que estabelece o valor adicionado pelos novos contratos de concessão de geração
de energia elétrica nos termos da Lei nº 14,.182/2021. Posteriormente, o texto e parâmetros da Resolução
CNPE nº 15 foi atualizado pela Resolução CNPE no 30, de 21 de dezembro de 2021.

51. Para 2022, a Resolução CNPE nº 15/2021 estabeleceu o valor de RS 5 bilhões a ser
aportado na CDE trinta dias após assinatura dos novos contratos de concessão, conforme Anexo V da
citada Resolução.

52,. Nesse contexto, para fins de consideração da modicidade tarifária nos processos
tarifários, propõe-se a criação de um componente específico, denominado CDE MODICIDADE
ELETROBRAS, cujo valor corresponde à parcela da Distribuidora do montante destinado à modicidade,
utilizando o fator de garantia física como parâmetro de rateio.

53. Frisa-se que neste processo tarifário já está sendo considerado o valor proposto pela
Agência, conforme o Despacho nº 1.959, de 21 de julho de 2022, resultando em um componente negativo
de R$ 130.808.931,14, que contribuiu com uma redução tarifária em 2,58%.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 17 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

IV.8. Efeito das Bandeiras Tarifárias

54. Ademais, é importante destacar que a receita proveniente da aplicação dos adicionais
das bandeiras tarifárias amarela e vermelha e dos repasses da conta bandeiras no período contribuiu para
que a tarifa da CPFL Piratininga não sofresse aumento adicional médio de 20,38%.

V - SUBVENÇÃO CDE — DESCONTOS TARIFÁRIOS

55. A Tabela 14 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de outubro/2022 a setembro/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse
valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período

de outubro/2021 a setembro/2022.

Tabela 14: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

Tipo Ajuste Previsão Valor Mensal
(R$) (R$) (R$)
Subsídio Carga Fonte Incentivada 1.539.691 13.070.914 14.610.606
Subsídio Geração Fonte Incentivada (240) 2.262 2.021
Subsídio Distribuição 91.921 1.845.282 1.937.202
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 30.363 431.652 462.015
Subsídio Rural (56.883) 266.973 210.090
Subsídio Irrigante/Aquicultor (2.057) 7.741 5.684
Total 1.602.795 15.624.823 17.227.618

VI- DO FUNDAMENTO LEGAL

56. O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4º do Anexo
| do Decreto nº 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3º da Lei nº 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo
art. 9º da Lei nº 10.848, de 15/3/2004 e ao Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de
Energia Elétrica nº 9/2002-ANEEL.

VIl - DA CONCLUSÃO

57. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 9/2002, no que consta
do Processo nº 48500.004906/2021-21 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 18 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

i) pela aprovação das novas tarifas de aplicação da CPFL Piratininga, correspondendo a um
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 14,72% sendo de 24,16% em média
para os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 9,60% em média para aqueles
conectados em Baixa Tensão (BT);

ii) pela fixação das Tarifas de Energia — TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição —
TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da CPFL Piratininga;

ili) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como DIT de uso exclusivo; e

iv) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica — CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da estrutura
tarifária.

VIIl- DA RECOMENDAÇÃO

58. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomendar-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.

(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
RICARDO MARTINS VINÍCIUS MENEZES RODOVALHO

Especialista em Regulação Especialista em Regulação

(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)

LEONARDO DE ARAUJO SILVA FRANCISCO DE MATTOS FAÉ
Especialista em Regulação Coordenador de Processo Tarifário de
Distribuição
De acordo:

(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária

(*) Relação de participantes da SGT na elaboração desta Nota Técnica consta de tabela na página seguinte.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 19 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

RELAÇÃO DE PARTICIPANTES DA SGT NA ELABORAÇÃO DESTA NOTA TÉCNICA

Equipe Atividade

Francisco de Mattos Faé Coordenador - Processos Tarifários
Leonardo de Araújo Silva Coordenador Adjunto - Processos Tarifários
Ricardo Martins Técnico Responsável

Robson Kuhn Yatsu Coordenador - Estrutura Tarifária e Mercado
Diego Luis Brancher Técnico Responsável - Estrutura Tarifária
Geovane Anselmo Silveira Caputo Análise de Mercado

Wendell Cassemiro da Silva Rede Básica e Conexão

Aline Oliveira Moura Suporte — Sistemas

Felipe Augusto Cardoso Moraes Coordenador — Encargos e Comercialização -
Vinícius Menezes Rodovalho CVA e Descontratações - REN 711/2016
Fabiano Costa Camilo Contratos CCEAR

RELAÇÃO DOS ANEXOS DESTA NOTA TÉCNICA

ANEXO | — Metodologia de Reajuste Tarifário Anual para Concessionárias de Distribuição
ANEXO 1l - Relatório de Apuração do Saldo da CVA e Resultados do MCP
ANEXO IlII — Pleito da Distribuidora

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 20 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

ANEXO | - METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PARA CONCESSIONÁRIAS DE
DISTRIBUIÇÃO

|. OBJETIVO

1. Apresentar uma síntese da metodologia de reajuste tarifário das concessionárias de
distribuição de energia elétrica que ainda não assinaram termo aditivo ao contrato de concessão
resultante das Audiências Públicas nº 38/2015 (prorrogação de vigência de contrato de concessão) ou nº
89/2016 (opção pelos mesmos itens do novo contrato de concessão, sem adesão à prorrogação de sua
vigência).

2. A metodologia aplicada ao cálculo deste Reajuste Tarifário Anual — RTA está descrita nos
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)!!, os quais têm caráter normativo e consolidam a
regulamentação acerca dos processos tarifários. Os cálculos realizados correspondem ao fiel
cumprimento das disposições estabelecidas no Contrato de Concessão da concessionária e na legislação
setorial vigente.

3. Os Submódulos do PRORET aplicáveis ao RTA de concessionárias de distribuição com as
características indicadas nos parágrafos acima estão listados a seguir:
W Submódulo Tema Versão Vigência
Módulo 3 — Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
3.1 Procedimentos Gerais 14 G 01/03/2022
3.2 Custos de Aquisição de Energia 11C 01/03/2022
3.3 Custos de Transmissão 1.0C 01/03/2022
3.4 Encargos Setoriais 1.0C 01/03/2022
Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição
4.1 Conceitos Gerais 1.0C 01/03/2022
4,2 CVA 1.0 C 01/03/2022
43 Sobrecontratação de Energia 1.0C 01/03/2022
44 Demais Componentes Financeiros 1.5C 01/03/2022
Módulo 5 — Encargos setoriais
5.1 Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 1.0C 01/03/2022
5.2 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 11C 01/03/2022
5.3 Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia — PROINFA 1.0C 01/03/2022
5.4 Encargo de Energia de Sistema — ESS e Encargo de Energia de Reserva - EER 1.0C 01/03/2022
5.5 Taxa de fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica — TFSEE 1.1C 01/03/2022
5.6 Pesquisa e Desenvolvimento — P&D e eficiência Energética — EE 1.3C 01/03/2022
Módulo 6 — Demais Procedimentos
6.1 Limites de Repasses de Compras de Energia 1.0C 01/03/2022

11 Q PRORET pode ser acessado em: https://www.gov.br/aneel/pt-br/centrais-de-conteudos/procedimentos-regulatorios/proret.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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6.2 Itaipu 1.0C 01/03/2022
6.3 Encargos de conexão A1 1.0C 01/03/2022
6.7 Centrais de Geração Angra 1 e 2 3.0C 01/03/2022
6.8 Bandeiras Tarifárias 1.9C 01/03/2022
Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações
10.2 Reajustes tarifários de Distribuidoras e Permissionárias 1.2C 01/03/2022

II. SÍNTESE DA METODOLOGIA APLICADA

4, Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a
manutenção de seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é
suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o
capital investido, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do
tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.

5, Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão,
preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RAO) é composta da Parcela A
(VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas
homologadas na "Data de Referência Anterior (DRA)" e o "Mercado de Referência", não incluindo
tributos, componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de
ultrapassagem e contratação de reserva de capacidade.

6. A Parcela A é a parcela da receita que contempla os custos referentes aos seguintes itens:
(i) Encargos Setoriais; (ii) Energia Elétrica Comprada e (iii) Custos de Conexão e de Uso das Instalações de
Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica;

7. A Parcela B é composta pela parcela da receita associada a custos operacionais e de capital
eficientes, inclusive despesas de depreciação, do segmento de distribuição de energia elétrica.

8. Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual,
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:

Referência DRP
DRA Período de 12 meses
_______________ RÃ mm mo mo m o e e
VPA, º VPA:

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 22 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

s. Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento (DRP)
mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice de
Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato
de Concessão:

VPA, + VPB, x (IVI+X)
RAO

IRT =

onde:
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses
anteriores ao reajuste em processamento;

VPA: - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em
função do "Mercado de Referência;

RA, - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o "Mercado de
Referência", não incluindo o ICMS;

VPBo - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior",
e o "Mercado de Referência", calculado da seguinte forma:

VPBo = RAo - VPAo

onde:
VPA, - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior"
e a energia comprada em função do "Mercado de Referência";

IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do
indice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês
anterior à "Data de Referência Anterior". Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL
estabelecerá novo índice a ser adotado; e

X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IV!.

IN.PROCESSAMENTO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL

A. Definição do Período de Referência

10. O período de referência para o reajuste anual corresponde ao ciclo de doze meses, entre o
mês do processo tarifário anterior e o mês anterior ao atual processo de reajuste.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 23 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
B. Cômputo da Receita Anual

11. No cálculo da Receita Anual inicial (RAo) da distribuidora devem ser considerados os dados
de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica — SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior.

12.

C. Cômputo da Parcela A

13. A Parcela A é composta pela soma dos seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais; (ii)
Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; (ili) Custo de aquisição de energia
elétrica e geração própria.

14. Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão
descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET.

1. Encargos Setoriais

15. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e
não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos
tarifários são:

a. Conta de Desenvolvimento Energético — CDE

16. Criada pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de
11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em
conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 23/1/2013 e os Decretos nº 7.945, de 7/3/2013 e 9.022,
de 31 de março de 2017. AÀ CDE tem como finalidade:

|) o desenvolvimento energético dos Estados;

li) promover a universalização do serviço de energia elétrica;

lli) garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos
consumidores classificados como Residencial Baixa Renda,

iv) prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis — CCC,

V) prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de modicidade
tarifária,

vi) promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar,
fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional nas
áreas atendidas pelos sistemas interligados,

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Fls. 24 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

Vii) prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo Decreto
nº. 7.891, de 23/1/2013), e

Vili) prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das concessionárias
de distribuição;

17. A cobertura tarifária referente ao encargo de CDE considerado neste processo tarifário
incorpora os seguintes valores:

|) quota anual de CDE Uso, paga por todos os agentes que atendem consumidores finais
cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas
tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica. Essa quota é
destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, definido pelo Poder
Executivo, conforme previsto nos 88 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação
dada pela Lei nº 12.783, de 2013.

li) quota anual da CDE — Conta-Covid (TUSD e TE), por meio do Decreto nº 10.350,
publicado em 18 de maio de 2020, o Governo Federal determinou a criação da Conta COVID,
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras de
energia em meio à pandemia do novo corona vírus. O empréstimo, contratado e administrado pela
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica — CCEE, tem como objetivo garantir a liquidez do
setor, mitigando os impactos da redução do consumo e do aumento da inadimplência nesse
período. para o consumidor, a iniciativa representa a postergação e o parcelamento de impactos
tarifários que serão, serão diluídos em 60 meses por meio da CDE Conta-Covid.

b. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica — TFSEE

18. Instituída pela Lei nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei nº 12.783/2013, de
11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo
detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET.

c. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica — PROINFA.

19. Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004,
tem como objetivo aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia
elétrica. Tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET.

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Fls. 25 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
d. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos — CFURH.

20, Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da
exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de
recursos minerais, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua
metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET.

e. Encargo de Serviços do Sistema — ESS e Encargo de Energia de Reserva — EER

21. Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008,
respectivamente. O ESS tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN,
compreende, entre outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de
mérito; a reserva de potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de
partida autônoma; a reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada
gerador, necessária para a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como
compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O
EER representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela
destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN.

f. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE)

22. Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e
permissionárias de distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional
líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética.
Importante esclarecer que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas
adicionais de Bandeira Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das
Concessionárias e, portanto, passam a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE.

2. Custo com Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição

23: Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT Compartilhada e de uso
exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.

24. O contrato de concessão estabelece que deverão ser observados os montantes de
Contratação Eficiente na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e
distribuição os quais devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 666/2015
e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.

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Fls. 26 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
a. Custo de Rede Básica

25. Referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras,
conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão — CUST celebrado com o ONS, para acesso à rede
de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos valores de demanda de
potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da receita anual permitida
para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes da atividade de
transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas de TUSTRB,
relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de fronteira com
a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à geradora Itaipu
Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas-partes.

26. Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de
Uso do Sistema de Transmissão) são obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão,
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT —
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, valoradas pelas tarifas vigentes
homologadas em junho de cada ano.

b. Custo de Conexão

27. Refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de Transmissão
(DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às instalações da rede
básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e têm reajuste anual
concatenado com a data de reajuste ou revisão das tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia
elétrica.

28. Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais
Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da
distribuidora pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP.

29. A situação descrita acima pode ocorrer, pois de acordo com o que consta no 8 12 do artigo
7º e 8 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e 8 6º do artigo 4º-A da Resolução Normativa
nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de uso exclusivo,
apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação comercial dessas
instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores finais da concessionária
ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de serviço, sem efeitos retroativos.

30. Caso haja instalações de transmissão de uso exclusivo da distribuidora, autorizados com
RAP prévia e que entraram em operação comercial durante o Período de Referência, considera-se
adicionalmente para fins de cobertura tarifária dos custos associados a essas instalações, o período

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Fls. 27 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

compreendido entre a data de conexão da distribuidora na nova instalação e a data de aniversário da
concessionária de distribuição.

c. Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional

31. Refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela
concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é
o resultado da multiplicação do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de
transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW.

d. Custo do Uso de Sistemas de Distribuição

32. Refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras,
conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição — CUSD celebrado entre as partes, para acesso à
rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com base nos valores de demanda de potência,
observando a Contratação Eficiente (montante faturado contido no intervalo de 100% até 110% do MUSD
contratado), multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada.

3. Compra de Energia

3 O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no
contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº
5,163/2004.

34. A Lei nº 10.848/2004 também estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema

Interligado Nacional — SIN, o Ambiente de Contratação Regulada — ACR e o Ambiente de Contratação Livre
— ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia "deverão
garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada".

35. Além disso, é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225,
de 10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da
energia requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia
vigentes na data da revisão.

36. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:

|) Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes
da publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema
Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio de

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 28 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

licitação realizada na modalidade de concorrência, conforme Decreto nº 7.246, de 28/07/2010; as
contratações de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe
a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes de
distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano.

) Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no
Ambiente Regulado — CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto nº
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e de
fontes alternativas;

ili) Leilões de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto nº 5.163,
de 2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou indiretamente,
para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento de até dois anos, para
fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica necessário para o
atendimento à totalidade de suas cargas.

iv) Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a metodologia
para o cálculo das cotas — parte se encontra no Submódulo 12.6 do PRORET;

v) Cotas de Angra | e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra
| e Angra |l com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado
Nacional — SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; a metodologia para o cálculo dos
montantes encontra-se descrita no Submódulo 12.6 do PRORET;

vi) Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica — PROINFA;

vii) Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos da Lei
nº 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de Concessões de
Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, realizado em
25/11/2015;

vili) Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração
própria da concessionária de distribuição com mercado inferior a 700 GWh/ano e aquelas que
atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei nº 9.074, de 7/7/1995,
com redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004;

ix) Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária
com mercado inferior a 700 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional — SIN, que
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes firmam
contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL;

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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x) Geração Distribuída: energia elétrica proveniente de empreendimentos que se
enquadram no disposto no Art. 14 do Decreto nº 5.163, de 30/07/2004, conforme regras
estabelecidas no Art. 15 do mesmo decreto.

a. Perdas Elétricas e Energia Requerida

37. Com a finalidade de calcular o montante de energia que deve ser repassado às tarifas dos
consumidores, a ANEEL determina o nível máximo de perdas (técnicas e não técnicas na distribuição e na
Rede Básica) a ser admitido em função do mercado atendido pela distribuidora. A energia requerida é
definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o atendimento dos
consumidores cativos e das outras concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica
no período de referência, acrescido das perdas definidas pela ANEEL.

38. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas no
sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam o montante
de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte,
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas
as demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de
faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros.

39, Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição da
concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de
tensão e medição de energia elétrica??.

40. As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário, utilizando-se os valores
contabilizados nos últimos 12 meses e informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica —
CCEFE, aí incluindo-se as perdas das DIT de uso compartilhado.

b. Valoração da Compra de Energia

41. O Art. 36 do Decreto nº 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32

1? De acordo com o 8 2º do art. 8º da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da
referida instalação.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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do mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica.

42. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o
Decreto nº 5.163/2004.

43. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits*? considerando o período de
referência em questão.

44, As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada
disponível corresponde ao somatório de CCEAR's, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais,
Geração Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra | e |l, e das Usinas com Contratos
Renovados, e Contratos de Suprimento.

45. Os critérios e procedimentos adotados no cálculo do preço de repasse dos contratos de
compra de energia estão detalhados no Submódulo 3.2 do PRORET.

D. Cômputo da Parcela B

46. O cômputo da Parcela B é efetuado conforme o Submódulo 3.1 do PRORET que estabelece
que o Valor da Parcela "B", VPBo, considerando-se as condições vigentes na Data de Referência Anterior
(DRA) e o Mercado de Referência, é calculado da seguinte forma:

VPBo = RAo - VPAo

onde:

RA, - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o "Mercado de
Referência", não incluindo o ICMS;

VPA, - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior"
e a energia comprada em função do "Mercado de Referência";

13 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos
relativos ao período de referência.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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47. Já o valor da Parcela "B" (VPB1) na Data do Reajuste em Processamento (DRP) é calculado
da seguinte forma:

VPB1 = VPBox (IGPM — X)

onde:

IGPM - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do
Índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês
anterior à "Data de Referência Anterior". Na hipótese de não haver um índice sucedâáneo, a ANEEL
estabelecerá novo índice a ser adotado; e

X — Fator X definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.

48. O Fator X** é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica, conforme consta na
Cláusula Sexta do Contrato de Concessão, e tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre
receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator
X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:

Fator X= Pd +Q+T

onde:

Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e

T= Trajetória de custos operacionais.

49. O componente Pd consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de energia
elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das unidades
consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das distribuidoras

50. E o componente T ajusta, ao longo de um período definido, os custos operacionais
observados de cada concessionária ao custo operacional eficiente. A metodologia de aplicação do
componente T é descrita no Submódulo 2.2 — Custos Operacionais do PRORET.

51. Por fim, o componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade
do serviço prestado pelas distribuidoras, alterando as tarifas de acordo com o comportamento de
indicadores de qualidade. Na aferição da qualidade são considerados indicadores dos serviços técnicos e
comerciais, seu cálculo leva em conta a variação destes indicadores e o atendimento aos padrões
estabelecidos pela ANEEL.

* Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 32 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
E. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reposicionamento Econômico

52. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigações legais e regulamentares
impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-se nos Submódulos 4.1,
4,2, 4.3 e 4.4 do PRORET!".

53. Os componentes financeiros usualmente considerados no processo de reajuste tarifário
anual são:

1. Neutralidade dos Encargos Setoriais

54, Em conformidade com o disposto na Subcláusula Décima Oitava da Cláusula Sétima do
Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao cálculo das diferenças mensais apuradas
entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e os respectivos valores
contemplados no processo tarifário anterior atualizadas pela taxa SELIC.

2. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A — CVA

55. Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da
Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial nº 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e
Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF).

> Osvaloresda CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste ou revisão tarifária anual
são atualizados pela Selic*º.

> Em observância ao Submódulo 4.2A e 6.8 do PRORET, na apuração da CVArneRrGIA E Na
CVArss/err, é efetuada a reversão da receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras
Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias
alocada para a concessionária, evitando aumento adicional.

* Maiores detalhes a respeito dos componentes financeiros constam dos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em

6 Em conformidade com os 88 2º e 3º do Art. 3º da Portaria Interministerial MF/MME nº 25, de 24 de janeiro de 2002, e os S$
1º e 2º do Art. 6º da Resolução nº 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data
do reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de
Mercadorias e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 33 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

> Ressalta-se que dados considerados no cálculo já foram fiscalizados pela
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira — SFF/ANEEL. Para a fiscalização, foi
utilizado banco de dados corporativo para receber os dados de pagamento associados ao cálculo
do saldo de CVA e das garantias financeiras dos contratos de compra de energia.

> ASFF/ANEEL recomenda que a SGT/ANEEL não utilize dados que não estejam salvos no
citado banco. Solicita ainda que oriente as empresas, caso necessário, a reenviar ou retificar os
dados sempre para o banco de pagamentos via Dutonet.

3. Saldo a Compensar da CVA do ano anterior.

56. Conforme previsto no & 4º do artigo 3º da Portaria Interministerial MME/MF nº 25/2002,
deve ser verificado se o Saldo da CVA em Processamento considerado no processo tarifário do ciclo
anterior foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o mercado de
energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da
compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada.

4. Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia

57. Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET", aprovado pela
REN nº 703, de 15 de março de 2016.

5. Recálculo da Sobrecontratação de Energia

58. Conforme 32º reunião pública ordinária da diretoria de 2017, realizada em 29/08/2017, e
no que consta do processo 48500.002114/2016-55, a diretoria da ANEEL determinou à SGT/ANEEL a
realização de recálculos do saldo da CVA e do repasse da Sobrecontratação de Energia referentes às
competências de janeiro de 2012 a dezembro de 2014, em função das recontabilizações de carga
realizadas pela CCEE.

6. Demais Componentes Financeiros

59. Em relação aos Demais Componentes Financeiros elencados no Submódulo 4.4A do
PRORET, devem ser verificados os que se aplicam a cada processo tarifário.

17 http://wWwww?2.aneel.gov.br/cedoc/aren2016703 Proret Submod 4 3 VO.pdf

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Fls. 34 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.
IV.ADICIONAIS DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS E CCRBT

60. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme
previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de
liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica
conectados ao Sistema Interligado Nacional — SIN.

61. Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias — Conta Bandeiras, a qual foi criada
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.

62. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras,
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente.

63. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias e os repasses da Conta Bandeiras
devem ser considerados na apuração da CVArnerGia, da CVAess/eer da concessionária e do cálculo do
financeiro de Exposição/Sobrecontratação.

V.SUBVENÇÃO CDE — DESCONTOS TARIFÁRIOS

64. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em
horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio
inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de
irrigação.

65. E, conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 9.022/2017, o
Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica — CCEE, deve repassar o montante
mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos descontos tarifários retirados
da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem repassados, a SGT deve
utilizar o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 35 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

ANEXO 1l - RELATÓRIO DE APURAÇÃO DO SALDO DA CVA E RESULTADO DO MCP

" O saldo da CVA consiste no resultado da apuração das variações dos valores dos itens da
Parcela A (encargos setoriais, transporte e compra de energia) que ocorrem no período entre os eventos
tarifários, sendo calculado conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.2 A do PRORET!8. No
reajuste tarifário em processamento, foram obtidos os seguintes resultados:

Tabela 1l.1 — Saldo apurado da CVA

RESULTADOS CVA

Iitem Métodos 1 e 2 Método 3 Delta Total CVA 5ºd útil CVAproc
(R$) (R$) (R$) (R$) (R$)
CDE 268.761.746,91 0,00 268.761.746,91 282.829.805,55 302.780.621,99
CDE Energia 5.901.665,37 0,00 5.901.665,37 6.534.587,56 6.995.537,41
Rede Básica 29.594.277,07 -7.226.888,10 22.367.388,97 23.091.852,66 24.720.752,11
Compra de Energia = 216.821.838,39 -284.951.412,91 -68.129.574,52 -65.224.291,21 -69.825.213,17
CFURH 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Transporte Itaipu 4,162.653,28 0,00 4,162.653,28 4,330.866,76 4,636.366,13
Proinfa 62.534.859,41 0,00 62.534.859,41 66.280.003,76 70.955.395,69
ESS 339.724.416,75 -365.764.403,00 -26.039.986,25 -17,.559.303,38 -18.797.936,76
CVA Total 927.501.457,18 -657.942.704,00 269.558./753,18 300.283.521,70 321.465.523,40

* O saldo da CVA em processamento é resultado da atualização dos valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste
tarifário anual pela Selic projetada de 13,55%. A diferença entre a Selic projetada e realizada será capturada na apuração da
CVA saldo a compensar no processo tarifário.

2. Os dados considerados no cálculo foram fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização
Econômica e Financeira — SFF/ANEEL, a qual utilizou banco de dados corporativo para receber os dados
das distribuidoras relativos ao pagamento dos itens de custo observados no cálculo do saldo de CVA.

3. O impacto tarifário do saldo apurado no processo tarifário em questão é de 6,30% e está
detalhado no gráfico a seguir:

18 Conforme definido no Submódulo 4.2 do PRORET, o saldo da CVA é apurado pela aplicação dos Método 1, 2 e 3. Pela
aplicação do Método 1, é apurada a diferença entre a cobertura concedida em reais e os custos realizados. Já pelo Método 2,
é apurada a diferença entre o preço praticado e a tarifa média de cobertura concedida no processo tarifário. Já pelo Método
3, são repassados os custos cuja cobertura tarifária já foi retirada pelo Método 1 ou 2.

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Fls. 36 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

WN Aumento MM Diminuição M Total

71%

0,48% 1,39% ——
o
6m L s93% 2014% mmA -0,37%
0,00% 0,09%

5% -1,37%

4%

3%

2%

1%

o%

CDE Energia Energia Transporte Itaipu ESS
CDE Rede Básica CFURH Proinfa

Gráfico I1l.1 — Impacto do saldo da CVA no processo tarifário

4. Destaca-se que as bandeiras tarifárias contribuíram com 20,38% de redução no reajuste
das tarifas.
5. A seguir serão detalhados a apuração do saldo da CVA cujos impactos foram significativos

no processo tarifário e/ou pontos específicos da CVA em questão.

ESS/EER

6. Na apuração do saldo da CVA ESS/EER são considerados os acrônimos TAJ AR (Alívio
Retroativo), RES EXCD ER (Excedente da CONER), e VL E DESC (Custos decorrentes da operação de
usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, que se enquadram na situação onde
PLD<CVUSXCMO), por estarem associados aos custos de ESS e EER. A tabela a seguir apresenta o
detalhamento dos custos apurados pela CCEE para o período da CVA.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 37 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

Tabela I1.2 — Custos de ESS e EER apurados pela CCEE

Custos do
Excedente da "" , :
ConDEetêndia Fro Alívio Retroativo - despacho usinas
(R$) (R$) (PLD<CVU<CMO)
(R$)
ago-21 21.872.551,03 - — -18.695.089,96 - 4.280.025,44
set-21 44,925.776,78 - — -19,480,449,89 - 1.204.489,40
out-21 80.743.285,40 - — -16.881.985,52 - 342.698,59
nov-21 84.059.982,23 - - - 720.971,53
dez-21 49.996.965,80 7.978.150,63 - - 361.596,92
jan-22 42.010.619,74 8.863.125,76 - - 341.733,11
fev-22 27.118.134,27 8.569.922,74 - - 177.030,68
mar-22 20.358.681,18 7.822.906,49 - - 4.941,65
abr-22 3.750.977,69 7.931.354,18 - - 7.595,55
mai-22 308.674,42 11.526.143,23 - - TM
jun-22 337.842,02 7.352.848,09 - - -
jul-22 529.905,35 8.854.840,71 - - -
ago-22 - 10.381.925,34 - - -
Total 376.013.395,91 79.281.217,17 — -55.057.525,37 0,00 7.441.090,14
a Para fins de monitoramento, foi comparada a cobertura tarifária concedida no processo

tarifário, segregada por ESS e EER, com os pagamentos realizados. Os resultados estão apresentados nos
Gráficos |.2. 1.3 e Tabela |.3.

R$90
R$80
R$70
R$60
R$50
R$40
R$30
R$20
R$10

RSO

Milhões

EE ESS Alívio Retroativo i ESS - despacho usinas PLD<CVU<CMO . «= Cobertura

Gráfico I1l.2 — Comparativo entre cobertura e pagamentos de ESS

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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FIls. 38 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

R$15

R$10

Milhões

R$S5

R$SO

mNN EER Excedente CONER — «==="=Cobertura

Gráfico 11.3 — Comparativo entre cobertura e pagamentos de EER

Tabela 11.3 — Comparativo dos valores totais de cobertura e pagamento de ESS e EER

= Pagamento Cobertura Delta
(R$) (R$) (R$)
ESS 383.454.486,05 6.436.994,25 377.017.491,80
EER 24.223.691,80 61.995.962,31 (37.772.270,51)
Compra de Energia
8. A tabela a seguir apresenta a participação dos tipos de contratos no portfólio de compra

de energia da distribuidora.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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EP ANEEL m =

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Fls. 39 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

Tabela 11.4 — Portfólio de Contratos de Compra de Energia

Modalidade E Participação
(MWh)
CCEAR-O 2.948.186 26,7%
CCEAR-D 3.140.431 28,4%
MCSD - 0,0%
CCEN 360.239 3,3%
PROINFA 176.400 1,6%
Itaipu 1.924.987 17,4%
BILATERAL 1.544. 558 14,0%
CceF 2.322.192 21,0%
GP - 0,0%
MCSD EN (1.357.333) (12,3%)
SUPRIMENTO - 0,0%
CCEAR-A - 0,0%
MVE - 0,0%
Total 11.059.660 100,0%
9. O gráfico a seguir apresenta a formação do saldo da CVA Energia apurada pela aplicação

do Método 2. As barras representam o comparativo entre a tarifa média de cobertura tarifária concedida
e o preço realizado (sem os efeitos dos custos apurados pelo Método 3). Já a área em cinza representa o
saldo acumulado da CVA Energia ao longo do período de apuração.

400

Milhões

350

300

250

jul-21 ago-21 set21 out21 nov21 dez21 jan22 fev22 mar-22 abr22 mai-22 jun-22 jul-22
MSaldo Acumulado — M Preço Médio — B Tarifa de Cobertura

Gráfico 11.4 — Saldo da CVA Energia obtido pela aplicação do Método 2

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10. A Tabela I|l.5 apresenta os custos de compra de energia apurados por meio do Método 3,

cujos valores são liquidados na CCEE. Já a Tabela 11.6 apresenta os deltas, dos itens da Energia apurados

pelo Método 3, decorrentes das recontabilizações da CCEE.

Tabela II.5 - Itens de Custos de Energia apurados pelo Método 3

tem
Glosa de Perdas
Recontabilização da Glosa de Perdas
Ajuste Cobertura - Recontab. MWh Contratuais
Acrônimos CCEE
Efeito Disponibilidade - CCEAR-D
Efeito Disponibilidade - CCEN
Exposição entre Submercados
Risco Hidrológico - Itaipu
Risco Hidrológico - CCGF
Efeitos de Usinas Aptas
Risco Hidrológico das Usinas Repactuadas
Demais Itens
Recontabilização - Acrônimos CCEE
MAC - Energia
Recontabilização dos MAC - Energia
Receita de Bandeiras Alocada Energia
Ressarcimentos
Total

R$
- 1.884.583,21
- 483.804,65
487.435,77

-119.573.296,16
- 7.856.869,47

- 102.189,88
104.192.535,65
114.498.897,73
134.561.318,99

- 17.553.626,22
- 2957.063,91
45.508.107,82
-141.510,41
-518.425.928,20
- 15.220.836,76
- 284.951.412,91

Tabela II.6 - Detalhamento das Recontabilizações dos Acrônimos CCEE

tem

Compensação do MRE

Efeito da Contratação por Disponibilidade
Efeito do CCGF

Efeito do CCEN

Efeito de contratação de usina apta a gerar
Ajuste Decorrente do MCSD Ex-Post

Efeito de Itaipu

Exposição financeira entre submercados

Alívio Retroativo Referente às Exposições Financeiras

Demais
Total

R$
-3.415.171,19
170.359,19
154.781,46
2,04
- 447.692,71
168.818,72

411.838,58

- 2957 .063,91

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Fls. 41 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

11. O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o preço médio dos contratos de compra
de energia, por modalidade, considerando os custos apurados por meio dos Métodos 2 e 3, e a cobertura
tarifária econômica concedida.

I .
=) o o o o o

S

«, "

ó./

400
350

300
250
200
150
100
50
o L)

o S Y « QR e ( e o =
50 Í S S S & S & h S S
& É s ê& Ç& S K SSS S
100 Ç () ES Qºª e N
S
E Preço - Método 2 B Efeito Disponibilidade Risco Hidrológico O Tarifa de Cobertura

Gráfico I1l.5 - Comparativo entre o Preço Médio e a Tarifa de Cobertura Concedida

12. O impacto da CVA Energia no índice de reajuste de -1,37% pode ser segregado para cada
tipo de contrato, observando a respectiva cobertura concedida no processo tarifários e alocação da
receita de bandeiras destinada para a cobertura dos custos do Efeito Disponibilidade dos CCEAR-D, Risco
Hidrológico de Itaipu, Risco Hidrológico de CCGF e Risco Hidrológico das Usinas Repactuadas, conforme
custos apurados no âmbito da Conta Bandeiras. Os resultados estão detalhados no gráfico a seguir a
seguir.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 42 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

W Aumento MM Diminuição E Total

1%
0,13% 0,00%
116%

1%
0,33%

0%
0,54%

-1%

-0,81%
-1,60% 000% 000% 000% — 0,00%
1% -0,68%
-2% -0,44%
S 2 & dS & & P é & & L E S
Ç & Q Ç < õ & e S S Z &
X S o RS & o T S
N & G ES S E & *
> õ SJ R & & S o
< T L
ÓÉ/ 3

Gráfico 11.6 — Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia

13. Já tabela a seguir apresenta os impactos de cada modalidade contratual no índice de
reajuste, observando as diferenças apuradas conforme os Método 2 e 3 de apuração do saldo da CVA.

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Fls. 43 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

Tabela 11.7 — Impacto da CVA Energia no processo tarifário por modalidade de compra de energia,
segregado em Método 2 e 3

Item Impacto

Diferença entre preço realizado e tarifa de cobertura 1,12%
CCEAR-Q/MCSD 0,32%
MCSD EN 1,16%
CCEN 0,32%
Itaipu -1,26%
Bilateral 0,54%
CCGF 0,03%
GP 0,00%
MVE 0,00%
Suprimento 0,00%
CCEAR-A 0,00%

Método 3 -2,A48%
Efeito Disponibilidade CCEN -0,18%
Risco Hidrológico e CCEAR-D* -1,86%
Demais Custos -0,44%

Total -1,37%

* Efeito conjungado do Método 2 e 3 para o CCEAR-D

Glosa de Energia

14. Tendo em vista que a distribuidora apresentou, para o período em questão, uma carga real
superior à energia requerida regulatória, não houve aplicação do ajuste da glosa de energia.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 44 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

Tabela 11.8 - Comparativo entre a carga real e a energia requerida regulatória

Energia .
: Ajuste de
Mercado Carga Real Requerida Glosa Cobertura E
(MWh) (MWh) Regulatória (MWh) (R$/MWh) | (R$/MWh) (R$)

(MWh)
ago-21 593.873 716.508 703.959 12.549 326,58 225,39 1.269.899
set-21 620.026 7T17.071 704512 12.559 312,60 225,39 1.095.231
out-21 598.530 711.713 699 .247 12.465 268,83 229,79 486.581
nov-21 617.772 730.864 718.063 12.801 265,17 240,56 315.050
dez-21 655.891 TT4.538 760.973 13.566 23441 240,56 -83.386
jan-22 634.272 812.984 798.745 14.239 222,68 240,56 -254.537
fev-22 622.212 756.812 743.5956 13.255 226,97 240,56 -180.131
mar-22 7T07.380 867.382 852.191 15.192 219,65 240,56 -317.630
abr-22 637.7117 733.107 720.267 12.840 230,26 240,56 -132.191
mai-22 610.080 707.035 694 652 12.383 232,82 240,56 -95.850
jun-22 576.969 661.019 649 441 11517 230,34 240,56 -118.337
jul-22 578.871 692 861 680.726 12.135 232,31 240,56 -100.115
Total 7.453.592 8.881.893 8.726.332 155.561 249,36 237,25 1.884.583,21

% perda s. mercado venda 19,16% 17,08%

Resultado no Mercado de Curto Prazo

15. O Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo foi
calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, sendo obtidos os seguintes
resultados:

e Oresultadodascompras e vendas de energia no mercado de curto prazo para a distribuidora entre
01/08/2021 e 01/07/2022, com base em dados fornecidos pela CCEE, foi calculado em R$
226.126.632,63 a preços de outubro/2022.

e Paraoano civil de 2021: Sobrecontratação de energia de 2.019.185,22 MWh, que representa
22,95% do Mercado Regulatório. Provisoriamente, a totalidade deste montante está sendo
considerado como sobrecontratação involuntária, pois ainda não foi calculado o montante
definitivo pela ANEEL. A diferença entre o valor recalculado com o montante de
exposições/sobrecontratações involuntárias a ser publicado e o valor considerado neste processo
tarifário deverá ser considerada no processo tarifário de 2023.

e Ressalta-se que para a distribuidora não houve alteração no recálculo da sobrecontratação do ano
civil de 2020 e 2021.

e Destaca-se que os resultados do Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado
de Curto Prazo serão recalculados a cada processo tarifário, a partir do ano civil de 2015, limitado
a um período de 5 anos, com a finalidade de considerar recontabilizações de carga, contratos e

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Fls. 45 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

PLD percebido, informadas pela CCEE. Neste processo, o resultado financeiro decorrente das
recontabilizações da CCEE totalizou R$ 2.379.556,24.

e —Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado
de Curto Prazo, considerando os ajustes decorrentes das recontabilizações, é de R$ 259.991.033,45, já
atualizado para preços de outubro/2022.

16. O gráfico a seguir apresenta a posição contratual da distribuidora no Mercado de Curto

Prazo, no período analisado, considerando os efeitos das recontabilizações.

1.200
1.000
800
2 600
400
200
o
ago-21 set-21 out-21 nov-21 dez-21 jan-22 fev-22 mar-22 — abr-22 mai-22 jun-22 jul-22
EEA Compra EEm Venda [A Carga Real (MWh) Contratos (MWh)
Gráfico II.9 - Posição contratual da distribuidora no MCP
17. O Gráfico a seguir apresenta o comparativo entre o Preço Médio dos Contratos de Compra

de Energia e o valor do PLD percebido pela distribuidora, bem como o resultado financeiro no mercado
de curto prazo* dado a diferença entre esses preços e a posição contratual da distribuidora, descrita no

gráfico anterior.

1 Embora o procedimento de apuração do resultado financeiro do MCP, para fins de repasse tarifário, seja obtido com base
na diferença entre PLD e tarifa média de cobertura (uma vez que a CVA já captura o efeito da diferença entre preço e tarifa
média), o custo ou receita decorrente das compras e vendas no MCP se dá pela diferença entre o PLD e o Preço Médio dos
contratos (Pmix).

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Fls. 46 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

700

600
500
RÉdOl. R$ASIa R$525 nEZ83
R$335 RE3A7 nE5s 400
0 R$b164
300

ago/21 set/21 out/21 nov/21 dez/21 jan/22 fev/22 mar/22 abr/22 mai/22 jun/22 jul/22

R$ MILHÕES
R$/MWH

EM Resultado MCP (R$) — ==O==Pmix(R$/MWh) «=O=PLD(R$S/MWBh)

Gráfico I1l.10 — Resultado financeiro no MCP e o comparativo entre o Pmix e o PLD

Conta Bandeira

18. Por fim, para o monitoramento da adequabilidade das coberturas concedidas para os
custos de CCEAR-D e os riscos hidrológicos de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas, deve-se observar as
previsões de risco hidrológico consideradas no processo tarifário como componente financeiro. Também
devem ser considerados os saldos positivos nas rubricas "Resultado MCP" e "ESS" da Conta Bandeira, pois
pela sistemática de apuração dos repasses da conta, resultados positivos desses itens de custos são
considerados como cobertura para os custos de CCEAR-D e risco hidrológico. Desta forma, a tabela a
seguir apresenta o resultado dessa comparação.

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Fls. 47 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

Tabela 11.9 — Impacto dos custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico após o desconto da previsão de
risco hidrológico considerada no processo tarifários e de saldos positivos na Conta Bandeira

Itens Impacto

| - Impacto na CVA* -1,86%
Risco Hidrológico de CCGF -0,71%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas 0,00%
Risco Hidrológico de Itaipu -0,34%
CCEAR-D (RRV + Efeito disponibilidade) -0,81%

11 - Reversão da Previsão de Risco Hidrológico -4,22%
Risco Hidrológico de CCGF -1,36%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas -1,74%
Risco Hidrológico de Itaipu -1,12%

11l - Receitas de MCP e ESS 4,72%
Resultado MCP R$259.991.033,45
Diferença de Preços entre Submercados** -R$112.486,02
ESS + CONER -R$18.797.936,76

IV - Receita Excedente (1 +11 + I1l) -1,36%
Risco Hidrológico de CCGF -0,46%
Risco Hidrológico de Usinas Repactuadas -0,39%
Risco Hidrológico de Itaipu -0,33%
CCEAR-D (RRV + Efeito disponibilidade) -0,18%

* Já descontada as receitas da Conta Bandeira
** Valor considerado em conjunto com o MCP na apuração da Conta Bandeira

13 Pode-se concluir, que após o desconto da previsão de risco hidrológico considerada no
processo tarifários e de saldos positivos do resultado de MCP e ESS (ESS + CONER) na Conta Bandeira, o
impacto dos custos não cobertos de CCEAR-D e risco hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas Repactuadas foi
de -1,36%.

20. Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta o impacto de cada modalidade contratual, já
descontada a reversão da previsão do risco hidrológico e da alocação das receitas de MCP e ESS/CONER,
chegando a um percentual líquido de 0,49%?º.

?0 A receita de MCP e ESS é limitada até cobrir os custos de CCEAR-D e do Risco Hidrológico de CCGF, Itaipu e Usinas
Repactuadas.

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Fls. 48 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

Tabela 11.10 — Impacto líquido por modalidade contratual

Item Impacto

Diferença entre preço realizado e tarifa de cobertura 1,12%
CCEAR-Q/MCSD 0,32%
MCSD EN 1,16%
CCEN 0,32%
Itaipu -1,26%
Bilateral 0,54%
CCGF 0,03%
GP 0,00%
MVE 0,00%
Suprimento 0,00%
CCEAR-A 0,00%

Método 3 -0,63%
Efeito Disponibilidade CCEN -0,18%
Risco Hidrológico e CCEAR-D* 0,00%
Demais Custos -0,44%

Total 0,49%

* Efeito conjungado do Método 2 e 3 para o CCEAR-D

21 Cabe aqui ressalvar que o resultado do MCP considerado para fins de apuração dos
impactos de CCEAR-D e Risco Hidrológico não contempla o limite de repasse da sobrecontratação, de
forma que parte desse resultado poderá ser repassado à distribuidora quando homologado o limite de
sobrecontratação involuntária para o período.

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ANEXO Ill - ANÁLISE DE PLEITO DA DISTRIBUIDORA
(A) Pleito Global

1. Em 23 de setembro de 2022 a distribuidora protocolou, por meio da Carta nº 130/ RR/CPFL
Piratininga/2022, uma proposta de reajuste anual de suas tarifas (Ref. SIC nº 48513.025692/2022-00).

2. Em linhas gerais os pleitos guardam compatibilidade com os procedimentos previstos nos
Submódulos do PRORET correlacionados ao cálculo de processos de reajuste tarifário das concessionárias,
cujo cômputo foi apresentado no texto da Nota Técnica, segundo metodologia apresentada no seu Anexo
|, ensejando apenas os destaques ou comentários adicionais constantes deste anexo.

(B) Encargos de Transmissão

3. Pleito formulado (constante do item 2.2.2 — Encargos de Transmissão):

"Oportunamente, consonante com a decisão proferida por meio do Despacho nº
1.200/2022, relativo ao processo nº 48500.001830/2019-68, que deu provimento parcial
ao requerimento administrativo interposto pela CPFL Piratininga face à Contrato de
Conexão (CCT) sem estabelecimento de Receita Anual Permitida — RAP, solicita-se que o
valor do ressarcimento à CPFL Piratininga possa ser considerado no presente processo
tarifário, nos moldes do despacho supracitado, conforme trecho transcrito abaixo:

...(vi) determinar que Superintendência de Gestão Tarifária — SGT calcule o valor devido à
título de ressarcimento à Enel CPFL, na forma a ser indicada pela SCT com base no período
e nas premissas trazidas, e inclua esse valor no processo tarifário da Distribuidora,
conforme previsto na regulamentação setorial."

4, A SGT registra que os ajustes do Despacho nº 1.200/2022 somente serão realizados após a
conclusão de todos os trâmites descritos no referido ato. A previsão para homologação de tais receitas
será a partir do início do ciclo tarifário 2023 — 2024 das transmissoras.

5, Logo, não há tempo para consideração do solicitado no RTA 2022 da CPFL Piratininga.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Superintendência de Gestão Tarifária — SGT/ANEEL Processo nº 48500.004906/2021-21

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Número: 48581.002456/2022-00

ED ANEEL

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA

Fls. 50 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

(C) Energia de Inversões na Base de Cálculo do Montante de Perdas

6. Pleito formulado (constante do item 2.2.4 — Balanço Energético):

"A CPFL Piratininga solicita a consideração da energia de inversões na base de cálculo do
montante de perdas no RTA de 2022".

7. Após análise e levantamento dos dados, a SGT considerou a energia de inversões na base
de cálculo do montante de perdas, com apuração em aba específica da planilha Sparta e cômputo
destacado na respectiva aba "Energia", conforme reportado no item 111.4.3.1 da Nota Técnica.

(D) Componentes Financeiros

(D.1) Efeito Sobrecontratação 2017

8. Pleito formulado (constante do item 2.4.3):

"As distribuidoras apresentaram pedidos de reconsideração face ao Despacho nº
2.508/2020 que homologou os montantes de exposição e sobrecontratação involuntária de
2016 e 2017 e a adoção do critério de máximo esforço da exposição voluntária aplicada até
2015, os pedidos foram avaliados pela diretoria da ANEEL tendo como resultado da
apreciação a publicação do Despacho nº 2.168/2022, dando provimento parcial..."

"Em face da decisão, a CPFL Piratininga solicita que no processo tarifário em curso seja
considerada a repercussão dos efeitos relativos ao Despacho nº 2.168/2022,
especificamente em relação à sobrecontratação de 2017, cujo valor apurado por esta
distribuidora é de R$ 31.386 mil acrescido de remuneração SELIC até o mês anterior ao do
presente reajuste tarifário."

9. A SGT registra que os valores calculados de MCP para todas as distribuidoras já irão
considerar o efeito do pedido de reconsideração acatado pela diretoria conforme Despacho 2.168/2022.
No caso da CPFL Piratininga esse valor é de R$ 31.390.945,06.

(D.2) Recálculo de processo tarifário anterior (UTE Petrocoque)

10. Pleito formulado (constante do item 2.4.3):

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Superintendência de Gestão Tarifária — SGT/ANEEL Processo nº 48500.004906/2021-21

Número: 48581.002456/2022-00

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AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA

Fls. 51 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

"Na íntegra da Resolução Homologatória nº 2.966, de 21 de outubro de 2021 — REH
2966/21, cujo resumo foi publicado no D.O.U. do dia 22 de outubro de 2021, Edição 200,
Seção 1, página 69, constante do Processo nº 48500.005016/2020-56, a tarifa de aplicação
e de base econômica da UTE PETROCOQUE, modalidade geração do subgrupo A2, na Tabela
1 do Anexo, foi apresentada com valores nulos. Por conseguinte, a estrutura de custos
homologada rateou aos demais consumidores os custos que deveriam ser suportados pela
UTE PETROCOQUE. Interações entre esta CPFL Piratininga e a SGT/ANEEL identificaram isto,
porém não em tempo do recálculo. Houve, no entanto, a retificação da REH 2966/21, em
25 de outubro de 2021, indicando as tarifas de aplicação à UTE PETROCOQUE. Assim, diante
do excedente de receita gerado nos últimos 12 meses, faz-se necessária a apuração da
diferença de faturamento das tarifas homologadas (sem UTE PETROCOQUE) contra as
tarifas incluindo a UTE PETROCOQUE, mediante Componente Financeiro de Recálculo de
Processo Tarifário Anterior por Ajuste Tarifário, conforme submódulo 4.4 do Proret. A
apuração realizada por esta Concessionária resultou no valor de R$ 634,5 mil atualizado
pela Selic a ser considerado como componente financeiro negativo."

P A SGT registra que está considerado componente financeiro negativo correspondente,
indicado na tabela de componentes financeiros da Nota Técnica (Tabela 14, item IV.6).

(D.3) Financeiro extraordinário referente à devolução de créditos do PIS e da COFINS

12. Pleito formulado (constante do item 2.4.16):

"A Lei 14.385, de 27 de junho de 2022 trata da destinação de valores objeto de repetição
de indébito e seu reconhecimento tarifário. Para observância do Art. 3º-B da citada Lei,
informamos a apuração por esta CPFL Piratininga do valor de R$ 417.200 mil para
consideração no processo tarifário de 2022. O montante fornecido é composto por duas
partes distintas: a primeira relativa ao valor efetivamente compensado de fev/22 a ago/22
e a segunda parte referente à previsão para a competência de set/22 e os 12 meses
seguintes. Informamos que após a realização contábil da competência set/22 os dados
serão enviados, com as devidas atualizações, no formato solicitado por meio do Ofício
Circular Nº 317/2022— SFF/ANEEL. Embora a CPFL Piratininga esteja oferecendo no atual
reajuste tarifário 100% dos créditos em cumprimento à citada Lei, ressalva o entendimento
de que a oferta dos créditos cessará quando atingido o limite de devolução correspondente
ao prazo prescricional decenal aplicável para as ações de ressarcimento (artigo 205 do
Código Cível)."

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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Fls. 52 Nota Técnica nº 188/2022-SGT/ANEEL, de 11/10/2022.

13. Os valores considerados nesse RTA estão de acordo com o estabelecido por meio da Lei
14.385, apurados conforme dados solicitados pela SFF (Ofício Circular nº 317/2022-SFF/ANEEL) e
apresentados pela concessionária (Carta nº 142/RR/CPFL Piratininga/2022, de 7/10/2022), no montante
de R$434.818.692,37, sendo o respectivo cômputo detalhado em aba específica da planilha Sparta.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Superintendência de Gestão Tarifária — SGT/ANEEL Processo nº 48500.004906/2021-21

Documento assinado digitalmente por Vinicius Menezes Rodovalho, Coordenador(a) Adjunto(a) de Projeto de Encargos e Comercialização, em 25/10/2022 às 13:30;
Leonardo de Araujo Silva, Coordenador(a) Adjunto(a) Das Atividades de Processo Tarifário de Distribuição, em 19/10/2022 às 09:28; Francisco de Mattos Fae,
Coordenador(a) Das Atividades de Processo Tarifário de Distribuição, em 17/10/2022 às 15:39; Ricardo Martins, Especialista em Regulação, em 15/10/2022 às
20:32; Davi Antunes Lima, Superintendente de Gestão Tarifária, em 14/10/2022 às 13:58