REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3018/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2022, as Tarifas de Energia – TE, e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD, referentes à Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL Paulista.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-04-07
Autor: ANEEL

1ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
Brasília, 05/04/202
VOTO
PROCESSO: 48500.004905/2021-87
INTERESSADOS: Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL Paulista
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da CPFL Paulista – Companhia Paulista de Força e Luz, a
vigorar a partir de 8 de abril de 2022.
I. R E L A T Ó R I O
A Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL Paulista é concessionária1 do serviço público de
distribuição de energia elétrica sediada na cidade de Campinas-SP e atende aproximadamente 4,7 milhões
de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente faturamento anual
na ordem de R$ 13,2 bilhões.
2. Em 22 de abril de 2021, foi aprovada a Reajuste Tarifário Anual da CPFL Paulista, conforme
Resolução Homologatória – REH nº 2.854/2021, quando as tarifas foram, em média, reajustadas em
8,95%.
3. Em 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória n° 1.078 dispôs sobre medidas destinadas
ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica,
autorizando-se a contratação de operação financeira para fazer face aos impactos financeiros decorrentes
da implementação de medidas de enfrentamento da crise hidroenergética e dos diferimentos aplicados
nos processos tarifários anteriores à liberação dos recursos da operação financeira.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 014/1997-ANEEL.

4. Em 13 de janeiro de 2022, o Decreto n° 10.939 regulamentou a MP n°1.078, de 2021, sobre
medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação
de escassez hídrica.
5. Em 03 de fevereiro de 2022, a diretoria colegiada da ANEEL decidiu abrir a Consulta Pública
nº 02/2022 para tratar da regulamentação do Decreto n° 10.939.
6. Em 10 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica Nota Técnica nº 22/2022–
SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL, que versa sobre medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, e que regulamenta a Medida
Provisória n° 1.078, de 13 de dezembro de 2021, após análise das contribuições recebidas na Consulta
Pública nº 02/2022.
7. Em correspondência de 9 de março de 2022, a CPFL Paulista 2 apresentou pleitos
relacionados ao presente RTA, os quais tiveram seu registro e análise reportados em Nota Técnica da SGT
com menção ao longo desse voto.
8. Em 1º de abril de 2022, a Concessionária protocolou carta nº 073/RR/CPFL Paulista/2022
com propostas relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica, conforme abordado no item de
componentes financeiros.
9. Em 1º de abril de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota
Técnica nº 37/2022-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2022.
10. Em 30 de março de 2022, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da CPFLPAULISTA as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652,
de 17 de março de 2015.
2 Carta nº 053/RR/CPFL PAULISTA/2022 - SIC nº48513.007332/2022-00

11. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
12. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da CPFL Paulista, a vigorar a partir de 8 de abril
de 2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 14,97%, sendo 16,42%, em
média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 14,24%, em média, para os consumidores em Baixa
Tensão – BT.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 16,42%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 14,24%
Efeito Médio AT+BT 14,97%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
13. Segundo a SGT, a diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos
itens de custos que compõem a tarifa.
14. Em relação ao efeito médio de 14,97%, esse decorre, essencialmente:
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em
11,54%;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um
efeito de 1,23%; e
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário,
que contribuíram para uma variação de 2,20%, conforme apresentado no Gráfico 1.

14,97%
6,99%
4,27%
2,20%
1,39% 1,23%
-1,12%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
15. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação no Participação

DRA (R$) DRP (R$) Variação
Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 9.626.652.355 10.588.589.851 | 10,0% | 7,27% | 71,7% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 2.609.061.000 | 3.534.570.223 | 35,5% | 6,99% | 23,9% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 17.700.580 | 20.337.638 | 14,9% | 0,02% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 1.654.317.601 | 2.289.534.193 | 38,4% | 4,80% | 15,5% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 140.820.088 | 163.326.141 | 16,0% | 0,17% | 1,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 188.671.943 | 164.601.580 | -12,8% | -0,18% | 1,1% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 212.489.372 | 335.346.565 | 57,8% | 0,93% | 2,3% |
| PROINFA | 285.677.663 | 439.199.124 | 53,7% | 1,16% | 3,0% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 108.900.761 | 121.737.981 | 11,8% | 0,10% | 0,8% |
| ONS | 482.992 | 487.001 | 0,8% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 1.427.131.100 | 1.279.185.260 | -10,4% | -1,12% | 8,7% |
| Rede Básica | 850.834.667 | 791.754.845 | -6,9% | -0,45% | 5,4% |
| Rede Básica Fronteira | 300.529.981 | 243.173.691 | -19,1% | -0,43% | 1,6% |
| Rede Básica ONS (A2) | 8.124.004 | 7.371.193 | -9,3% | -0,01% | 0,0% |
| MUST Itaipu | 101.237.816 | 88.693.690 | -12,4% | -0,09% | 0,6% |
| Transporte de Itaipu | 137.047.793 | 106.740.715 | -22,1% | -0,23% | 0,7% |
| Conexão | 29.356.839 | 41.451.128 | 41,2% | 0,09% | 0,3% |
| Custos de Aquisição de Energia | 5.590.460.255 | 5.774.834.368 | 3,3% | 1,39% | 39,1% |
| PARCELA B | 3.612.503.926 | 4.178.016.903 | 15,7% | 4,27% | 28,3% |
| IRT | 13.239.156.281 14.766.606.754 | 11,54% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 169.145.089 | 1,23% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 599.558.547 | 4,36% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 34.436.080 | 0,25% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 707.505.778 | 5,15% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 18.761.460 | 0,14% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (54.657.022) | -0,40% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (99.347.961) | -0,72% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.470.654 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 375.570.572 | 2,73% |  |  |  |
| Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia | (623.848) | 0,00% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (50.657) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (375.665.136) | -2,73% |  |  |  |
| Reversão do reperfilamento de custos de Transporte | 163.722.611 | 1,19% |  |  |  |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | 1.866.200 | 0,01% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | (3.448.993) | -0,03% |  |  |  |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | (622.330.156) | -4,53% |  |  |  |
| Neutralidade - Financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021 | (1.591.750) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão - Financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021 | 22.062.744 | 0,16% |  |  |  |
| Reversão - Diferimento de Parcela B | 236.678.899 | 1,72% |  |  |  |
| Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos | (94.081.981) | -0,68% |  |  |  |
| Financeiros de postergação das tarifas (08/04/2021 - 21/04/2021) | 45.746.495 | 0,33% |  |  |  |
| Conta de Escassez Hídrica - REN nº 1.008/2022 | (386.437.447) | -2,81% |  |  |  |
| Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS | (400.000.000) | -2,91% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 2,20%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 14,97%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
16. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 71,7% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 7,27% pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos:

a) Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito
tarifário médio de 6,99%. Destacam-se os seguintes encargos: (i) CDE Uso que
variou 38,4%, impactando o efeito médio em 4,80%; (ii) o Proinfa que variou
53,7%, impactando o reajuste em 1,16%; e (iii) o encargo EER/ESS que variou
57,8%, representando 0,93% no efeito médio;
b) Custos de Transmissão – esses custos tiveram uma variação de -10,4% e
contribuíram para um efeito médio de -1,12%. Sobre esse item, destaca-se a
redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022,
aprovadas por meio das Resoluções homologatórias nos 2.895 e 2.896,
respectivamente, ambas de 13 de julho de 2021, alteradas pela REH nº 2.959, de
05 de outubro de 2021; e
c) Custos de aquisição de energia – tiveram uma variação de 3,3% e representaram
um efeito tarifário de 1,39%. Contribuíram para esse efeito: (i) os custos
decorrentes dos contratos bilaterais (impacto de 1,41%) os quais são atualizados,
em sua grande maioria, pelo Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M); e (ii) a
redução do custo da energia proveniente de Itaipu (impacto de -1,33%), em
função, principalmente, da redução da tarifa de repasse estabelecida na Resolução
Homologatória nº 3.007/2021, US$ 24,73, em relação àquela indicada na
Resolução Homologatória nº 2.812/2020, US$ 28,07, bem como a variação do
dólar passando de R$5,59 em 2021 para R$5,05 em 2022. As contribuições das
diferentes modalidades de contratação podem ser observadas no gráfico abaixo

1,39% 1,41%
0,30% 0,32%
0,28% 0,20%
0,18%
0,02%
-1,33%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Bilateral Proinfa
Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
17. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 28,3% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 4,27% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.
18. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2021 e
março de 2022 do IGP-M (de 14,77%), subtraída do Fator X (de -0,88%), o que totaliza 15,65%.
19. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem3 e com tributos4), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia
3
No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
4
Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,1% para o ICMS e de 4,3% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 24,3% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
32,1%
o que representa a majoração de (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição,
além do pagamento dos encargos setoriais.
Custo de
Transmissão
Custo de
8,7% PROINFA
Energia…
3,0%
Encargos CDE
Setorias 17,7%
23,9%
ESS/EER
2,3%
Custo de Outros
Distribuição 1,0%
28,3%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de
Encargos Setoriais
Transmissão 18,1%
6,6%
ICMS
20,1%
Tributos
24,3%
Custo de Energia
29,6%
PIS/COFINS 4,3%
Custo de Distribuição
21,4%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
20. Quanto aos componentes financeiros5 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em 1,23% no atual reajuste da CPFL Paulista, conforme indicado na
Tabela 2.
5 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

21. Os financeiros que mais impactaram o processo com valor positivo foram a CVA em
Processamento – Energia, com efeito de 4,36%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida
no último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela
concessionária no período de apuração da CVA, em especial, dos custos relacionados ao risco hidrológico
de CCGF e Usinas Repactuadas, e a CVA em Processamento – Encargos Setoriais, este com efeito de 5,15%,
em decorrência principalmente da diferença entre cobertura concedida da CDE no último processo
tarifário e os custos efetivamente incorridos e dos encargos EER/ESS impactado pelo despacho de usinas
fora da ordem de mérito.
22. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 599.558.547 | 4,36% |
| CVA em processamento -Transporte | 34.436.080 | 0,25% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 707.505.778 | 5,15% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 18.761.460 | 0,14% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (54.657.022) | -0,40% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (99.347.961) | -0,72% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.470.654 | 0,01% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 375.570.572 | 2,73% |
| Repasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de Energia | (623.848) | 0,00% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (50.657) | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (375.665.136) | -2,73% |
| Reversão do reperfilamento de custos de Transporte | 163.722.611 | 1,19% |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | 1.866.200 | 0,01% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) | (3.448.993) | -0,03% |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | (622.330.156) | -4,53% |
| Neutralidade - Financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021 | (1.591.750) | -0,01% |
| Reversão - Financeiro de saldo de Itaipu - Decreto 10.665/2021 | 22.062.744 | 0,16% |
| Reversão - Diferimento de Parcela B | 236.678.899 | 1,72% |
| Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos | (94.081.981) | -0,68% |
| Financeiros de postergação das tarifas (08/04/2021 - 21/04/2021) | 45.746.495 | 0,33% |
| Conta de Escassez Hídrica - REN nº 1.008/2022 | (386.437.447) | -2,81% |
| Ressarcimento de créditos de PIS/COFINS | (400.000.000) | -2,91% |
| Total | 169.145.089 | 1,23% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
23. Com relação à neutralidade e ajuste do financeiro saldo de Itaipu - Decreto nº 10.665/2021,
no processo tarifário de 2021 da CPFL - Paulista foi incluído um componente financeiro negativo de R$
190.242.224,79, referente à utilização e alocação do Saldo Positivo da Conta Comercialização da Energia

Elétrica de Itaipu e respectivos excedentes financeiros extraordinários, em favor da modicidade tarifária,
nos termos do Decreto 10.665/2021 e conforme valores e condições aprovadas pela REH 2.969/2021.
24. De acordo com Nota Técnica nº 247/2021-SGT/ANEEL, o tratamento a ser dado nos
processos tarifários subsequentes envolve a apuração e o repasse da Neutralidade do componente
financeiro negativo incluído em 2021, bem como a avaliação da diferença entre o montante total de
recursos recebido até então da Conta de Comercialização de Energia de Itaipu e o valor incluído no
processo tarifário de 2021.
25. No caso da CPFL-Paulista, foi recebido até o momento o valor de R$ 168.958.070,37, valor
este inferior ao componente financeiro incluído no processo tarifário de 2021, o que implicou em uma
reversão da parcela de recursos não recebida da Conta de Comercialização de Energia de Itaipu, conforme
fórmula 5 da NT nº 247/2021-SGT/ANEEL.
26. Dessa forma, neste processo tarifário estão sendo incluídos os componentes financeiros de
Neutralidade e Ajuste do financeiro de Itaipu decorrente do Decreto 10.665/2021, com valores de R$
(1.591.750,40) e de R$ 22.062.743,51, respectivamente.
27. O componente financeiro reversão dos custos referentes ao reperfilamento dos custos de
Rede Básica Sistema existente -RBSE, este associado às instalações de transmissão existentes em 31 de

dezembro de 2000, o Parecer da Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU
(SIC 48516.002928/2020-00), de 18 de novembro de 2020, concluiu que: "A remuneração ou juros pelo
capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de 2017 – remuneração do custo de capital –
deve ser atualizada pela taxa referente ao custo de capital próprio tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria
MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, até 1º de julho de 2020, data do "efetivo pagamento", sendo
incorporada à RAP das transmissoras a partir do processo de 1º de julho de 2020 (ciclo 2020-2021), pelo
prazo de oito anos."
28. Considerando que durante os ciclos 2017/2018 a 2019/2020, os pagamentos associados
não continham a remuneração nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi

calculado o saldo devedor desse componente, constituído pelo custo de capital remunerado à taxa de
custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (01/07/2020) descontado dos valores pagos
trazidos a valor presente pela mesma métrica de constituição da dívida. Em razão da pressão tarifária a
que o setor elétrico está sendo acometido, decorrente da pandemia de COVID-19, optou-se pela
alternativa de "reperfilamento" desses pagamentos no prazo de 8 anos e de forma gradativa, assegurado
o valor presente líquido da operação. Nessa alternativa, avaliou-se o comportamento previsto do
componente econômico, cuja Base de Remuneração Regulatória – BRR naturalmente incorrerá em baixas
e depreciações, de modo a acomodar o custo total relativo a essas instalações.
29. Desta forma, a partir desse cálculo associado às estimativas de receitas previstas para o
ciclo 2021/2022 e do mercado previsto nas bases de dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico –
ONS, calculou-se as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB e de Fronteira –
TUST-FR, bem como os encargos de conexão associados.
30. Assim, no processo tarifário de 2021 foi considerado um componente financeiro negativo
equivalente ao montante de redução dos custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao
patamar de custos de transmissão vigentes.
31. No processo tarifário atual, o valor negativo considerado no RTA de 2021 será revertido em
um componente financeiro positivo, perfazendo um total de R$ 163.722.611, devidamente corrigido pela
Selic.
32. No que se refere ao financeiro reversão do diferimento de Parcela B, no Reajuste tarifário
anual de 2021 a CPFL – Paulista concordou com o diferimento de recursos referentes à Parcela B como
umas das medidas adicionais adotadas para a mitigação das tarifas. No presente processo tarifário, o valor
será revertido como um componente financeiro positivo de R$ 236.678.899, valor já corrigido pelo IPCA.
33. Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente
da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, foram desenvolvidos pela ANEEL
e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as empresas

e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o
intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade
econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico.
34. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo:
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica.
35. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a
Resolução nº 3/20211, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com
aplicação de setembro/21 a abril/22.
36. Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de
bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo:
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do
Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta
e dois reais por megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel:
(...)
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar
receitas e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.
37. Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as tarifas,
mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
38. É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem

direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou
subtraídos dos processos tarifários ordinários.
39. No processo da CPFL Paulista, conforme estabelecido no Proret, a CVA foi calculada
considerando as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência
de janeiro/2022. Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas e o efeito financeiro da CVA
positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada.
40. Ocorre que parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela
distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez hídrica, que
contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época.
41. Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e CVA) e
neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, propõe-se um
tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de expurgar dos
processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica.
42. Desse modo, o tratamento proposto seguirá o seguinte procedimento: no processo
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, conforme saldo da distribuidora
frente à Conta Bandeiras na competência de janeiro/2022, para expurgar o efeito dos custos não cobertos
pelas Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez; no processo tarifário
subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic.
43. Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. Como consequência, no presente processo tarifário,
está sendo considerado o financeiro negativo correspondente, R$ (622.330.156), dividido em
componentes de energia e ESS, que contribuíram com -4,53% no efeito médio a ser percebido pelos
consumidores.
Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL

44. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL6, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à CPFL
Paulista 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 237/2020SGT/ANEEL7, de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela CPFL Paulista foi de R$ (3.448.993),
já atualizado pela Selic.
Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
45. Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência sobre
ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em Consulta Pública
nº 05/2021.
46. No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações excepcionais autoriza o uso antecipado
à conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total de potencial crédito associado
à respectiva ação judicial.
47. A CPFL Paulista, por meio de correspondência, encaminhada à ANEEL em 26 de janeiro de
2022, solicitou que seja considerada a reversão do valor de R$ (400.000.000,) decorrente de êxito e da
projeção da ação judicial movida pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS
cobrados sobre o ICMS nas contas de energia. Tal montante corresponde à atenuação do efeito tarifário
em -2,91%.
Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente Reativo
- UDER
48. Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de Ultrapassagem
de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não assinaram o aditivo
contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda
6 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.
7 Documento SIC nº 48581001953/2020-00.

revisão tarifária posterior ao 3CRTP.
49. No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a pressão
tarifária, neste processo de reajuste tarifário está sendo considerada a antecipação da reversão dos
respectivos recursos faturados entre a abril/21 à fevereiro/22 conforme valores declarados pela
distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 8/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 07 de março de 2022. Dessa
forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$(94.081.981).
50. Ressalta-se que na próxima revisão tarifária da concessionária, momento em que ocorrerá
a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto entre os valores de UD e ER
contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste
reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante
antecipado.
Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
51. De acordo com as regras previstas pela Aneel, no âmbito da CP 02/2022, nos processos
tarifários homologados entre a publicação da correspondente REN e a efetiva transferência dos valores
previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada antecipação da reversão dos valores a serem
recebidos do empréstimo, na forma de um componente financeiro negativo.
52. A contratação da operação financeira, em uma ou mais tranches, abrangerá os seguintes
itens: (i) Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a
competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia
Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da Creg; (iii) Importação de energia
referente às competências de julho e agosto de 2021 e (iv) Diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13
da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos aplicados no processo tarifário anterior à liberação
dos recursos da operação financeira).
53. O Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica de que trata
a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da Creg, vigorou de setembro a dezembro de 2021, em razão

do período crítico para os reservatórios das hidrelétricas brasileiras. O objetivo do programa foi incentivar
os consumidores a reduzirem o seu consumo de energia em meio ao cenário de escassez hídrica.
54. O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em contrapartida
da redução média verificada do consumo de energia elétrica8.
55. Diante do estabelecido no Inciso I do § 1º do Art. 1º do Decreto nº 10.939/2022, as
despesas referentes ao Programa poderão ser cobertas com recursos da Conta de Escassez Hídrica. Já o
Art. 9º da Resolução n° 2/2021 da Creg estabeleceu que deve ser mantido o equilíbrio econômicofinanceiro dos contratos de concessão e permissão de distribuição de energia elétrica, cabendo à ANEEL
avaliar eventuais solicitações de recomposição, fundamentadas pelo interessado, na forma do respectivo
contrato de concessão ou permissão e da legislação aplicável, decorrente do Programa.
56. Na 247ª Reunião Ordinária do CMSE, de 5 de maio de 2021, o Comitê autorizou o ONS a
despachar geração termelétrica fora da ordem de mérito e importação sem substituição a partir da
Argentina ou do Uruguai, sem limitação nos montantes e preços associados, desde que alocável na carga
e respeitadas as restrições operativas, e de forma a minimizar o custo operacional total do sistema
elétrico.
57. Na 1ª Reunião da CREG, de 1º de julho de 2021, o ONS apresentou as estratégias operativas
ora em curso para enfrentamento da situação, visando a manutenção da governabilidade do Sistema
Interligado Nacional, dentre elas, a importação de energia.
58. Os custos de cada distribuidora com importação de energia para as competências dos
meses de julho e agosto de 2021 foram contabilizados e informados pela CCEE, totalizando valor da ordem
de R$ 790 milhões.
8
Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

59. Por fim, tanto a Medida Provisória n° 1.078/2021 como o Decreto n° 10.939/2022
possibilitaram a inclusão dos diferimentos tarifários aplicados no processo tarifário anterior à liberação
dos recursos da operação financeira. Destaca-se que, com base no cronograma estimado de conclusão da
operação e no cronograma dos processos tarifários, a data limite para a inclusão de novos diferimentos
seria referente aos processos tarifários até 8 de abril de 2022.
60. Em 1º de abril de 2022, a concessionária protocolou correspondência referente com
propostas relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica9, com Parcela referente a Importação
no período de julho a agosto de 2021 no valor de R$(49.527.617,); bônus - redução voluntária no valor de
R$(101.923.018,); e diferimento de Parcela B no valor de R$(234.986.811,).
Evolução da Tarifa B1
61. Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (101,3%), comparada com as variações do IGP-M (143,9%) e do IPCA
(81,4%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
9 Carta nº 073/RR/CPFL Paulista/2022

B1 - Residencial
IGPM
IPCA 678,65
595,66
550,20
523,02
447,19 484,63
404,17
403,00 419,64
337,15
316,86
276,21
272,12
Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste

2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
62. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de abril/2022 a março/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
abril/2021 a março/2022.

Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 1.870.693 | 29.617.703 | 31.488.395 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | (36.864) | 3.352.171 | 3.315.308 |
| Subsídio Distribuição | (339.598) | 87.514 | (252.084) |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 20.869 | 1.725.828 | 1.746.698 |
| Subsídio Rural | (278.692) | 2.779.448 | 2.500.756 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 4.494 | 3.685.575 | 3.690.069 |
| Total | 1.240.902 | 41.248.239 | 42.489.142 |

III. D I R E I T O
63. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos: (a) Lei nº 9.427, de 1996;
(b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009; e (d) Contrato de Concessão do Serviço Público de
Distribuição de Energia Elétrica nº 014/1997-DNAEE-MME-ANEEL.
IV. D I S P O S I T I V O
64. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004905/2021-87, voto por EMITIR
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da CPFL
Paulista, a vigorar a partir de 8 de abril de 2022, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 14,97%, sendo 16,42% para os consumidores
em Alta Tensão – AT e 14,24% para os consumidores em Baixa Tensão - BT, e
demais encaminhamentos;
(ii) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da CPFL Paulista;

(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e
(iv) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica – CCEE à CPFL Paulista, de modo a custear os descontos retirados da
estrutura tarifária.
Brasília, 5 de abril de 2022.
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAUJO FEITOSA NETO
Diretor