REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2922/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Cooperativa Aliança - Cooperaliança.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-08-26
Autor: ANEEL

31ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL
Brasília, 24/08/2021
VOTO
PROCESSO: 48500.005013/2020-12
INTERESSADOS: COOPERALIANÇA - Cooperativa Aliança
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2020 da COOPERALIANÇA - Cooperativa Aliança, a vigorar a partir
de 29 de agosto de 2021.
I. RELATÓRIO
A COOPERALIANÇA é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica,
sediada na cidade de Içara/SC, e atende cerca de 41 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia
elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 99 milhões.
2. Por meio da REH nº 2.764/2020, foi homologado o Reajuste Tarifário Anual de 2020 da
COOPERALIANÇA, o que implicou no efeito tarifário médio de 10%, com vigência a partir de 29 de agosto
de 2020.
3. Em 17 de agosto de 2021, a SGT encaminhou por meio eletrônico e-mail ao Conselho de
Consumidores da COOPERALIANÇA as planilhas de cálculo2, entretanto em 18 de agosto de 2021 foi
encaminhado novamente com novos cálculos, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de
17 de março de 2015.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 145/2002.
2 Documento SIC nº 48581.001278/2021-00.

4. Destaca-se que na mesma data, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes3 administrado
pela Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a COOPERALIANÇA 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 n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004.
5. Em 18 de agosto de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, por meio da Nota
Técnica nº 188/2021-SGT/ANEEL4, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021 da
Concessionária.
II. FUNDAMENTAÇÃO
6. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da COOPERALIANÇA conduz a um efeito médio nas tarifas
a ser percebido pelos consumidores de 10,24%, sendo de 9,64%, em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de 10,62%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 9,64%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 10,62%
Efeito Médio AT+BT 10,24%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
7. O efeito médio a ser percebido pelo consumidor depende do grupo e modalidade tarifária
a qual pertence. A diferença entre os efeitos médios percebidos pelos grupos de alta tensão e baixa tensão
tem relação com os itens de custos que estão sofrendo variações.
8. O efeito médio de 10,24% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 5,85% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a um aumento de 3,77%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
3 Documento SIC nº 48581.001279/2021-00
4 Documento SIC nº 48581.001277/2021-00.

estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 0,62%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
10,24%
3,77%
3,43%
1,37%
1,07%
0,62%
0,01%
-0,03%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

9. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 74.990.836 | 79.767.708 | 6,4% | 4,78% | 75,5% |
| Encargos Setoriais | 15.135.917 | 16.503.247 | 9,0% | 1,37% | 15,6% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 121.430 | 124.860 | 2,8% | 0,00% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 12.495.023 | 12.433.491 | -0,5% | -0,06% | 11,8% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | - | 938.144 | 0,0% | 0,94% | 0,9% |
| PROINFA | 1.666.299 | 2.047.058 | 22,9% | 0,38% | 1,9% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 853.165 | 959.694 | 12,5% | 0,11% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 16.398.610 | 19.827.768 | 20,9% | 3,43% | 18,8% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 16.398.610 | 19.827.768 | 20,9% | 3,43% | 18,8% |
| Custos de Aquisição de Energia | 43.402.328 | 43.375.840 | -0,1% | -0,03% | 41,0% |
| Receitas Irrecuperáveis | 53.983 | 60.853 | 13% | 0,01% | 0,1% |
| PARCELA B | 24.858.207 | 25.924.393 | 4,3% | 1,07% | 24,5% |
| IRT | 99.849.044 | 105.692.101 | 5,9% | 5,85% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 3.768.808 | 3,77% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 673.902 | 0,67% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 1.420.248 | 1,42% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (41.765) | -0,04% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 98.002 | 0,10% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 750.394 | 0,75% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.001.447) | -1,00% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 1.417 | 0,00% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 1.962.220 | 1,97% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | (94.162) | -0,09% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 0,62%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 10,24%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
10. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 75,5% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 4,78% pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos.
11. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 1,37%.
Ressalta-se que houve a inclusão dos encargos ESS/ERR calculados proporcionalmente a partir de 1º de
janeiro de 2022, quando a empresa passará a ter custos dos serviços do SIN, o que implicou em impacto
no efeito médio de 0,94%.
12. Os custos de Transmissão contribuíram para um efeito médio em 3,43%, derivado,
principalmente, das novas tarifas de uso do sistema de distribuição da CELESC-D, homologadas em 17 de
agosto de 2021.

13. Já os custos de Compra de Energia representaram uma variação tarifária de - 0,03%.
Contribuiu significativamente para essa variação a contratação de energia por chamada pública com a
COPEL-D, tendo início em 01/01/2022 seu contrato. Desta forma, percebe-se que o efeito de redução
tarifária, deve-se a queda do custo de energia de R$ 201,02 MWh para R$ 189,19 MWh referente aos
contratos bilaterais.
14. Ressalta-se, adicionalmente, que o início do suprimento deste contrato com a COPEL-D
também ensejará à concessionária, o repasse de cotas compulsórias, quais sejam de garantia física (CCGF),
Itaipu e Angra I/Angra II.
15. Por ser uma concessionária constituída como cooperativa, a COOPERALIANÇA é
beneficiada pelo disposto na Lei nº 13.660, possuindo desconto na tarifa de Energia suprida pela CELESCD. Anualmente o desconto é reavaliado podendo ser mantido ou reduzido, sempre observando o efeito
médio a ser percebido pelos consumidores no patamar de 10%, conforme disciplina o Submódulo 8.5 do
PRORET. No presente processo tarifário não foi possível a retirada de desconto a ser aplicado sobre a
tarifa de suprimento da Celesc para a Cooperaliança, mantendo-se em 26,52%.

16. As contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser visualizadas no
gráfico abaixo:
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
1,04%
0,07%
-0,03% -0,03%
-0,57% -0,54%

Total Cotas Angra I/II Cotas Lei nº Itaipu Bilateral Proinfa
12.783/2013
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
17. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 24,5% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 1,07% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.
18. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre agosto de 2020
e julho de 2021 do IPCA, de 8,99%, subtraída do Fator X, de 1,95%, o que totaliza 7,04%.

19. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
(sem5 6),

Distribuidora e com tributos os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição,
além do pagamento dos encargos setoriais.
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Encargos
Custo de

Transporte Setoriais Receitas
15,6%
18,8% Irrecuperáveis
0,1%
Custo de
Custo de
Energia
Distribuição
41,0%
24,5%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos

Custo de Encargos Receitas
Setoriais;
Transmissão Irrecuperáveis

14,0% 11,6% 0,0%
ICMS;
24,9%
Tributos;
Custo de 25,5%
Energia;

30,6% Custo de PIS/COFINS;
0,6%
Distribuição;
18,3%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
5 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.
6 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,9% para o ICMS e de 0,6% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total
de 25,5% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de
34,3% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

20. Quanto aos componentes financeiros7 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em 3,77% no atual reajuste da COOPERALIANÇA, conforme indicado na
Tabela 3.
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 673.902 | 0,7% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 1.420.248 | 1,4% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (41.765) | 0,0% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 98.002 | 0,1% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 750.394 | 0,8% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.001.447) | -1,0% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 1.417 | 0,0% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 1.962.220 | 2,0% |
| Ajuste CUSD | (94.162) | -0,1% |
| Total | 3.768.808 | 3,77% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
21. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Energia e
Encargos Setoriais, com efeito de 2,1%, em decorrência da diferença de cobertura concedida no último
processo tarifário e os custos com encargos e aquisição de energia efetivamente incorridos pela
concessionária no período de apuração da CVA.
22. Outro financeiro que cabe destaque é a inclusão da previsão do risco hidrológico que a
concessionária passará a ter nesse reajuste devido às cotas compulsórias de garantia física (CCGF) e a
energia de Itaipu.
23. Um outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 188/2021-SGT/ANEEL, é
a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (50,60%) e as variações do IGP-M (133,68%) e do IPCA (75,21%) no
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
7 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.

B1 - Residencial
IGPM
IPCA
562,52
553,08

524,41 521,06 515,24 512,00
467,60
446,26
428,57
373,52 380,38 380,17
348,67
311,87
Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste
2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
24. A tabela seguinte apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de agosto/2021 a julho/2022, 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
agosto/2020 a julho/2021.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 101.428 | 353.245 | 454.673 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (201) | 6.458 | 6.257 |
| Subsídio Rural | 2.073 | 68.775 | 70.848 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 22 | 653 | 675 |
| Total | 103.321 | 429.131 | 532.453 |

IV. DIREITO
25. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei nº
9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; iv) Decreto nº
7.246, de 28/7/2010; v) Decreto nº 7.945, de 7/3/2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público
de Distribuição de Energia Elétrica nº 145/2002 e seus aditivos.
V. DISPOSITIVO
26. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005013/2020-12, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da COOPERALIANÇA, a
vigorar a partir de 29 de agosto de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido
pelos consumidores de 10,24%, sendo 9,64% para os consumidores em alta tensão e
10,62% para os consumidores em baixa tensão;
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da COOPERALIANÇA;
c) Estabelecer a previsão de custos do Encargo de Serviço de Sistema - ESS e do Encargo
de Energia de Reserva - EER para fins de cobertura tarifária da COOPERALIANÇA;
d) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à
COOPERALIANÇA, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 24 de agosto de 2021.
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor